natgillin/translations-raw huggingface dataset:
50% ownership and operatorship of production licence 849 (blocks 7121/7,8,9 7122/7) (Blåmann) 
50% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 849 (blokkene 7121/7,8,9 7122/7) (Blåmann)
50% ownership and operatorship of production licence 848 (blocks 7119/2,3,5,6) 
50% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 848 (blokkene 7119/2,3,5,6)
35% ownership and partner in production licence 229D (blocks 7122/8,9) 
35% eierandel og partner i utvinningstillatelse 229D (blokkene 7122/8,9)
64% ownership and operatorship of production licence 128D (block 6608/10) (Cape Vulture) 
64% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 128D (blokk 6608/10) (Cape Vulture)
40% ownership and operatorship of production licence 833 (blocks 6407/8,9) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 833 (blokkene 6407/8,9)
40% ownership and operatorship of production licence 834 (blocks 6407/8,9) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 834 (blokkene 6407/8,9)
60% ownership and operatorship of production licence 835 (blocks 6407/2,3,6,6507/12) 
60% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 835 (blokkene 6407/2,3,6,6507/12)
40% ownership and operatorship of production licence 840 (blocks 6608/7,8) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 840 (blokkene 6608/7,8)
50% ownership and operatorship of production licence 829 (blocks 6204/7,8,10,11) 
50% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 829 (blokkene 6204/7,8,10,11)
40% ownership and operatorship of production licence 837 (blocks 6509/4,5,6,7,8,9, 6510/4,5,7,8) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 837 (blokkene 6509/4,5,6,7,8,9, 6510/4,5,7,8)
20% ownership and partner in production licence 841 (block 6608/8) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 841 (blokk 6608/8)
20% ownership and partner in production licence 830 (blocks 6307/1,4, 6407/10) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 830 (blokkene 6307/1,4, 6407/10)
20% ownership and partner in production licence 843 (blocks 6608/12, 6609/7,8,9,10,11,12) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 843 (blokkene 6608/12, 6609/7,8,9,10,11,12)
20% ownership and partner in production licence 847 (blocks 6706/5,6) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 847 (blokkene 6706/5,6)
40% ownership and partner in production licence 846 (blocks 6605/6, 6606/4) 
40% eierandel og partner i utvinningstillatelse 846 (blokkene 6605/6, 6606/4)
36.2% ownership and partner in production licence 839 (blocks 6507/1,2,4,5) 
36,2% eierandel og partner i utvinningstillatelse 839 (blokkene 6507/1,2,4,5)
40% ownership and operatorship of production licence 812 (blocks 15/8,9,11,12) 
40% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 812 (blokkene 15/8,9,11,12)
60% ownership and operatorship of production licence 823 (block 25/2) 
60% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 823 (blokk 25/2)
60% ownership and operatorship of production licence 828 (block 36/4) 
60% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 828 (blokk 36/4)
58.7% ownership and operatorship of production licence 813 (blocks 15/5,6) 
58,7% eierandel og operatør for utvinningstillatelse 813 (blokkene 15/5,6)
30% ownership and partner in production licence 818 (block 15/3) 
30% eierandel og partner i utvinningstillatelse 818 (blokk 15/3)
50% ownership and partner in production licence 809 (blocks 1/3, 2/1) 
50% eierandel og partner i utvinningstillatelse 809 (blokkene 1/3, 2/1)
30% ownership and partner in production licence 827S (block 35/10) 
30% eierandel og partner i utvinningstillatelse 827S (blokk 35/10)
20% ownership and partner in production licence 782SB (blocks 25/7,10) 
20% eierandel og partner i utvinningstillatelse 782SB (blokkene 25/7,10)
Ministry of Petroleum and Energy: Press release 19 January 2016 
Olje- og energidepartementet: Pressemelding 19. januar 2016
Ministry of Petroleum and Energy: Map of APA2015 (PDF 1.2MB) 
Olje og energidepartementet: Kart for TFO2015 (PDF 1.2MB)
“Statoil has cooperated closely with partners and suppliers to reduce development costs for the Trestakk field. 
– Statoil har sammen med partnerne og leverandører jobbet godt sammen for å redusere kostnadene for Trestakk-utbyggingen.
We submitted the plan for development and operation to the authorities on 1 November, and we are pleased to be able to award contracts already now to FMC Technologies, Technip and Aker Solutions.” 
Vi leverte en Plan for utbygging og drift til myndighetene 1. november, og det er gledelig at vi allerede nå kan sette ut kontrakter til FMC Technologies, Technip og Aker Solutions.
“The Trestakk development is important to maintain activity on the Norwegian continental shelf,” says Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil. 
Utbyggingen av Trestakk er viktig for å opprettholde aktiviteten på norsk sokkel, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Aker Solutions in Trondheim will be awarded the contract for the Åsgard topside work. 
Aker Solutions i Trondheim tildeles kontrakten for topside-arbeidet på Åsgard.
The Åsgard A production vessel will be modified to receive oil and gas from the Trestakk field. 
Produksjonsskipet Åsgard A skal modifiseres for å ta imot olje og gass fra Trestakk-feltet.
The work mainly consists of piping to connect the well stream to the vessel, and upgrading of the metering systems. 
Arbeidet består i hovedsak av rørarbeid for å koble brønnstrømmen til skipet, samt oppgradering av målesystemer.
The contract will be signed in Trondheim today. 
Kontrakten signeres i Trondheim i dag.
Invitation to contract signing: 
Invitasjon til signering:
Signing ceremony: 
Signeringen:
Present from the suppliers: Rune Thoresen, General Manager, FMC Technologies Odd Strømsnes, Managing Director, Technip Norway 
Til stede fra leverandørene: Rune Thoresen, adm. direktør, FMC Technologies Odd Strømsnes, adm. direktør, Technip Norge
Present from Statoil: Torger Rød, senior vice president, Project development Jon Arnt Jacobsen, senior vice president, Procurement 
Til stede fra Statoil: Torger Rød, direktør for prosjektutvikling Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser
Statoil submits Trestakk Plan for Development and Operation (2016-11-01) 
Trestakk bygges ut (2016-11-01)
Statoil has awarded the contract for ISO (insulation, scaffolding and surface treatment) maintenance services at Sture and Kollnes to Prezioso Linjebygg AS. 
Statoil har tildelt kontrakten for ISO vedlikeholdstjenester (isolering, stillas og overflatebehandling) på Sture og Kollsnes til Prezioso Linjebygg AS.
At Kollsnes the contract has been awarded on behalf of the operator Gassco. 
På Kollsnes er kontrakten tildelt på vegne av operatøren Gassco.
The contract has a value of NOK 1.1 billion over the 10-year contract period. 
Verdien er på 1,1 milliarder kroner over en 10-årsperiode.
Maintenance contracts for all of the company’s facilities are being reviewed and included in the ongoing ISO re-negotiation process. 
Vedlikeholdskontrakter knyttet til alle selskapets anlegg er under vurdering og inkludert i pågående ISO Reforhandling.
Prezioso Linjebygg AS recently established a Bergen office in connection with another contract. 
Prezioso Linjebygg AS er tildelt avtalen, og har nylig etablert et Bergens-kontor i forbindelse med en annen avtale.
Running for 10 years, the new contract will take effect immediately after signing. 
Kontrakten har en tidshorisont på 10 år og vil ha oppstart umiddelbart etter signering.
The contract value is estimated at a total of NOK 1.1 billion. 
Kontrakten har en samlet anslått verdi på 1,1 milliarder kroner.
The contract will apply to the ISO disciplines, as well as rope access technique, rigging and other related tasks. 
Kontrakten vil gjelde ISO-fagene samt tilkomstteknikk, rigging og andre tilknyttede muligheter.
“This framework agreement with Prezioso Linjebygg for the delivery of ISO services at Sture and Kollsnes marks the start of a long-term partnership between the companies. 
– Denne rammeavtalen med Prezioso Linjebygg for levering av ISO-tjenester på Sture og Kollsnes er starten på et langvarig kompaniskap mellom samarbeidspartnerne.
We look forward to a good partnership, focusing on good HSE performance, increased efficiency and good quality within maintenance services,” says Olav Bådsvik, head of Sture and Kollsnes processing plants. 
Vi ser frem til et godt samarbeid der gode HMS-resultater, økt effektivitet og god kvalitet innen vedlikeholdstjenester står i sentrum, sier Olav Bådsvik, anleggsdirektør på Sture og Kollsnes.
Olav Bådsvik, head of Sture and Kollsnes processing plants. 
Olav Bådsvik, anleggsdirektør på Sture og Kollsnes.
“We are now signing a long-term contract with Prezioso Linjebygg, and have expressed clear expectations for deliveries that ensure safe, reliable and efficient operations. 
– Vi inngår nå en langsiktig avtale med Prezioso Linjebygg, og har uttrykt klare forventninger til leveranser som skal gi sikker, pålitelig og effektiv drift.
At the same time, we must deliver world-class HSE performance, allowing us to pursue improvements,” Bådsvik concludes. 
Samtidig skal vi oppnå HMS-resultater i verdensklasse, for det er det som gir arbeidsro til å drive med forbedringer, avslutter Bådsvik.
Good HSE performance and implementation capacity are the primary requirements to be met by all Statoil suppliers. 
Gode HMS-resultater og gjennomføringsevne er en overordnet forventning til alle Statoils leverandører.
In addition ability to deliver, improved efficiency, reduced administration and increased standardisation are elements that are emphasised. 
I tillegg vektlegges blant annet leveransedyktighet, bedret effektivitet, redusert administrasjon og økt bruk av standardisering.
Summing up, this is about competitive deliveries and compliance with the contract. 
I sum handler dette om konkurransedyktige leveranser og etterlevelse av kontrakten.
Kollsnes gas processing plant 
Kollsnes prosessanlegg
The Sture terminal 
Sture-terminalen
(Photos: Ole Jørgen Bratland) 
(Begge foto: Ole Jørgen Bratland)
Baker Hughes and Schlumberger will be awarded the contracts for integrated drilling and well services on the Cat J rigs Askepott and Askeladden. 
Baker Hughes og Schlumberger tildeles servicekontraktene for integrerte boring- og brønntjenester på Cat J-riggene Askepott og Askeladden.
The rigs will perform work at Oseberg and the Gullfaks. 
Riggene skal utføre arbeid på Oseberg og Gullfaks.
Initially awarded for four years the contracts include options for two 2-year extensions. 
Kontraktene har en varighet på fire år med en opsjon på 2x2 år.
The contracts include the following: 
Kontraktene inkluderer følgende:
Drilling and completion fluids 
Bore- og kompletteringsvæsker
Schlumberger is currently delivering integrated drilling and well services at Mariner and Baker Hughes at Johan Sverdrup. 
Schlumberger leverer i dag integrerte boring- og brønntjenester på Mariner og Baker Hughes på Johan Sverdrup.
They are both important suppliers for Statoil across the drilling and well disciplines. 
De er begge viktige leverandører til Statoil på tvers av boring- og brønndisiplinene.
The Norwegian head offices of both companies are located in Stavanger. 
Begge har sin norske hovedadministrasjon i Stavanger.
“Statoil aims to run safe operations, cut well costs and ensure efficient well deliveries. 
-Statoil har som mål å drifte trygge operasjoner, redusere brønnkostnadene og sikre effektive brønnleveranser.
We look forward to working closely with these two suppliers on the licences’ own rigs. 
Vi ser fram til å samarbeide med disse to leverandørene på lisensenes egne rigger.
These contracts will help increase activities on the Norwegian continental shelf, ensure predictability, and create more jobs,” says Geir Tungesvik, Statoil’s senior vice president for drilling & well. 
Disse kontraktene gir økt aktivitet på norsk sokkel, sikrer forutsigbarhet og flere arbeidsplasser, sier Geir Tungesvik, direktør for boring og brønn i Statoil.
Geir Tungesvik, Statoil’s senior vice president for drilling & well. 
Geir Tungesvik, direktør for boring og brønn i Statoil.
Oseberg Cat J will contribute to continued development of the Oseberg area. 
Oseberg Cat J vil bidra til en fortsatt utvikling av Oseberg-området.
From the autumn of 2017 the rig will drill wells for the Vestflanken 2 project. 
Riggen skal fra høsten 2017 bore brønner for Vestflanken 2-prosjektet.
Later the rig may be used for further developing the area in the Oseberg Future Development, phases 2 and 3. 
Senere kan riggen brukes til å utvikle området videre i kommende Oseberg Future Development fase 2 og fase 3.
The past four years the Gullfaks field has seen substantial investments and upgrading. 
Gullfaks-feltet har de siste fire årene vært gjenstand for store investeringer og oppgraderinger.
In 2016 consent to extended field life to 2034 was granted, almost 30 years beyond the original PDO estimate, which was 2005. 
I 2016 ble forlenget levetidssøknad innvilget til 2034, nesten 30 år etter opprinnelig PUD-estimat, som var 2005.
The Cat J rig will be essential to the continued development of the Gullfaks field. 
Cat J riggen vil være et sentralt bidrag til en fortsatt utvikling av Gullfaks-feltet.
Cat J 
Cat J
Owned by the Gullfaks and Oseberg licences the Cat J jack-up rigs are tailored to the conditions in the North Sea, where they are scheduled to be installed in the summer and autumn of 2017, respectively. 
De oppjekkbare riggene Cat J eies av lisensene Gullfaks og Oseberg, og de er spesielt tilpasset forholdene i Nordsjøen der de etter planen skal være på plass henholdsvis sommeren og høsten 2017.
The Cat J rigs are specially designed to perform efficient drilling operations on subsea development solutions in addition to conventional surface drilling from fixed platforms. 
Cat J-riggene er spesiallaget for å kunne utføre effektive boreoperasjoner på undervanns utbyggingsløsninger i tillegg til konvensjonell overflateboring fra faste plattformer.
The rigs have derrick, allowing 40-metre pipe joints to be put together to increase the efficiency of the operations. 
Riggene har boretårn som kan sette sammen rørlengder på 40 meter for å øke effektiviteten i operasjonene.
They feature automatic pipe handling and the opportunity to perform parallel operations – i.e. making up pipe while drilling. 
De har automatisk rørhåndtering og mulighet til å gjennomføre parallelle operasjoner – altså sammenkobling av rør mens boreoperasjoner pågår.
They will be instrumental in ensuring that the licences recover all profitable reserves, and may also be used for exploration. 
De blir viktige bidragsytere for å sikre at lisensene får hentet ut alle lønnsomme reserver, og kan i tillegg brukes til leting.
The introductory Askeladden drilling programme focuses on proven reserves and gas blowdown wells on one of the Gullfaks satellite fields. 
Det innledende boreprogrammet for Askeladden er knyttet til påviste reserver og til gassnedblåsningsbrønner på et av satellittfeltene på Gullfaks.
Askepott will primarily drill through the unmanned wellhead platform at Vestflanken 2, which is part of Oseberg. 
Askepott skal i første rekke bore gjennom den ubemannede brønnhodeplattformen på Vestflanken 2 som er en del av Oseberg.
The contracts have a total value of slightly less than NOK 1.3 billion, excl. options. 
Kontraktene har en samlet verdi i underkant av 1,3 milliarder kroner ekskludert opsjoner.
The scope of work for the riser platform accounts for an estimated 70 % of the total scope committed in both contracts. 
Arbeidsomfanget for stigerørsplattformen utgjør anslagsvis 70 % av det totale arbeidsomfanget av begge kontraktene som nå forpliktes.
“These contacts are the last construction contracts in Phase 1 of the Johan Sverdrup development. 
-Dette er de siste byggekontraktene i første fase av Johan Sverdrup-utbyggingen.
The competent supplier team now in place will help us develop a project for several generations on the Norwegian continental shelf. 
Vi har nå på plass et kompetent leverandørteam, som sammen med oss skal utvikle et prosjekt for generasjoner på norsk sokkel.
Norwegian suppliers have demonstrated competiveness, and have together landed more than 70 % of all awarded Johan Sverdrup contracts,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling. 
Norske leverandører har demonstrert konkurransekraft, og har til sammen sikret seg over 70 % av alle tildelte kontrakter på Johan Sverdrup, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
Aibel has been awarded the contract for hook-up and commissioning of the drilling platform on the Johan Sverdrup field centre in 2018. 
Aibel har fått kontrakten for oppkopling og ferdigstillelse av boreplattformen på Johan Sverdrup feltsenter i 2018.
The contract includes an option for hook-up and commissioning of the processing and accommodation platforms in 2019. 
Kontrakten inneholder opsjon for oppkopling og ferdigstillelse av prosessplattformen og boligplattformen i 2019.
Aker Solutions has been awarded the contract for hook-up and commissioning of the riser platform on the field centre in 2018. 
Aker Solutions har fått kontrakten for oppkopling og ferdigstillelse av stigerørsplattformen på feltsenteret i 2018.
The contract includes an option for hook-up and commissioning of the processing and accommodation platforms in 2019. 
Kontrakten inneholder en opsjon for oppkopling og ferdigstillelse av prosessplattformen og boligplattformen i 2019.
Preparations start immediately. 
Forberedelsesarbeidet starter umiddelbart.
Kicking off in the summer of 2018 the hook-up work offshore represents the final and crucial phase prior to first oil on the Johan Sverdrup field. 
Oppkoplingsarbeidet offshore starter sommeren 2018, og utgjør den siste og avgjørende fasen før produksjonen starter opp på Johan Sverdrup-feltet.
Two mobile accommodation facilities in addition to the Johan Sverdrup accommodation platform combined have the capacity to accommodate more than 1,200 people offshore. 
To flyttbare boliginnretninger samt boligplattformen på Johan Sverdrup har en totalkapasitet til å innlosjere over 1.200 personer offshore.
The Johan Sverdrup commissioning will be the most complex and extensive commissioning project offshore that Statoil has ever been responsible for over its 40 years as an operator on the NCS. 
Ferdigstillelsen av Johan Sverdrup blir den mest komplekse og omfattende ferdigstillelsen offshore som Statoil har hatt ansvaret for, som operatør gjennom 40 år på norsk sokkel.
It will be demanding, but we have solved complex tasks before with our suppliers,” says Kjetel Digre, project director for Johan Sverdrup. 
Det kommer til å bli krevende, men vi har også tidligere løst komplekse oppgaver sammen med våre leverandører, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
Kjetel Digre, project director for Johan Sverdrup. 
Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
Johan Sverdrup main page 
Johan Sverdrup hovedside
The company is also strengthening its position in the area through several transactions with other companies. 
I tillegg styrker selskapet sin posisjon i området gjennom flere transaksjoner med andre selskaper.
“We have worked systematically on developing an exploration portfolio for testing good and independent prospects in 2017 and 2018. 
– Vi har arbeidet systematisk for å bygge en leteportefølje hvor vi kan teste gode og uavhengige prospekter i 2017 og 2018.
For 2017 we see promising prospects in different parts of the Barents Sea. 
For 2017 ser vi lovende prospekter i ulike deler av Barentshavet.
For example, we want to explore the Blåmann prospect in the Goliat area, Koigen Central in PL718 on Stappen High and the Korpfjell prospect in PL859 that was awarded in the 23rd licensing round,” says Jez Averty, Statoil’s head of exploration on the Norwegian continental shelf (NCS). 
For eksempel ønsker vi å utforske Blåmann-prospektet i Goliat-området, Koigen Central i PL718 på Stappenhøyden og Korpfjell-prospektet i PL859, tildelt i 23. konsesjonsrunde, sier Jez Averty, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
In addition to an exploration well in PL849 (Blåmann), awarded in the Award in Predefined Areas (APA) in January 2016, Statoil and the operator ENI have also agreed on drilling a new exploration well in PL229 (Goliat) in 2017. 
I tillegg til en letebrønn i PL849 (Blåmann), som ble tildelt i TFO-runden i januar 2016, har Statoil og operatør ENI også blitt enige om å bore en ny letebrønn i PL229 (Goliat) i 2017.
Statoil has already a rig on contract which is suitable for operation in the Barents Sea. 
Statoil har allerede en rigg under kontrakt som er egnet til å operere i Barentshavet.
The company is working on obtaining approval from partners and authorities for an exploration campaign in 2017 covering between 5 and 7 wells in the Barents Sea. 
Selskapet arbeider med å sikre partner- og myndighetsgodkjenning og for en letekampanje på 5-7 brønner i Barentshavet i 2017.
During the past months Statoil has entered or increased its share in five licences in the Norwegian part of the Barents Sea by a number of agreements with Point Resources, DEA, OMV and ConocoPhillips. 
I løpet av de siste månedene har Statoil gått inn i eller øket sin andel i fem lisenser i den norske delen av Barentshavet gjennom en serie avtaler med Point Resources, DEA, OMV og ConocoPhillips.
“Giving us access to new acreage, the transactions demonstrate our belief in continued exploration potential on the NCS. 
– Transaksjonene som gir oss tilgang til nytt areal viser vår tro på fortsatt letepotensial på norsk sokkel.
We have played a leading role in the Barents Sea for 40 years, and we are still a guarantee for high activity in the area,” indicates Averty. 
Vi har hatt en ledende rolle i Barentshavet gjennom 40 år og er fortsatt en garantist for høy leteaktivitet i nord, påpeker Averty.
“Through these agreements we are strongly increasing our presence in the Hoop area, we are fortifying our position around Johan Castberg, and we see new opportunities in the southwestern part of the Barents Sea,” says Averty. 
– Gjennom disse avtalene øker vi vår tilstedeværelse i Hoop-området og vi styrker oss rundt Johan Castberg, sier Averty.
Statoil completed a comprehensive exploration campaign in the Barents Sea in 2013-2014 without any impact discoveries, but with additional volumes to Johan Castberg through the Drivis discovery. 
Statoil gjennomførte en stor letekampanje i Barentshavet i 2013-2014 uten betydelige funn, men med viktige volumer til Johan Castberg gjennom Drivis-funnet.
Exploration is a long-term process requiring patience, and information from the previous campaign has been used to further deepen the company’s understanding of the petroleum potential of the Barents Sea. 
Leting er en langsiktig prosess som krever tålmodighet, og informasjonen fra forrige kampanje er brukt til å videreutvikle selskapets forståelse av petroleumspotensialet i Barentshavet.
“We are working actively on replenishing our exploration portfolio through government awards, developing new ideas in existing licences and making agreements with other companies on acquiring licences. 
– Vi jobber aktivt med å etterfylle leteporteføljen gjennom tildelinger fra myndighetene, dyrking av nye ideer i eksisterende lisenser, og avtaler med andre selskaper om overtakelse av lisenser.
This provides a good basis for exploring more interesting opportunities,” says Averty. 
Det gir et godt utgangspunkt for å utforske flere interessante muligheter, sier Averty.
“We have also worked efficiently on reducing costs by developing new technology, such as Cap-XTM, and improving drilling efficiency. 
– Vi har også jobbet effektivt med å senke kostnadene gjennom å utvikle ny teknologi slik som Cap-XTM og forbedret boreeffektivitet.
The wells to be drilled in the south-eastern part of the Barents Sea next year seem to be the most inexpensive offshore exploration wells throughout Statoil,” continues Averty. 
Brønnene i Barentshavet sørøst neste år ligger an til å bli de billigste offshore letebrønnene i hele Statoil, fortsetter Averty.