natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“Statoil had earlier defined King Lear as a potential high-impact prospect. 
- Statoil har tidligere definert King Lear som et prospekt med stort potensial.
The drill results confirm our expectations and show once again that the Norwegian continental shelf still delivers high value barrels,” says Gro Gunleiksrud Haatvedt , senior vice president exploration Norway in Statoil. 
Boreresultatene bekrefter våre forventninger og viser igjen at norsk sokkel leverer fat av høy verdi, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
Data acquisition is currently being finalised in the sidetrack. 
Datainnsamlingen fullføres nå i sidesteget.
As King Lear is a high-pressure, high-temperature well, special attention is given to ensuring safe drilling operations. 
Ettersom King Lear er en brønn med høyt trykk og høy temperatur, er det lagt spesiell vekt på sikre boreoperasjoner.
The King Lear discovery is an important contribution to Statoil’s corporate strategy of revitalising the NCS with high-value barrels. 
King Lear-funnet er en viktig bidragsyter til Statoils konsernstrategi om å revitalisere norsk sokkel med fat av høy verdi.
“King Lear lies approximately 20 kilometres north of the Ekofisk field. 
- King Lear ligger omkring 20 kilometer nord for Ekofisk–feltet.
It is encouraging to see that this part of the Norwegian continental shelf – home to the first commercial oil find in Norway – is still delivering significant discoveries,” says Haatvedt. 
Det er oppmuntrende å se at det fremdeles kan gjøres store funn på den mest modne delen av norsk sokkel, like i nærheten av der det første drivverdige oljefunnet i Norge ble gjort, sier Haatvedt.
“This reinforces our faith in the exploration potential of the Norwegian continental shelf. 
- Dette styrker troen vår på letepotensialet på norsk sokkel.
Not only does it have a proud past, but also an exciting future,” she adds. 
Ikke bare har norsk sokkel en stolt fortid, men også en spennende framtid, tilføyer hun.
Statoil will plan for appraisal drilling of the discovery as well as exploration drilling on other interesting prospects in the licences. 
Statoil vil planlegge avgrensningsboring for funnet, samt leteboring på andre interessante prospekter i lisensene.
Going forward, Statoil as operator will look into an optimal development solution for King Lear and evaluate if the discovery should be developed as a stand-alone or as a tie-in to infrastructure in the area. 
Framover vil Statoil som operatør arbeide med å finne den optimale utbyggingsløsningen for King Lear og vurdere om funnet bør bygges ut som et selvstendig felt, eller knyttes opp mot infrastruktur i området.
This area, normally considered an oil province, may on the basis of this discovery and other gas resources form the basis for future gas development. 
Området, som normalt anses som en oljeprovins, kan på bakgrunn av dette funnet og andre gassressurser danne grunnlag for en framtidig gassutbygging.
Wells 2/4-21 and 2/4-21 A are the eleventh and twelfth wells drilled in production licence PL146. 
Brønn 2/4-21 og 2/4-21 A er den ellevte og tolvte brønnen boret i utvinningstillatelse PL146.
Well 2/4-21 was drilled to a vertical depth of 5,344 metres below sea level in 67 metres of water, while well 2/4-21 A was drilled to a vertical depth of 5,237 metres below sea level. 
Brønn 2/4-21 ble boret til et vertikalt dyp av 5.344 meter under havoverflaten på 67 meters havdyp, mens brønn 2/4-21 A ble boret til et vertikalt dyp på 5.237 meter under havoverflaten.
Statoil is operator for production licences PL146 and PL333 with an ownership share of 77.8%. 
Statoil er operatør for utvinningstillatelse PL146 og PL333 med en eierandel på 77,8 %.
The licence partner is Total E&P Norge (22.2%). 
Partneren Total E&P Norge har en eierandel på 22,2 %.
The King Lear discovery is the eighth high-impact* discovery made by Statoil over the last 15 months. 
King Lear-funnet er det åttende “high-impact*”-funnet som Statoil har gjort de siste 15 månedene.
The other high-impact discoveries are Zafarani and Lavani in Tanzania, Skrugard and Havis in the Barents Sea, Johan Sverdrup (formerly Aldous/Avaldsnes) in the North Sea, and Peregrino South and Pão de Açúcar (non-operated) in Brazil. 
De andre storfunnene er Zafarani og Lavani i Tanzania, Skrugard og Havis i Baretshavet, Johan Sverdrup (tidligere Aldous/Avaldsnes) i Nordsjøen, og Peregrino Sør og Pão de Açúcar (der Statoil ikke er operatør) i Brasil.
* High impact = > 100 million barrels of o.e. net for Statoil or > 250 million barrels o.e. in total. 
* High impact = mer enn 250 millioner fat oljeekvivalenter totalt, eller Statoil-andel på mer enn 100 millioner fat oljeekvivalenter.
The jack-up rig Maersk Gallant. 
Den oppjekkbare riggen Maersk Gallant.
(Photo: Harald Pettersen / Statoil) 
(Foto: Harald Pettersen / Statoil)
Statoil has awarded FMC a contract for subsea production systems (SPS) for the Gullfaks South field, with options to cover Statoil's subsea tie-back demand in the fast-track portfolio for 2014 and 2015. 
Statoil har tildelt FMC kontrakt for produksjonssystemer på havbunnen (SPS) for Gullfaks sør feltet, med en opsjon på å dekke Statoils behov for subsea tie-back - tilbakeknytting på havbunnen - for 2014 og 2015.
Estimated contract value is close to NOK 1.2 billion, in addition to possible extentions worth NOK 4 billion. 
Estimert kontraktsverdi er opp mot NOK 1,2 milliarder, i tillegg kommer mulige opsjoner til en verdi på om lag NOK 4 milliarder.
"Standardised subsea solutions for fast-track developments are important for the development of marginal fields near existing infrastructure. 
- Standardiserte løsninger for Statoils hurtigutbygginger er viktige for å kunne utvikle marginale felt nær eksisterende infrastruktur.
The Gullfaks South project for increased recovery realising 65 million barrels of oil equivalent (boe) illustrates the potential," says head of Statoil’s fast-track developments, Halfdan Knudsen. 
Økt utvinning på 65 millioner fat oljeekvivalenter fra Gullfaks sør-prosjektet illustrerer dette potensialet, sier Halfdan Knudsen, ansvarlig for Statoils hurtigutbygginger på norsk sokkel.
Standardised equipment A subsea production system comprises a wellhead, x-mas tree equipment, template structures, a manifold and a control system. 
Standardisert utstyr Produksjonssystemer på havbunnen inkluderer brønnhode, utstyr til juletrær, malstrukturer, manifold og kontrollsystem.
Statoil has a frame agreement with its suppliers on SPS services, and FMC is one of these suppliers. 
Statoil har en rammeavtale med leverandører for leveranser av tjenester innen SPS og FMC er en av disse leverandørene.
The contractor will deliver subsea equipment for relevant fast-track projects and tie-back demand in 2014 and 2015. 
Leverandøren vil levere utstyr til havbunnen for relevante hurtigutbyggingsprosjekter og behov innen tie-back løsninger i 2014/2015.
"What is special about this contract is that the technical requirements will be frozen for a two-year period to form a standard catalogue for subsea production systems", says head of technology excellence in Statoil, Siri Espedal Kindem. 
- Det som er spesielt med denne kontrakten er at de tekniske spesifikasjonene vil bli fryst for en to-års periode, og danner da en standardkatalog for produksjonssystemer på havbunnen, sier Statoils teknologidirektør, Siri Espedal Kindem.
"Statoil has been working closely with the supplier industry to develop standard equipment for the fast-track field development portfolio. 
- Statoil har jobbet tett med leverandørindustrien for å utvikle standardutstyr for porteføljen av hurtigutbygginger.
This means that we can build equipment quickly and develop marginal fields more efficiently." 
Dette innebærer at vi kan bygge utstyr raskere og utvikle de små funnene mer effektivt.
Statoil has set new requirements enabling the same systems to be used regardless of which supplier is chosen to deliver the seabed infrastructure. 
Statoil har satt nye krav som gjør at samme system kan bli benyttet uavhengig av hvem som velges som leverandør for infrastrukturen på havbunnen.
This will provide simplified logistics and standardised equipment to improve the efficiency of the operations. 
Dette bidrar til forenklet logistikk og standardisert utstyr som øker effektiviteten i operasjonene.
Statoil is operator and Petoro is partner The project is contingent on an investment decision which is expected at the end of summer 2012. 
Statoil er operatør og Petoro partner Prosjektet er betinget av investeringsbeslutning, som er ventet mot slutten av sommeren 2012.
Pre-investments in subsea production systems have been undertaken to secure production start-up and taking into account long lead items. 
Den tidlige investeringen i produksjonssystemer for havbunnen er foretatt for å sikre oppstart av produksjon med tanke på lang ledetid.
The modifications on the platform are necessary to realise the subsea wet gas compression, which will increase recovery from the Gullfaks South reservoir by 22 million boe. 
Modifikasjonene på plattformen er nødvendige for å kunne realisere havbunns våtgasskompresjon som vil øke utvinningen fra Gullfaks sør reservoaret med 22 millioner fat oljeekvivalenter.
The Gullfaks B and C-platforms as photographed from the Gullfaks A-platform. 
Gullfaks B og C-plattformene fotografert fra Gullfaks A-plattformen.
"At the same time, we're implementing a project described by the technical editor of Oil & Gas Journal, the world's leading oil magazine, as 'the most daring and complex subsea project ever launched'." 
"Samtidig realiserer vi et prosjekt som teknisk redaktør i verdens ledende oljetidsskrift, Oil & gas Journal, i en reportasje i fjor karakteriserte som "det mest dristige og komplekse undervannsprosjekt som noen gang er igangsatt."
Chief executive Harald Norvik has headed the group since taking over from Arve Johnsen in February 1988. 
Harald Norvik har vært Statoils konsernsjef siden februar 1988.
Mr Vareberg worked at Statoil in 1978-83, and rejoined the staff in 1989. 
Terje Vareberg arbeidet i Statoil fra 1978 til 1983 og kom tilbake i 1989.
The group’s lost revenue resulting from the production stoppage will amount to around NOK 520 million per day. 
520 millioner kroner per dag.
An appropriate level of safety staffing will be established on each installation. 
En forsvarlig sikkerhetsbemanning vil bli etablert på hver enkelt installasjon.
The lockout warning follows strike action taken by Industri Energi, SAFE and Lederne on 24 June. 
Varselet om lockout kommer etter at Industri Energi, SAFE og Lederne gikk til konflikt 24. juni.
The early retirement scheme is a demand that cannot be met by OLF because each individual company determines its own pension scheme, and pension is therefore not included in the pay agreements. 
Tidligpensjonsordning er et krav OLF ikke kan innfri fordi det er de enkelte bedrifter som fastsetter pensjonsordninger, og pensjon er derfor ikke en del av tariffoppgjøret.
Since it has not been possible to negotiate a settlement after 12 days of dispute, OLF has found it necessary to respond to the strike by announcing a lockout warning. 
Når det etter 12 dager med konflikt ikke har vært mulig å forhandle en løsning, har OLF sett seg nødt til å svare på streiken med å varsle lockout.
Erik Gonder, IR Officer, + 47 99 562611 (mobile) 
Erik Gonder, +47 99562611 (mobil)
Media relations Bård Glad Pedersen, spokesperson, +47 91 801791 (mobile) 
Media Bård Glad Pedersen, pressetalsperson, +47 91801791 (mobil)
At the request of the Minister the parties are to resume work as soon as possible. 
På oppfordring fra statsråden gjenopptar partene arbeidet så snart som mulig.
The lockout that has been announced for the Norwegian continental shelf will therefore not come into force. 
Den varslede lockouten på norsk sokkel blir dermed ikke gjennomført.
On Thursday 5 July, the Norwegian Oil Industry Association (OLF) announced an impending lockout for all members of the unions Industry Energy (Industri Energi), the Organisation of Energy Personnel (SAFE) and the Norwegian Organisation of Managers and Executives (Lederne) affected by the offshore agreement. 
Oljeindustriens Landsforening (OLF) varslet torsdag 5. juli lockout (utvidet plassfratredelse) for alle medlemmer i Industri Energi, SAFE og Lederne som omfattes av sokkeloppgjøret.
The lockout was due to come into force on Monday 9 July at 24:00, but instead, the parties will meet in the national wage arbitration tribunal that will make a binding decision in the on-going labour dispute. 
24.00, men partene vil isteden møte i rikslønnsnemnda som vil komme med et bindende vedtak i den pågående arbeidskonflikten.
Statoil installations that have been affected by the labour dispute are the Oseberg Field Centre, Oseberg South, Oseberg East, Oseberg C, Heidrun, Huldra, Veslefrikk and Brage. 
Statoil-installasjonene som har vært rammet av arbeidskonflikten er Oseberg Feltsenter, Oseberg Sør, Oseberg Øst, Oseberg C, Heidrun, Huldra, Veslefrikk og Brage.
Production from these installations will be resumed as quickly as possible. 
Produksjonen fra disse installasjonene vil bli gjenopptatt så raskt det lar seg gjøre.
It may take from 1 to 2 days to get production started and Statoil expects to have the fields back in full production within a week. 
Det vil kunne ta fra 1 til 2 dager og starte produksjonen og Statoil regner med at feltene er tilbake til normal produksjon i løpet av en uke.
Media Jannik Lindbæk Jr, vice president, media relations, +47 97755622 (mobile) Bård Glad Pedersen, media spokesperson, +47 91801791 (mobile) 
Media Jannik Lindbæk Jr, vice president, media relations, +47 97755622 (mobil) Bård Glad Pedersen, pressetalsperson, + 47 91801791 (mobil)
This information is subject to the Securities Trading Act § 5-12 
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven § 5-12
Norwegian Minister of Labour Hanne Bjurstrøm has informed the parties in the offshore pay settlement that the government will propose to Parliament that the conflict be resolved by compulsory arbitration. 
Arbeidsminister Hanne Bjurstrøm har meddelt partene i sokkeloppgjøret at regjeringen vil foreslå for Stortinget at konflikten løses ved tvungen lønnsnemndbehandling.
The Aasta Hansteen platform will be the world's largest Spar platform and the first of its kind on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Aasta Hansteen-plattformen blir verdens største SPAR-plattform og også første av denne type plattform på norsk sokkel.
Total recoverable reserves for Aasta Hansteen, previously called Luva, are preliminarily estimated at about 47 billion standard cubic metres (scm) of gas and 0.8 million scm of condensate. 
Totale utvinnbare reserver for Aasta Hansteen tidligere kalt Luva er foreløpig anslått til om lag 47 milliarder standard kubikkmeter gass og 0,8 millioner standard kubikkmeter kondensat.
"The hull contract is an important first construction step for the Aasta Hansteen field development," says Ivar Aasheim, Statoil's senior vice president for field development on the NCS. 
– Skrog-kontrakten er et viktig første byggetrinn for Aasta Hansteen-feltutviklingen, sier direktør for feltutvikling på norsk sokkel i Statoil, Ivar Aasheim.
"Aasta Hansteen is the start of deepwater development in the Norwegian Sea and the development could also open up for tie-backs to other discoveries in the same area." 
– Aasta Hansteen er starten på dypvannsutbygging i Norskehavet, og utbyggingen vil også kunne åpne opp for tilknytning til andre funn i samme område.
The platform will be the first Spar with storage capacity and will be able to store about 25,000 scm of condensate, and export gas via the Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI). 
Plattformen blir den første av typen SPAR med lagringskapasitet, og vil ha lagring av cirka 25 000 kubikkmeter kondensat og eksport av gass via Norwegian Sea Gas Infrastructure (NSGI).
It will be built in South Korea and transported on the world's largest heavy-lift carrier. 
Den skal bygges i Sør-Korea og skal transporteres på verdens største tungtransportfartøy.
Technip will design, procure and deliver the Spar platform hull readied for mating with the platform topsides in Norway. 
Technip skal designe, anskaffe og levere Spar-plattformskroget klar for sammenkopling med plattformdekket i Norge.
The supplier will also design and prepare specifications for steel rigid risers and a complete mooring system. 
Leverandøren skal også designe og utarbeide spesifikasjoner for stive stigerør i stål, samt et komplett fortøyningssystem.
The estimated contract value for this assignment is just over NOK 4 billion. 
Estimert kontraktsverdi for dette oppdraget er på i overkant av 4 milliarder norske kroner.
"We've had several early-phase and concept studies for the entire Aasta Hansteen project, with Technip, Aker, Samsung, FMC, Saipem and IKM, among others, involved in developing the concept," says Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil. 
– Vi har hatt flere tidlig fase- og konseptstudier for hele Aasta Hansteen-prosjektet, hvor blant annet Technip, Aker, Samsung, FMC, Saipem og IKM har vært med på å utvikle konseptet.
"The hull is the first execution contract to be set and we are satisfied that Technip has the necessary capacity to take on this assignment following strong competition with other players." 
Skrog er den første gjennomføringskontrakten som settes, og vi er fornøyd med at Technip har den nødvendige kapasitet til å ta på seg dette oppdraget etter sterk konkurranse med andre aktører, sier Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil.
In May, Statoil arranged a supplier seminar in Bodø in cooperation with the PetroArctic supplier network. 
Statoil arrangerte i mai et leverandørseminar i Bodø i samarbeid med leverandørnettverket PetroArctic.
All potential principal bidders for the topsides, hull, subsea facility and marine operations were also present. 
Alle potensielle hovedtilbydere for plattformdekk, skrog, undervannsanlegg samt marine operasjoner var også til stede.
Statoil has ambitions to create big spin-offs and is charting opportunities for competitive deliveries from the north-Norwegian community and other bidders in the supplies industry at the earliest possible stage of the project. 
Statoils har ambisjoner om å skape så store ringvirkninger som mulig og kartlegger mulighetene for konkurransedyktige leveranser fra nordnorske miljø og andre tilbydere i leverandørindustrien så tidlig i prosjektet som mulig.
An important driver is that potential principal suppliers receive an overview and assessment of the companies which can contribute to the development of Aasta Hansteen. 
En viktig driver er at mulige hovedleverandører får en oversikt og vurdering av hvilke bedrifter som kan bidra til utbyggingen av Aasta Hansteen.
The largest and most long-term spin-offs from Aasta Hansteen will occur in the production phase. 
De største og mest langsiktige ringvirkningene av Aasta Hansteen utbyggingen vil komme i driftsfasen.
Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil 
Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil
"We see that competitive communities of suppliers are emerging in the north and we know that the Aasta Hansteen project, along with Dagny and Mariner which are also at the development stage, is of great interest to the supplies industry," says Opedal. 
– Vi ser at det vokser frem konkurransedyktige leverandørmiljøer i nord og vet at Aasta Hansteen-prosjektet, sammen med Dagny og Mariner som også er i utviklingsfasen nå, er av stor interesse i leverandørindustrien.
"In the course of this autumn and next spring we're going to award contracts for topsides, subsea facilities, pipelines, marine operations and drilling. 
I løpet av høsten 2012 og våren 2013 skal vi tildele kontrakter for dekk, undervannsanlegg, rør, marine operasjoner og boring.
There'll be opportunities for qualified sub-contractors and our ambition is that the Aasta Hansteen field will make a contribution to industrial development in northern Norway." 
Her blir det muligheter for kvalifiserte underleverandører og vi har ambisjoner om at utviklingen av Aasta Hansteen-feltet vil bidra til industriutvikling i nord, sier Opedal.
Part of the work will begin in the middle of August, with completion of deliveries set for the middle of December 2015. 
Deler av arbeidet vil starte i midten av august 2012, med ferdig leveranse medio desember 2015.
This letter of intent will contribute to securing the overall progress plan for Aasta Hansteen. 
Denne intensjonsavtalen bidrar til å sikre den overordnede fremdriftsplanen for Aasta Hansteen.
The investment decision is expected in late 2012/early 2013, with production start-up at the end of 2016. 
Investeringsbeslutning er forventet årsskiftet 2012/2013 med produksjonsstart slutten av 2016.
The Aasta Hansteen field will be run from Harstad, Statoil's new operational asset in the north. 
Aasta Hansteen-feltet skal styres fra Harstad, Statoils nye driftsområde i nord.
Establishing this new asset entails an increase in the number of employees at the Harstad office. 
Etableringen av det nye driftsområdet innebærer en økning av antall ansatte ved Harstad-kontoret.
When a decision to develop Aasta Hansteen is taken more employees will be needed in the new operational asset. 
Når Aasta Hansteen blir besluttet, vil dette medføre flere ansatte i det nye driftsområdet.
The overall increase will be in the order of 30-50 people. 
Samlet vil økningen utgjøre i størrelsesorden 30-50 personer.
The production horizon extends towards 2040. 
Produksjonshorisonten strekker seg mot 2040.
Big efforts are being made to get the gas liquefaction plant back on line quickly. 
Det jobbes for fullt med å få anlegget raskt tilbake i produksjon.
Statoil’s share of Snøhvit output is about 50,000 barrels of oil equivalent per day. 
Statoils andel av produksjonen fra Snøhvit utgjør rundt 50.000 fat oljeekvivalenter pr. dag.
Water ingression causes ice formation in the cooling circuit. 
Vanngjennombrudd fører til isdannelser i kjølekretsen.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,553,848 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.553.848 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 141.75 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 141,75 kroner.
Following this, the share saving plan has 7,265,014 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 7.265.014 aksjer.
(Photo: CHC Helikopter Service AS) 
(Foto: CHC Helikopter Service AS)
Statoil needs to have four transport service helicopters in Kristiansund, two in Brønnøysund, one search and rescue helicopter on Heidrun, as well as a replacement helicopter for the rescue helicopter, initially stationed in Brønnøysund. 
Statoil skal ha fire tilbringerhelikoptre i Kristiansund, to i Brønnøysund, ett søk- og redningshelikopter på Heidrun samt et erstatningshelikopter for redningshelikopteret, i utgangspunktet stasjonert i Brønnøysund.
The Kristiansund contract has a duration of five years and seven months, with start-up on 1 July 2014. 
Kristiansund-kontrakten er på fem år og sju måneder, med oppstart 1. juli 2014.
The duration of the contracts for Brønnøysund and Heidrun are five years, starting on 1 February 2015. 
Varigheten på kontraktene i Brønnøysund og Heidrun er fem år og begynner 1. februar 2015.
All three contracts have extension options for up to three years. 
Alle tre kontraktene har opsjoner på inntil tre års forlengelse.
Jannicke Hilland, head of Joint operations in Statoil. 
Jannicke Hilland, direktør for Fellesoperasjoner i Statoil.
"Our activity level in the Norwegian Sea is high. 
– Vi har et høyt aktivitetsnivå i Norskehavet.
These contracts will help make us more robust in meeting the needs for helicopter services in the area in the years to come," says Jannicke Hilland, head of Joint operations in Statoil. 
Disse kontraktene bidrar til å gjøre oss robuste til å møte behovene for helikoptertjenester i området framover, sier Jannicke Hilland, direktør for Fellesoperasjoner i Statoil.
"Statoil opted to split the helicopter activity in the Norwegian Sea among three contracts to ensure full competition. 
– Statoil valgte å dele helikopteraktiviteten i Norskehavet inn i tre kontrakter for å sikre full konkurranse.
This was a success. 
Det lyktes vi med.