natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Annual refining capacity is due to be boosted from eight million tonnes of crude oil to 10 million tonnes. 
Den årlige kapasiteten på råoljeanlegget skal økes fra 8 til 10 millioner tonn råolje.
To handle lighter crudes, the principal distillation column - which forms the heart of the refinery - must be given a new lining. 
For å kunne raffinere lettere typer råoljer må hoveddestillasjonstårnet, som er hjertet i anlegget, få ny innmat.
The biggest challenge will be modifying the interior of the columns because access is limited, says Oliver Ulvøy, manager of the Mongstad part of Vestprosess. 
Oliver Ulvøy, Statoils prosjektsjef for Vestprosess Mongstad, sier at den største utfordringen ligger i modifikasjonene innvendig i tårnene, fordi tilkomsten er begrenset.
About 450 people are involved in the refinery conversion, with Netherlands-based Raytheon Engineers & Constructors as the main contractor. 
Om lag 450 mennesker er involvert i ombyggingen av råoljeanlegget.
The latter has in turn hired a number of sub-contractors from Norway and other parts of Europe. 
Selskapet har engasjert flere underleverandører fra Norge og andre deler av Europa.
Extra attention is being paid to safety and the environment during this hectic period. 
I denne hektiske perioden er det rettet ekstra oppmerksomhet mot sikkerhet og miljø.
Plans call for the crude oil refinery to be back in operation on 8 June. 
Oppstart for råoljeanlegget er planlagt til 8. juni.
Work will then begin on cooling down a 60,000-cubic-metre rock cavern in order to store liquid propane at -43°C. 
Da begynner arbeidet med å kjøle ned det 60.000 kubikkmeter store fjellageret, som skal lagre propan ved minus 43 grader celsius.
A refrigeration plant with two big compressors will cool down the propane store and butane during loading. 
Et anlegg med to store kjølekompressorer skal kjøle ned propanlageret og butan under lasting.
The whole Vestprosess project is due to be completed on 1 October. 
Hele Vestprosess-prosjektet skal være ferdig 1. oktober 1999.
This development will allow the Mongstad refinery to make better use of the lighter components in crude oil and to sell them as separate products. 
Vestprosess gjør det mulig for Mongstad-anlegget å ta bedre vare på de lettere komponentene i råoljen og selge dem som egne produkter.
Large consignments of liquefied petroleum gases will be available for delivery from the modified facility, for instance. 
Det nye råoljeanlegget gjør det blant annet mulig å levere store laster med flytende petroleumsgass (LPG).
Issue of USD 500,000,000 Floating Rate Notes due November 9, 2017 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 500.000.000 til flytende rente med forfall 9. november 2017
Issue of USD 750,000,000 2.250% Notes due November 8, 2019 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 2,250% rente med forfall 8. november 2019
Issue of USD 500,000,000 2.750% Notes due November 10, 2021 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 500.000.000 til 2,750% rente med forfall 10. november 2021
Issue of USD 500,000,000 3.250% Notes due November 10, 2024 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 500.000.000 til 3,250% rente med forfall 10. november 2024
The settlement date is November 10, 2014. 
Oppgjørsdato er 10. november 2014.
Investor relations: Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations, +1 203 5702524 
Investorrelasjoner: Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations, +1 203 5702524
Issue of USD 750,000,000 1.250% Notes due November 9, 2017 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 1,250% rente med forfall 9. november 2017
These awards strengthen our UK continental shelf portfolio significantly and underpin our long-term commitment as an operator in UK waters,” says Erling Vågnes, senior vice president for exploration in Statoil. 
Denne tildelingen styrker vår portefølje på britisk sokkel og understreker vårt langsiktige perspektiv som operatør i britisk farvann, sier Erling Vågnes, letedirektør i Statoil.
Erling Vågnes, senior vice president for exploration in Statoil. 
Erling Vågnes, letedirektør i Statoil.
Eleven of the licences are in the North Sea and the remaining one is West of Hebrides. 
11 av lisensene er i Nordsjøen og den siste ligger vest for Hebridene.
In terms of size, this additional acreage constitutes almost 8000 square kilometres and thus represents access at scale. 
Totalt utgjør det nye arealet nesten 8.000 kvadratkilometer, og gir dermed tilgang til store nye leteareal.
Significant positions have been taken both in mature parts of the Central North Sea, such as in the vicinity of the Mariner and Bressay projects, and in relation to plays largely untested in UK waters. 
En betydelig andel av arealet ligger i modne deler av den sentrale Nordsjøen, blant annet i nærheten av Statoil-prosjektene Mariner og Bressay.
In this latter category, the acreage picked up on the northern margin of the Mid North Sea High (Quadrants 37 and 38) and in the Halibut Horst area (Quadrants 13 and 14) can be highlighted. 
Statoil sikrer seg også areal i lite utforskede deler av britisk farvann, blant annet på nordlige delen av Mid North Sea High (kvadrant 37 & 38) og i Halibut Horst-området (kvadrant 13 & 14).
“This new acreage holds the potential for new high-value barrels in our greater North Sea core area, both near our existing heavy oil projects and in new areas. 
– Dette nye arealet har potensial til å levere nye fat med høy verdi i vårt utvidede kjerneområde i Nordsjøen.
This is in line with Statoil’s exploration strategy of taking large, untested acreage positions and deepening existing core areas,” says Vågnes. 
Dette er i tråd med Statoils letestrategi, både ved å ta store posisjoner i utestede områder og bygge videre på våre kjerneområder, sier Vågnes.
Statoil is planning to drill two exploration wells in 2015 in acreage acquired in the previous UK licensing round, and also sees the potential for maturing several additional drilling candidates on the 28th round acreage. 
Statoil planlegger å bore to letebrønner i 2015 i områder tildelt i forrige lisensrunde på britisk sokkel, samtidig som det er potensial for å modne fram ytterligere borekandidater i det nye arealet.
Statoil continues the development of the heavy oil Mariner field, planned to come on stream in 2017. 
Statoil fortsetter samtidig feltutviklingen av tungoljeprosjektet Mariner, med forventet produksjonsstart i 2017.
The Bressay project is in the concept evaluation phase. 
For Bressay-prosjektet pågår det nå evaluering av mulige konseptvalg.
Statoil-operated licences: 
Statoil-operertelisenser:
3/22, 3/26 & 3/27a 
3/22, 3/26 & 3/27a
8/9 (Part), 8/10 (Part), 8/14 & 8/15b 
8/9 (Part), 8/10 (Part), 8/14 & 8/15b
Statoil (65.11%) 
Statoil (65.11%)
JX Nippon, Dyas UK 
JX Nippon, Dyas UK
8/29 (Split), 8/30, 15/4 & 15/5 
8/29 (Split), 8/30, 15/4 & 15/5
9/11e (Split) 
9/11e (Split)
9/11f 
9/11f
13/30b (Part), 14/21, 14/22, 14/26b (Split) & 14/27 (Split) 
13/30b (Part), 14/21, 14/22, 14/26b (Split) & 14/27 (Split)
16/1b 
16/1b
28/24, 28/25 & 29/21 
28/24, 28/25 & 29/21
37/5, 37/10 & 38/1 
37/5, 37/10 & 38/1
Statoil (50%) 
Statoil (50%)
Nexen 
Nexen
Partner-operated licenses: 
Partneropererte lisenser:
154/1, 154/2, 154/3, 164/18, 164/19, 164/23, 164/24, 164/28 & 164/29 
154/1, 154/2, 154/3, 164/18, 164/19, 164/23, 164/24, 164/28 & 164/29
DONG, Statoil (30%) 
DONG, Statoil (30%)
37/9, 37/14 & 37/15 
37/9, 37/14 & 37/15
30/20 (Part) 
30/20 (Part)
Statoil (42.4%), Total, ENI 
Statoil (42,4%), Total, ENI
Map - 28th licensing round on the UK Continental Shelf PDF 266 kB 
Kart - 28. tildelingsrunde PDF 266 kB
“We were awarded all the acreage that we had applied for and are of course very pleased with the outcome of this licensing round. 
– Vi ble tildelt alt arealet vi hadde søkt på, og er selvfølgelig svært tilfreds med utfallet av lisensrunden.
The survey was carried out among university and college students in Norway. 
Undersøkelsen er gjort blant studenter på universiteter og høyskoler i Norge.
Companies who are popular with the students have one thing in common – they visit university and college campuses where they hold presentations and offer trainee programmes. 
Felles for arbeidsgiverne som får studentenes gunst, er at de er aktive i studentmiljøet med presentasjoner og tilbud om traineeprogram.
"It’s an ongoing process.” 
Det er noe vi jobber med kontinuerlig."
The survey shows that students consider Norwegian companies to be more attractive than before, whereas large consultant companies are losing ground. 
Undersøkelsen viser at studentene synes at norske bedrifter er mer attraktive enn før, mens store konsulentselskaper taper terreng.
The students’ preferences reflect the changing economic climate. 
Studentenes preferanser gjenspeiler skiftende konjunkturer.
This year’s survey shows that students are looking for job security more than they used to. 
Årets undersøkelse viser at studentene i større grad enn tidligere søker trygghet i jobben.
The results of the survey show that confidence in the industry has been re-established. 
Resultatene fra undersøkelsen viser at tilliten til bransjen er gjenopprettet.
When 18,000 jobs disappeared over 18 months as a result of low oil prices a couple of years ago, students became wary of the oil and gas industry. 
Da 18.000 arbeidsplasser forsvant på 18 måneder som følge av lav oljepris for et par år tilbake, fikk studentene et reservert forhold til olje- og gassindustrien.
Today 74,000 people work in the Norwegian oil industry. 
I dag jobber 74.000 mennesker i norsk oljeindustri.
Thirty years after the Oil Age came to Norway many of the pioneers are approaching retirement age. 
30 år etter at oljealderen kom til Norge, nærmer mange av pionerene seg pensjonsalderen.
According to an estimate by the Norwegian Oil Industry Association (OLF), the industry will need about 50,000 new employees over the next 20 years. 
Ifølge et overslag fra Oljeindustriens landsforening (OLF), trenger bransjen rundt 50.000 nye medarbeider de neste 20 årene.
Norwegian economics and technology students in their final year rank Statoil at the top of their list of employers they would like to work for, according to Universum Graduate Study. 
Norske avgangsstudenter innen økonomi og teknologi rangerer Statoil øverst på ønskelisten over arbeidsplasser de ønsker seg til, ifølge Universum Graduate Study.
The exploration programme in the Barents Sea for 2014 is nearing completion. 
Leteprogrammet i Barentshavet for 2014 er i ferd med å avsluttes.
After Transocean Spitsbergen has completed the Saturn well the rig will cut and retrieve a wellhead in the Mercury exploration well. 
Etter at Transocean Spitsbergen er ferdig med Saturn-brønnen vil riggen kutte og trekke et brønnhode på letebrønnen Mercury.
The job is estimated to be finished in mid-November. 
Jobben er beregnet til å være ferdig medio november.
Subsequently the rig will be suspended to the end of the year. 
Deretter blir riggen suspendert ut året.
The suspension is a result of overcapacity in Statoil’s rig portfolio, and unsuccessful attempts to mature alternative assignments for the rig. 
Suspenderingen er et resultat av overkapasitet i Statoils riggportefølje, og at forsøkene på å modne frem alternative oppgaver til riggen ikke har ført frem.
Jon Arnt Jacobsen, Statoil’s chief procurement officer. 
Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser.
“The exploration programme has been highly efficient. 
– Leteprogrammet har vært veldig effektivt.
Transocean Spitsbergen drilled the last seven wells 40% faster than the industrial average in the Barents Sea. 
Transocean Spitsbergen boret de siste syv brønnene 40 prosent raskere enn bransjesnittet i Barentshavet.
This allowed two more wells than originally planned to be drilled. 
Det gjorde det mulig å bore to flere brønner enn opprinnelig planlagt.
We are very pleased with the work performed for us by Transocean. 
Vi er veldig godt fornøyd med arbeidet som Transocean har gjort for oss.
Unfortunately we are now in a situation of overcapacity, at the same time as the industry is facing high costs and lower profitability,” says Statoil’s chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen. 
Dessverre er vi nå i en situasjon med overkapasitet, samtidig som industrien står overfor høye kostnader og lavere lønnsomhet, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser.
Transocean Spitsbergen is planning a yard stay from 1 January 2015. 
Transocean Spitsbergen planlegger verftsopphold fra 1. januar 2015.
The rig is under contract to Statoil to the start of 3Q 2015. 
Riggen er på kontrakt med Statoil til begynnelsen av tredje kvartal 2015.
Songa Trym will be suspended after the rig has completed plugging a well on the Oseberg field in the North Sea. 
Songa Trym vil bli suspendert etter at riggen er ferdig med å permanent plugge en brønn på Oseberg-feltet i Nordsjøen.
This job is scheduled to be completed in mid-November. 
Denne jobben skal etter planen være ferdig i midten av november.
“Songa Trym has delivered well on efficiency and safety, and we would have liked to use the rig also for the rest of the year. 
– Songa Trym har levert solid på effektivitet og sikkerhet, og vi skulle gjerne sett at vi fikk benyttet oss av riggen også resten av året.
We have tried to find new assignments for the rig, but our attempts to realise the identified options have not been successful. 
Vi har forsøkt å finne nye oppgaver til riggen, men har ikke lykkes med de mulighetene vi har sett.
We are now together with our partners maturing identified drilling assignments for both rigs for 2015,” says Jacobsen. 
Nå jobber vi sammen med partnere med å modne frem identifiserte boreoppdrag til begge riggene for 2015, sier Jacobsen.
After the two rigs are suspended Statoil will have 13 rigs in activity on the Norwegian continental shelf. 
Etter at de to riggene blir suspendert har Statoil 13 rigger i aktivitet på norsk sokkel.
The Transocean Spitsbergen (t.v.) and Songa Trym drilling rigs will be suspended through 2014. 
Boreriggene Transocean Spitsbergen (t.v.) og Songa Trym blir suspendert ut 2014.
“This is a unique exploration programme. 
– Dette er et unikt leteprogram.
A commitment of this size and complexity requires geological, technological and organisational muscle, and the data collected are important for the future understanding of the oil and gas potential in the Barents Sea,” says Irene Rummelhoff, senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf. 
En forpliktelse av en slik størrelse og kompleksitet krever geologiske, teknologiske og organisatoriske muskler, og den informasjonen som er samlet inn er viktig for den framtidige forståelsen av olje- og gasspotensialet i Barentshavet, sier Irene Rummelhoff, direktør for Statoils letevirksomhet på norsk sokkel.
Irene Rummelhoff, senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf. 
Irene Rummelhoff, direktør for Statoils letevirksomhet på norsk sokkel.
We have also demonstrated that we can operate in a safe and efficient manner in the remote parts of the Barents Sea.” 
Vi har også vist at vi kan bore letebrønner på en sikker og effektiv måte i områdene langt fra land i Barentshavet, sier Rummelhoff.
The exploration programme started with five wells in the vicinity of Johan Castberg. 
Leteprogrammet startet med fem brønner i nærheten av Johan Castberg.
The three wells drilled in the Hoop area during the summer allowed to build important knowledge of this huge frontier area of the Barents Sea. 
De tre brønnene som ble boret i Hoop-området i sommer gav viktig informasjon om dette store uutforskede området i Barentshavet.
We have confirmed a working petroleum system in Hoop, but need to work further to understand the migration and where the oil has accumulated. 
Vi har fått bekreftet et fungerende petroleumssystem i Hoop, men må arbeide videre for å forstå migrasjonen og hvor oljen har samlet seg.
The Hoop wells were the northernmost wells ever drilled on the NCS, over 300 kilometres from shore. 
Hoop-brønnene er de nordligste brønnene som noen gang er boret på norsk sokkel, over 300 kilometer fra land.
These wells provided a lot of new learning when it comes to exploring remote northern areas and solving logistical and operational challenges related to it. 
Disse brønnene har gitt økt kunnskap om leteboring i nordområdene og hvordan vi løser utfordringer knyttet til logistikk og drift.
Irene Rummelhoff and Rannfrid Skjervold with the Barents sea map. 
Irene Rummelhoff og Rannfrid Skjervold studerer kartet over Barentshavet.
Though the wells were drilled during the summer months when ice was several hundred kilometres away, we built important experience through developing an ice management plan which we will bring with us moving forward, not least for the 23rd concession round. 
Selv om brønnene ble boret i løpet av sommermånedene da isen var flere hundre kilometer unna, fikk vi viktig erfaring gjennom utarbeiding av en risikostyringsplan for is, noe vi vil ta med oss i det videre arbeidet, ikke minst i forbindelse med 23. konsesjonsrunde.
The last part of the exploration programme was designed to increase our understanding of the petroleum potential in different areas of the Barents Sea – the Finnmark platform, the Bjørnøya basin north of Johan Castberg, and the Nordkapp basin. 
Den siste delen av leteprogrammet gikk ut på å øke vår forståelse av petroleumspotensialet i forskjellige områder av Barentshavet: Finnmarksplattformen, Bjørnøyabassenget nord for Johan Castberg og Nordkappbassenget.
We tested a number of new geological play models, and the Pingvin well northwest of Johan Castberg was a play-opener proving both hydrocarbons and a reservoir in a new unexplored area of the Barents Sea. 
Vi testet en rekke nye geologiske letemodeller, og Pingvin-brønnen nordvest for Johan Castberg bekreftet en ny letemodell og påviste hydrokarboner og et reservoar i et nytt og uutforsket område av Barentshavet.
The exploration programme overall has been very efficient, especially the last seven wells drilled by the Transocean Spitsbergen drilling rig. 
Leteprogrammet totalt sett har vært svært effektivt, spesielt de sju siste brønnene som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen.
These wells were drilled 40% faster than industry average for the Barents Sea, enabling two more wells than originally planned for to be drilled. 
Disse brønnene ble boret 40 prosent raskere enn det som er gjennomsnittet for bransjen i Barentshavet, og førte til at vi kunne bore to brønner mer enn opprinnelig planlagt.
“Exploring in the Barents Sea is not a sprint, but a marathon. 
– Leting i Barentshavet er ikke en sprint, men en maraton.
It is about long-term thinking, stamina and systematic building of knowledge. 
Det krever evne til å tenke langsiktig, vi må ha utholdenhet og sikre systematisk oppbygging av kunnskap.
I see our 2013-2014 exploration programme as an important building block for the future of Barents Sea exploration. 
Jeg ser på vårt leteprogram i 2013-2014 som en viktig byggestein for den framtidige letevirksomheten i Barentshavet.
Our focus next year will be to analyse the extensive data we have collected, interpret the 3D data from the joint seismic acquisition in the southeastern Barents Sea and decide on the way forward in the Barents Sea. 
– Vårt hovedfokus neste år vil være på å analysere de store datamengdene vi har samlet inn, tolke 3D-data fra den felles seismikkinnsamling i Barentshavet sørøst, og beslutte veien videre i Barentshavet.
We will also work hard to deliver a strong application in the 23rd concession round,” says Rummelhoff. 
Vi kommer også til å jobbe hardt for å levere en sterk søknad i 23. konsesjonsrunde, sier Rummelhoff.
Map of the 2013-2014 exploration programme GIF 940 kB 
Kart over letebrønner GIF 950 kB
“We need a global approach that stimulates technology innovation,” Sætre continues. 
– Vi trenger en global satsing som stimulerer teknologisk innovasjon, sier Sætre videre.
In the 2014 World Energy Outlook the International Energy Agency (IEA) presents “New Policies” as the main scenario. 
I energiprognosen 2014 World Energy Outlook presenterer Det internasjonale energibyrået (IEA) “New Policies” som hovedscenario.
In this scenario global energy demand rises by 37% in the period to 2040. 
I dette scenariet stiger etterspørselen med 37 prosent fram mot 2040.
By 2040, the world’s energy supply mix divides into four almost-equal parts: oil, gas, coal and low-carbon sources. 
Innen 2040 består verdens energiforsyningsmiks av fire nesten like deler: olje, gass, kull og lavkarbonkilder.
No matter which direction environmental policies and measures take, an enormous amount of oil and gas investment will still be needed in the years ahead to secure energy supply, according to the IEA. 
Uansett hvilken retning miljøpolitikk og tiltak tar, blir det fremdeles behov for enorme olje- og gassinvesteringer i årene framover for å sikre energiforsyning, ifølge IEA.
A full USD 18.5 trillion will be needed in oil and gas investment from 2014-2035 in order to meet the supply needed for the IEA’s “450 Scenario”, which sets out an energy pathway consistent with the goal of limiting the global increase in temperature to 2°C. 
Det blir behov for olje- og gassinvesteringer på hele 18,5 billioner dollar fra 2014-2035 for å møte forsyningsbehovet for IEAs “450-Scenario”, som angir en energilinje i samsvar med målet om å begrense den globale temperaturøkningen til 2 grader.
“The challenge is formidable. 
–Utfordringen er enorm.
Even in the IEA’s two-degree scenario, the industry must replace four times Saudi Arabia’s production of oil and 10 times Norway’s production of gas just to fight natural decline,” says Sætre. 
Selv i IEAs 2-grader-scenario må bransjen erstatte fire ganger Saudi-Arabias produksjon av olje og ti ganger Norges gassproduksjon – bare for å motvirke naturlig nedgang, sier Sætre.
EU climate targets 
EUs klimamål
The European Union recently announced their target of cutting carbon emissions by 40% by 2030, which is also line with Statoil’s recommendations. 
EU kunngjorde nylig sin målsetting om å kutte karbonutslippene med 40 prosent innen 2030, noe som også er i tråd med Statoils anbefalinger.
“While the agreement is an important step in the right direction, now the job is to make sure that promises turn into policies, and ambitions into actions. 
– Avtalen er et viktig steg i riktig retning, oppgaven nå er å sikre at løftene omsettes i praktisk politikk, og ambisjoner i handlinger.
If the EU’s ambitions are backed by efficient measures, it will underpin the role of gas in the European markets, replacing coal and reducing emissions,” Sætre says. 
Hvis EUs ambisjoner støttes opp av effektive tiltak, vil dette understreke rollen til gass i europeiske markeder, erstatte kull og redusere utslipp, sier Sætre.
Statoil is a strong advocate for a global approach towards a much higher carbon price—and has seen the results in action. 
Statoil er en sterk pådriver for en global satsing på en mye høyere karbonpris – og har sett resultatene i praksis.
Based on Norway having one of the world’s highest prices on carbon emissions, Statoil has the world’s most carbon-efficient oil and gas production. 
Med bakgrunn i at Norge har en av verdens høyeste avgifter på karbonutslipp, har Statoil verdens mest karboneffektive olje- og gassproduksjon.
Statoil’s commitment and contribution to tackling climate change goes beyond advocacy for a high carbon price and the promotion of gas. 
Statoils satsing på og bidrag til å takle klimaendring går utover det å være en pådriver for en høy karbonpris og fremme økt bruk av gass.
“We are working to make our production more energy efficient. 
– Vi arbeider for å gjøre produksjonen vår mer energieffektiv.
We are contributing as an industry and as a company to cuts in emissions as part of the Norwegian “Klimaforliket”. 
Vi bidrar som bransje og som selskap for å redusere utslipp som en del av Klimaforliket.
And we’re working to achieve more,” says Sætre. 
Og vi arbeider for å oppnå mer, sier Sætre.
Statoil remains focused on developing carbon capture and storage, and carbon capture and use, as part of the longer-term solution. 
Statoil fortsetter å vektlegge utvikling av karbonfangst og –lagring, og karbonfangst og -bruk, som en del av en mer langsiktig løsning.