natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Avoids having to enter the tanks 
Slipper å gå inn i tankene
The solution comprises an automatic system which means that personnel avoid having to enter the tanks in order to clean them. 
Løsningen består av et automatisk system som innebærer at man slipper å gå inn i tankene for å rengjøre de.
Wash water and soap are also recycled so that it is only the actual waste washed out of the tank that has to be delivered for further processing. 
I tillegg blir vaskevann og såpe resirkulert slik at det kun er selve avfallet som vaskes ut av tanken som må leveres til destruksjon.
"The solution increases the safety of our personnel as there is no need to enter the tanks and we reduce both time use and costs," says Jone Stangeland, vice president of logistics and emergency preparedness at Statoil. 
– Løsningen øker sikkerheten for personellet vårt siden det ikke vil være behov for å gå inn i tankene, og vi reduserer både tidsbruk og kostnader, sier Jone Stangeland, logistikkdirektør i Statoil.
The supply vessels transport chemicals in tanks below deck. 
Forsyningsfartøyene transporterer kjemikalier i tanker under dekk.
When the tanks are emptied offshore they must be cleaned before being used for other assignments. 
Når tankene er tømt offshore må de rengjøres før de kan benyttes til andre oppdrag.
Less waste 
Mindre avfall
Tank cleaning is often carried out with the vessels' own tank cleaning plant, although manual tank cleaning has also been necessary on some occasions. 
Ofte blir tankvask utført med fartøyenes egne tankvaskeanlegg, men manuell tankvask har også vært nødvendig i en del tilfeller.
Manual tank cleaning is carried out by emptying the tanks of residual volume before personnel enter them, erect scaffolding and rinse with water and chemical cleaning agents. 
Tankvask blitt gjort manuelt ved at tankene tømmes for restvolum før personell entrer tankene, bygger stillas og spyler med vann og rengjøringskjemikalier.
Manual tank cleaning normally generates a high volume of waste and a typical clean can involve 10–15 cubic metres per assignment. 
Ved manuell tankvask produseres normalt mye avfall, og for en typisk vask kan det innebære 10-15 kubikkmeter per oppdrag.
"By cleaning the water in the same operation, the volume of waste is reduced significantly," says Stangeland. 
– Ved å rense vannet i samme operasjon reduseres avfallet betydelig, sier Stangeland.
The new system will fit onto a lorry, and once the system has replaced manual cleaning, vessels will spend much less unproductive time while docked in connection with tank cleaning. 
Det nye systemet får plass på en lastebil, og når systemet erstatter manuell vask vil fartøyene få mye kortere liggetid ved kai i forbindelse med tankvasken.
Working with green logistics 
Jobber med grønn logistikk
Statoil is constantly searching for new areas that can reduce the environmental footprint the company generates. 
Statoil leter hele tiden etter nye områder som kan redusere miljøavtrykket som virksomheten genererer.
All the supply vessel newbuilds that have entered long-term contracts in the portfolio in the past two years have been modified to use shore power. 
Alle de nybygde forsyningsfartøyer som er kommet inn på langtidskontrakter i porteføljen de siste to årene er tilrettelagt for landstrøm.
They will also be equipped with a marine generator that can be used instead of the main engine, when the vessel is docked. 
I tillegg skal de være utstyrt med en havnegenerator som kan brukes istedenfor hovedmotor når fartøyet ligger til kai.
"We have also specified strict requirements for NOx emissions and all new vessels are equipped with trip computers so that the crew can monitor fuel consumption, and adjust the speed and log fuel consumption more efficiently," says Stangeland. 
– Vi har også satt strenge krav til NOx-utslipp, og alle nye fartøyer har kjørecomputer slik at mannskapet kan følge med på drivstofforbruket, og justere farten og logge forbruket bedre, sier Stangeland.
The contracts awarded on behalf of the licence partners include marine operations, marine construction, engineering, procurement and construction (EPC) of an unmanned wellhead platform as well as modifications at the Oseberg Field Centre. 
Kontraktene Statoil tildeler på vegne av partnerskapene omfatter marine operasjoner, konstruksjon av havbunnsutstyr, design, innkjøp og bygging av ubemannet brønnhodeplattform samt modifikasjonsarbeid på Oseberg feltsenter.
The contracts have a combined value of approximately NOK 1.6 billion. 
Kontraktene som nå tildeles har en samlet verdi på 1,6 milliarder kroner.
“We are very pleased to be able to award these contracts now to suppliers that all have a good track record for Statoil,” says Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil. 
– Vi er svært glade for å kunne tildele disse kontraktene nå, til leverandører som alle tidligere har gjort en god jobb for Statoil, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling.
Statoil submitted the plan for development and operation (PDO) of Oseberg Vestflanken 2 just before Christmas, and the contract awards are subject to government approval of the PDO. 
Statoil leverte plan for utbygging og drift (PUD) av Oseberg Vestflanken 2 like før jul, og kontraktene er tildelt under forutsetning av at myndighetene godkjenner PUD.
Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil.. 
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling.
The field development will provide 110 million barrels of oil equivalent and will be profitable even in a low oil price scenario. 
Feltet har en forventet produksjon på 110 millioner fat oljeekvivalenter og vil være lønnsomt selv med lave oljepriser.
Technip Norway A/S has been awarded contracts for pipe laying at Johan Sverdrup and Oseberg Vestflanken 2. 
Technip Norge AS er tildelt kontrakten med rørlegging på Oseberg Vestflanken 2 og Johan Sverdrup.
The combined contract value is approximately NOK 400 million. 
Samlet kontraktsverdi er om lag 400 millioner kroner.
Ocean Installer has been awarded contracts for marine construction and installation at Oseberg Vestflanken 2, Johan Sverdrup and Gina Krog. 
Ocean Installer er tildelt kontrakt for konstruksjon og installasjon av havbunnsutstyr, (marine construction) på Oseberg Vestflanken 2, Johan Sverdrup og Gina Krog.
The combined contract value is approximately NOK 200 million. 
Samlet kontraktsverdi er om lag 200 millioner kroner.
Hereema Fabrication Group has been awarded the contract for engineering, procurement and construction (EPC) of the unmanned wellhead platform at Oseberg Vestflanken 2. 
Hereema Fabrication Group er tildelt kontrakt for design, innkjøp og bygging av den ubemannede brønnhodeplattformen på Oseberg Vestflanken 2.
Hereema Marine Construction will be responsible for transport and installation of the platform. 
Hereema Marine Contractors skal transportere og installere plattformen.
The combined contract value is approximately NOK 800 million. 
Samlet kontraktsverdi er om lag 800 millioner kroner.
Aibel has been awarded the contract for engineering, procurement, construction and installation (EPCI) on the Oseberg Field Centre, to prepare the platform for receiving the well stream from Oseberg Vestflanken 2. 
Aibel er tildelt kontrakt for design, innkjøp og bygging på Oseberg Feltsenter, for å gjøre plattformen klar til å ta i mot brønnstrømmen fra Oseberg Vestflanken 2.
This contract has a value of approximately NOK 200 million. 
Denne kontrakten har en verdi på om lag 200 millioner kroner.
Late last year FMC was awarded a contract for delivering two subsea trees for the existing subsea template to be included at Oseberg Vestflanken 2. 
FMC er tidligere tildelt en kontrakt på leveranse av to ventiltrær til det eksisterende havbunnsanlegget som blir en del av Oseberg Vestflanken 2.
This contract value is approximately NOK 120 million plus options. 
Kontraktsverdi er omlag 120 millioner kroner pluss opsjoner.
The Oseberg Vestflanken 2 development will consist of an unmanned wellhead platform with 10 well slots. 
Oseberg Vestflanken skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser.
Two existing subsea wells will also be reused. 
I tillegg skal to eksisterende havbunnsbrønner gjenbrukes.
Wellhead platforms with no facilities, helicopter deck or lifeboats represent a new solution in Norway, but it has been thoroughly tested in other areas, such as the Danish and Dutch continental shelves. 
Ubemannet brønnhodeplattform er et nytt konsept på norsk sokkel, men er en godt utprøvd løsning blant annet på dansk og nederlandsk sokkel.
Facts Oseberg Vestflanken 2 
Fakta om Oseberg Vestflanken 2
The licensees are: Statoil (operator) (49.3%), Petoro (33.6%), Total (14.7%) and ConocoPhillips (2.4%). 
Partnere er Statoil (operatør) (49,3%), Petoro (33,6%), Total (14,7%) og ConocoPhillips (2,4%).
Location: In the North Sea, around 8 kilometres northwest of the Oseberg Field Centre. 
Lokasjon: I Nordsjøen, lag 8 kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter
Water depth: Around 110 metres. 
Dybde: om lag 110 meters vanndyp
Estimated life: Until 2040. 
Antatt levetid: Til 2040
Development: Unmanned and remote-controlled wellhead platform. 
Utbygging: Ubemannet og fjernstyrt brønnhodeplattform.
Two subsea wells to be drilled from existing subsea templates will be included in the project. 
I tillegg skal to nye brønner boret fra en eksisterende havbunnsraamme inngå i prosjektet.
All wells will be drilled by a jackup Cat-J drilling rig. 
Alle brønnene skal bores av en oppjekkbar Cat J-rigg.
Located on the Utsira Height in the North Sea, 155 kilometres west of Stavanger. 
Lokasjon: Utsirahøyden i Nordsjøen, 155 kilometer vest for Stavanger
The licensees are: Statoil (operator) (40,0267%), Lundin Norway (22,6%), Petoro (17,36%), Det norske oljeelskap (11,5733%) and Maersk Oil (8,44%). 
Partnere er Statoil (operator) (40,0267%), Lundin Norway (22,6%), Petoro (17,36%), Det norske oljeelskap (11,5733%) og Maersk Oil (8,44%).
The field will be developed in phases. 
Feltet bygges ut i faser.
Production start-up is scheduled for end 2019. 
Produksjonsstart er planlagt i slutten av 2019.
The first phase involves the establishment of a field centre consisting of four platforms. 
Første fase inkluderer etableringen av et feltsenter med fire plattformer.
Peak production will be equivalent to 25% of all Norwegian petroleum production. 
Når produksjonen er på topp, vil den utgjøre 25% av all norsk olje- og gassproduksjon
Water depth is 110 – 120 metres. 
Vanndypet er 110 – 120 meter
The field will be operated by electrical power generated onshore. 
Feltet skal drives med kraft fra land.
Facts Gina Krog 
Fakta om Gina Krog
The Gina Krog field is located around 30 kilometres northwest of Sleipner, and 230 kilometres southwest of Stavanger. 
Gina Krog er et olje- og gassfelt som ligger lag 30 kilometer nordvest for Sleipner, og 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil is the operator with an interest of 58.7%. 
Statoil er operatør med en eierandel på 58,7 prosent.
The partners are Total E&P Norge (30%), PGNiG Upstream international (8%) and Det Norske Oljeselskap (3.3%). 
Partnere er Total E&P Norge (30%), PGNiG Upstream international (8%) og Det Norske Oljeselskap (3,3%).
Oil from the field will be transported via a storage vessel that will be permanently located on the field. 
Oljen fra feltet blir transportert via et lagerskip som skal ligge på feltet.
The Oseberg Area 
Oseberg-området
Johan Sverdrup 
Johan Sverdrup
Hereema Marine Contractors Nederland SE will remove the platform and transport it to shore, while AF Offshore Decom AS has been awarded the contract for disposal and recycling of the platform. 
Hereema Marine Contractors Nederland SE skal fjerne plattformen og transportere den til land, mens AF Offshore Decom AS har fått ansvaret for opphugging og gjenvinning av plattformen.
The Huldra field is a Statoil- operated gas and condensate field on the Norwegian Continental Shelf, North East of Bergen. 
Huldra-feltet er et Statoil-operert gass- og kondensatfelt lokalisert på norsk kontinentalsokkel nordvest av Bergen.
The field came on stream in November 2001 and on plateau the field produced 10, 3 MSm3/day. 
Produksjonen startet i november 2001 og feltet produserte på det meste 10.3 MSm3/dag.
Previously the jack up rig West Epsilon has been awarded the contract for plugging the six wells at Huldra during 2016. 
Tidligere er den oppjekkbare riggen West Epsilon tildelt oppdraget med å plugge de seks brønnene på Huldra i løpet av 2016.
On behalf of the partners Statoil has now awarded two new contracts for removal, transportation, disposal and recycling of the Huldra platform. 
Nå har Statoil tildelt to nye kontrakter på vegne av partnerskapet, for henholdsvis fjerning, transport opphugging og gjenvinning av Huldra-plattformen.
The contract for disposal and recycling of the platform has been awarded to AF Offshore Decom AS, a subsidiary of AF Gruppen ASA. 
Kontrakten for opphugging og gjenvinning av plattformen er tildelt AF Offshore Decom AS som er en del av AF Gruppen ASA.
It is expected that more than 95 percent of the platform will be recycled. 
Det er forventet at i overkant av 95 prosent av plattformen blir gjenvunnet.
The platform is being removed according to the Ospar convention, stating that oil installations no longer being used as a main rule shall be removed. 
Plattformen fjernes i tråd med Ospar-konvensjonen, som har som hovedregel at oljeinstallasjoner som ikke lenger er i bruk, skal fjernes.
Reason for the correction: Missing number in the share trading reporting of a primary insider’s spouse. 
Årsaken til korreksjonen er: Utelatelse av primærinnsiders ektefelles aksjehandel.
Some shares of a primary insider’s spouse was missing in the reporting of share trading on behalf of Statoil ASA (OSE:STL, NYSE:STO) on 10 May 2016. 
En primærinnsiders ektefelles aksjehandel manglet i tallene rapportert i forbindelse med aksjehandel på vegne av Statoil ASA (OSE:STL, NYSE:STO) 10. mai 2016.
The discovery, scheduled to come on stream in late 2019, will be tied back to Aasta Hansteen. 
Funnet, som etter planen skal starte produksjonen seint i 2019, blir knyttet opp til Aasta Hansteen.
Photo of upending operation of the huge substructure for the Aasta Hansteen gas platform in Klosterfjorden near Haugesund. 
Foto av Aasta Hansteen-understellet i Klosterfjorden i Sunnhordland.
(Photo: Espen Rønnevik and Roar Lindefjeld/Statoil) 
(Foto: Espen Rønnevik og Roar Lindefjeld/Statoil)
The authorities therefore today received a supplement to the Plan for Development and Operation (PDO) of the Aasta Hansteen field describing the Snefrid Nord development. 
Myndighetene mottok derfor i dag et tillegg til plan for utbygging og drift (PUD) av Aasta Hansteen-feltet som beskriver Snefrid Nord-utbyggingen.
Aker Solutions, the supplier of subsea equipment for the Aasta Hansteen development, will also deliver the single-slot subsea template, a suction anchor and umbilicals for the Snefrid Nord development. 
Aker Solutions, som leverte havbunnsutstyr til Aasta Hansteen-utbyggingen, skal også levere havbunnsramme med én brønnslisse, sugeanker og kontrollkabler til Snefrid Nord-utbyggingen.
The subsea template and suction anchor mooring it to the seabed will be delivered by Aker Solutions at Sandnessjøen. 
Havbunnsrammen og sugeankeret som fester den til havbunnen skal leveres av Aker Solutions i Sandnessjøen.
“We are pleased to see that Snefrid Nord generates spin-offs and activities at Helgelandskysten,” says Torolf Christensen, project director for Snefrid Nord and Aasta Hanste 
- Det er gledelig å se at Snefrid Nord gir ringvirkninger og aktivitet på Helgelandskysten, sier Torolf Christensen, prosjektdirektør for Snefrid Nord og Aasta Hansteen.
The umbilicals will be delivered by Aker Solutions in Moss. 
Kontrollkablene leveres fra Aker Solutions i Moss.
Subsea 7 will deliver flowlines and spools in addition to performing all subsea installations. 
Subsea 7 skal levere rør og ekspansjonsrørssløyfer (spools) i tillegg til at de skal utføre alle installasjoner på havbunnen.
They are also the supplier for Aasta Hansteen, and by using the same supplier for both projects Statoil expects to capture synergies. 
De er også leverandør til Aasta Hansteen, og ved å bruke samme leverandør på begge prosjekter regner Statoil med å oppnå synergi mellom de to prosjektene.
All contracts are subject to MPE (Ministry of Petroleum and Energy) approval of the supplement to the Aasta Hansteen PDO. 
Alle kontrakter tildeles under forutsetning av at tillegg til PUD for Aasta Hansteen godkjennes av myndighetene.
Torolf Christensen, project director for Snefrid Nord and Aasta Hansteen. 
Torolf Christensen, - prosjektdirektør for Snefrid Nord og Aasta Hansteen.
(Portrait photos: Harald Pettersen) 
(Portretter - foto: Harald Pettersen)
Siri Espedal Kindem, senior vice president for operations north in Statoil. 
Siri Espedal Kindem, - direktør for utvikling og produksjon nord.
Snefrid Nord was discovered in 2015. 
Snefrid Nord ble funnet i 2015.
Recoverable reserves are estimated at about five billion cubic metres of gas. 
Utvinnbare ressurser er om lag fem milliarder kubikkmeter gass.
The development concept includes one well in a single-slot subsea template. 
Funnet bygges ut med én brønn i en havbunnsramme med én brønnslisse.
This will be tied back to the Aasta Hansteen platform through the Luva template six kilometres away. 
Denne knyttes opp til Aasta Hansteen-plattformen via Luva-brønnrammen seks kilometer unna.
Snefrid Nord will produce some four million cubic metres of gas per day in the plateau phase, the planned productive life being 5-6 yea 
På platå vil Snefrid Nord produsere om lag fire millioner kubikkmeter gass per dag og per nå er planlagt produksjonstid 5-6 år.
The capital expenditures for the Snefrid Nord development total about NOK 1.2 billion. 
De totale investeringene for Snefrid Nord-utbyggingen er på om lag 1,2 milliarder kroner.
“Aasta Hansteen is a strategically important development as the platform and Polarled pipeline open a new area in the Norwegian Sea for gas exports to Europe. 
- Aasta Hansteen er strategisk viktig utbygging fordi plattformen og rørledningen Polarled åpner et nytt område i Norskehavet for gasseksport til Europa.
The projects also establish a new infrastructure, which will create opportunities for future field development projects in the area. 
Prosjektene etablerer også ny infrastruktur, som vil skape muligheter for fremtidige feltutviklinger i området.
Snefrid Nord is an excellent example of this,” says Siri Espedal Kindem, senior vice president for operations north in Statoil. 
Det er Snefrid Nord et godt eksempel på, sier Siri Espedal Kindem, direktør for utvikling og produksjon nord.
Statoil Petroleum ASA is operator with an interest of 51 percent. 
Statoil Petroleum ASA er operatør med en eierandel på 51 prosent.
The partners are Wintershall Norge AS (24%) OMV Norge AS (15%) and ConocoPhillips Skandinavia AS (10%) 
Partnere er Wintershall Norge AS (24%) OMV Norge AS (15%) og ConocoPhillips Skandinavia AS (10%)
Water depth: 1 312 meters 
Vanndyp 1 312 meter
Facts about Aasta Hansteen 
Fakta om Aasta Hansteen
Digitalisation will help improve the safety, security and efficiency of Statoil operations. 
Digitalisering skal bidra til å styrke sikkerheten og effektiviteten i Statoils operasjoner.
Towards 2020 Statoil expects to invest NOK 1-2 billion in new digital technologies, accelerating the digital roadmap work. 
Frem mot 2020 forventer Statoil å investere 1-2 milliarder kroner i ny digital teknologi, for å akselerere arbeidet med det digitale veikartet.
Digital technologies will also be part of other Statoil technology and research projects. 
Digital teknologi vil også inngå i øvrige teknologi- og forskningsprosjekter i Statoil.
“Aiming to be a global digital leader within our core areas, we are now stepping up our efforts to capture opportunities provided by the rapid development within digital technologies,” says Statoil’s chief executive officer, Eldar Sætre. 
- Vårt mål er å være en global digital leder innen våre kjerneområder, og vi trapper nå opp vår satsing for å gripe mulighetene den raske utvikling innenfor digital teknologi gir, sier konsernsjef Eldar Sætre i Statoil.
The oil industry is already extensively utilising IT technology and digitalisation, but the rapid technological development creates new opportunities, particularly within the following areas: 
Oljeindustrien bruker allerede IT-teknologi og digitalisering i stort omfang, men den raske teknologiske utviklingen skaper nye muligheter spesielt innenfor følgende områder:
Examples of this are robotic drilling and automated installations. 
Eksempler er robotisert boring og automatiserte installasjoner.
Eldar Sætre, Statoil’s chief executive officer. 
Konsernsjef Eldar Sætre.
Jannicke Nilsson, Statoil’s chief operating officer. 
Jannicke Nilsson, konserndirektør for sikker og effektiv drift.
(Photo: Helge Hansen / AP - Statoil) 
(Foto: Helge Hansen / AP - Statoil)
Statoil Future Energy Forum 
Statoil Future Energy Forum
“Digitalisation can help improve the safety and security of our operations, both by means of data that provide us with a better decision-making basis, and through reduced exposure in risky operations. 
- Digitalisering kan bidra til å styrke sikkerheten i våre operasjoner, både gjennom bruk av data som gir oss bedre beslutningsgrunnlag, men også gjennom redusert eksponering i operasjoner med risiko.
A combination of digitalisation, standardisation and a culture for continuous improvement may drive cost reductions, and form the basis for increased value creation and activity,” Sætre says. 
En kombinasjon av digitalisering, standardisering og en kultur for kontinuerlig forbedring kan gi lavere kostnader, og skape grunnlag for økt verdiskaping og aktivitet, sier Sætre.
Digital centre of excellence 
Digitalt kompetansesenter
Statoil is establishing a digital centre of excellence that will coordinate and manage the digitalisation efforts across the company. 
For å koordinere og lede arbeidet med digitalisering på tvers av selskapet etablerer Statoil et digitalt kompetansesenter.
The centre of excellence will collaborate with external specialist communities, have dedicated units for data analytics, machine learning and artificial intelligence, as well as leaders for digital programmes. 
Kompetansesenteret vil samarbeide med eksterne fagmiljøer, ha egne enheter for dataanalyse, maskinlæring og kunstig intelligens, samt ledere for digitale programmer.
Statoil will recruit candidates for the centre of excellence both internally and externally, and the leader will report to Statoil’s chief operating officer (COO). 
Statoil vil rekruttere både internt og eksternt til kompetansesenteret, og lederen vil rapportere til konserndirektøren for sikker og effektiv drift.
Seven programmes for digitalisation 
Syv programmer for digitalisering
Statoil is establishing a roadmap with seven programmes in the further digitalisation process: 
Statoil etablerer et veikart med syv programmer i det videre arbeidet med digitalisering:
Digital safety, security and sustainability Using data to reduce safety risks, improve learning from historical incidents, strengthen security, and reduce the carbon footprint of our operations. 
Digital sikkerhet, sikring og bærekraft Utnytte data for å redusere sikkerhetsrisiko, forbedre læringen av historiske hendelser, styrke sikring, og redusere karbonavtrykket fra virksomheten vår.
Process digitalisation Streamlining of work processes and reduction of manual input across the value chain. 
Prosessdigitalisering Effektivisere arbeidsprosesser og redusere manuell input på tvers av verdikjeden.
Subsurface analytics Improving data accessibility and analytical tools for subsurface data, enabling better decision-making. 
Undergrunnsanalyse Forbedre datatilgang og analyseverktøy for undergrunnsdata, og dermed tilrettelegge for bedre beslutningstaking.
Next generation well delivery Enhancing utilisation of well and subsurface data for planning, real-time analytics and increased automation. 
Neste generasjons brønnleveranse Styrke bruken av brønn- og undergrunnsdata til planlegging, sanntidsanalyser og økt automatisering.