natgillin/translations-raw huggingface dataset:
A submarine cable transmits electricity from Kvitebjørn to Valemon. 
En sjøkabel forsyner Valemon med elektrisk kraft fra Kvitebjørn.
The plan for development and operation (PDO) of the Valemon field was approved by the Ministry of Petroleum and Energy in June 2011. 
Plan for utbygging og drift (PUD) av Valemon-feltet ble godkjent av Olje- og energidepartementet i juni 2011.
Field production started on 3 January 2015. 
Produksjonsstart var 3. januar 2015.
The well also proved oil. 
Brønnen påviste også olje.
The well was drilled in license PL 855. 
Brønnen ble boret i lisens PL 855.
This is the first well drilled in the acreage awarded in Norway’s 23rd licensing round. 
Dette er første brønn som er boret i letearealet tildelt i 23. konsesjonsrunde på norsk sokkel.
“The well was drilled with the ambition of proving up additional oil resources in the vicinity of the Wisting discovery, but like the previous Blåmann well, we discovered gas,” says Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK. 
– Ambisjonen for brønnen var å påvise ytterligere oljeressurser i nærheten av Wisting-funnet, men som for Blåmann-brønnen, fant vi gass, sier Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
“While this well proved a non-commercial gas discovery, the results provide grounds for cautious optimism for additional potential both within this license and the Hoop Area” Averty continues. 
– Selv om hovedkonklusjonen er at det ikke er et drivverdig gassfunn, gir brønnresultatene grunn til forsiktig optimisme om ytterligere potensial både innenfor denne lisensen og i Hoop-området, tilføyer Averty.
Jez Averty, senior vice president, exploration Norway and UK 
Jez Averty, letedirektør, Norge og Storbritannia
“We have over time secured a significant portfolio in the Hoop-area and what we have learned from this well will be important when we plan to test some of that acreage in 2018,” Averty points out. 
– Vi har over tid sikret oss en betydelig portefølje i Hoop-området, og det vi har lært av dette funnet vil være viktig når vi planlegger å teste noe av området i 2018, påpeker Averty.
The discovery is in the Hoop area, approximately 30 kilometers northeast of the Wisting discovery. 
Funnet er i Hoop-området, omkring 30 kilometer nordøst for Wisting-funnet.
Recoverable volumes are estimated at 0.4-1 billion standard cubic meters (BCM), approximately 2-6 million barrels of oil equivalent (BOE). 
Utvinnbare volumer er anslått til 0,4-1 milliard standard kubikkmeter, omkring 2-6 millioner fat oljeekvivalenter (foe).
In addition, there was proved oil, amounting to approximately 0,5-2 million barrels of recoverable oil. 
I tillegg ble det påvist omkring 0,5-2 millioner fat utvinnbar olje.
This is the third discovery in Statoil’s 2017 Barents Sea exploration campaign, following the Kayak oil discovery announced on 3 July and the Blåmann gas discovery announced on 17 July. 
Dette er tredje funn i Statoils letekampanje i Barentshavet i 2017, der oljefunnet Kayak ble kunngjort 3. juli og gassfunnet Blåmann 17. juli.
The well was drilled by the “Songa Enabler” semisubmersible drilling rig, which will now move to the Korpfjell prospect in license PL859 in the Barents Sea southeast. 
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler, som nå går videre til Korpfjell-prospektet i lisens PL859 i sørøstlig del av Barentshavet.
Licensees in Gemini North (PL855): 
Partnere i Gemini Nord (PL855):
Statoil (operator) 55 % 
Statoil (operatør) 55 %
OMV 25 % 
OMV 25 %
Petoro 20 % 
Petoro 20 %
Licensees in Korpfjell (PL859) 
Partnere i Korpfjell (PL859)
Statoil (operator) 30 % 
Statoil (operatør) 30 %
Chevron 20 % 
Chevron 20 %
Lundin 15 % 
Lundin 15 %
ConocoPhillips 15 % 
ConocoPhillips 15 %
Map – Gemini Nord PDF 216 KB 
Map – Gemini Nord PDF 216 KB
Why it's responsible to explore the barents sea 
Derfor er det forsvarlig å lete i barentshavet
getting off to a good start in the barents sea 
God start i barentshavet
(Photo: E.ON) 
(Foto: E.ON)
Statoil today enters the German offshore wind market, through a 50% acquisition of the Arkona offshore wind farm. 
Statoil går i dag inn på det tyske havvind-markedet ved å kjøpe en andel på 50 prosent i havvindparken Arkona.
Statoil and E.ON also announce the final investment decision on the 385 megawatt project. 
Statoil og E.ON kunngjør også endelig investeringsbeslutning for prosjektet, som har en kapasitet på 385 megawatt.
The estimated total investment for the project will be in excess of EUR 1.2 billion. 
Samlede investeringer i prosjektet anslås til i overkant av 1,2 milliarder euro.
The Arkona wind farm will provide renewable energy for up to 400,000 households in Germany, making it one of the largest ongoing offshore wind developments in Europe. 
Havvindparken Arkona vil forsyne inntil 400.000 hjem i Tyskland med fornybar energi, noe som gjør den til et av de største utbyggingsprosjektene innen havvind i Europa i dag.
“We are pleased to announce our decision to develop this significant offshore wind project together with E.ON. 
– Vi er glade for å kunngjøre vår beslutning om å bygge ut dette store havvind-prosjektet sammen med E.ON.
This investment is in line with our strategy to gradually complement our oil and gas portfolio with profitable renewable energy and other low-carbon solutions,” says Eldar Sætre, Statoil’s president and CEO. 
Denne investeringen er i tråd med vår strategi om gradvis å supplere vår olje- og gassportefølje med lønnsom fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
“We are also pleased to develop this project in Germany, where Statoil is the second-largest supplier of natural gas. 
– Vi er også glade for å utvikle dette prosjektet i Tyskland, der Statoil er den nest største gassleverandøren.
We have been delivering gas from Norway through three direct pipelines for over 35 years, and Statoil’s entry into German offshore wind adds a new dimension to the Norwegian-German energy partnership,” says Sætre. 
Vi har levert gass direkte fra Norge gjennom tre rørledninger i over 35 år, og når Statoil nå går inn i tysk havvind skaper det en ny dimensjon i det norsk-tyske energisamarbeidet, sier Sætre.
Eldar Sætre, Statoil’s president and CEO. 
Konsernsjef Eldar Sætre.
The addition of Arkona increases the total energy production capacity of the offshore wind projects in Statoil’s portfolio by around 50 per cent, and the company’s own production capacity by 65 per cent. 
Med Arkona øker den totale produksjonskapasiteten for prosjektene i Statoils havvind-portefølje med rundt 50 prosent og selskapets egen produksjonskapasitet innen havvind med 65 prosent.
The projects now have a combined capacity of more than 1100 MW, supporting more than 1 million European homes with renewable energy. 
Vindprosjektene har nå en samlet kapasitet på over 1100 MW, og kan forsyne over én million europeiske hjem med fornybar energi.
“Statoil is an established player in offshore wind, leveraging our more than 40 years of experience from offshore oil and gas projects to create value,” says Irene Rummelhoff, Statoil´s executive vice president for New Energy Solutions. 
– Statoil er en etablert aktør innen havvind, der vi bruker vår erfaring gjennom mer enn 40 år fra olje- og gassprosjekter offshore til å skape verdier, sier Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger.
“We already have a solid portfolio of wind projects in the United Kingdom. 
– Vi har allerede en solid portefølje av vindprosjekter i Storbritannia.
With our entry into the German wind market and participation in the Arkona development from the start, we further strengthen our position in this attractive and growing industry,” she adds. 
Ved å gå inn på det tyske vindmarkedet og delta i Arkona-utbyggingen fra begynnelsen, styrker vi vår posisjon ytterligere i denne attraktive og voksende industrien, tilføyer hun.
The Arkona wind farm will be located in the Baltic Sea, 35 kilometres northeast of the Rügen island in Germany, southwest of the Danish island of Bornholm. 
Havvindparken Arkona skal ligge i Østersjøen, 35 kilometer nordøst for øya Rügen i Tyskland, og sørvest for den danske øya Bornholm.
It will consist of 60 six-megawatt turbines, to be mounted on monopile foundations installed at water depths of 23 to 37 metres. 
Den skal bestå av 60 turbiner, hver med en kapasitet på 6 MW, som installeres på bunnfaste monopeler i et område med 23 til 37 meters havdyp.
“This project offers ideal conditions for further reducing the costs of offshore wind and will take us a big step toward realizing our goal of making renewables truly competitive. 
– Dette prosjektet gir ideelle muligheter for å redusere kostnadene ved havvind ytterligere, og vil føre oss et stort skritt fram mot målet vårt om å gjøre fornybar energi virkelig konkurransedyktig.
We’re pleased to be partnering with Statoil, which has outstanding expertise working in challenging offshore environments,” says E.ON Climate & Renewables CEO Michael Lewis. 
Vi er glade for samarbeidet med Statoil, som har enestående fagkunnskaper fra arbeid i utfordrende havområder, sier Michael Lewis, konsernsjef for Klima & Fornybar energi (Climate & Renewables) i E.ON.
Irene Rummelhoff, Statoil´s executive vice president for New Energy Solutions. 
Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger.
E.ON will have responsibility for building and operating the wind farm. 
E.ON har ansvaret for å bygge og drive havvindparken.
Up to 400 people will help build the wind farm during the two-year construction phase. 
Inntil 400 personer vil delta i byggingen av Arkona i løpet av byggeperioden på to år.
Start of electricity production is expected in 2019. 
Strømproduksjonen skal etter planen starte i 2019.
Map of Arkona wind farm 
Kart over vindparken Arkona
Our offshore wind projects 
Våre vindprosjekter
Arkona offshore wind farm presentation PDF 570 KB 
Presentasjon av havvindparken Arkona PDF 570 KB
Up to 27,000 tonnes of polluted water will be shipped this year to Stigsnæs Industrimiljø, while the planned volume in 2000 totals 15,000 tonnes. 
Inntil 27.000 kubikkmeter forurenset vann skal i år fraktes til Danmark, mens det neste år dreier seg om rundt 15.000 kubikkmeter.
The framework agreement between the Danish company and Statoil runs for up to 20 years. 
Rammeavtalen mellom Stignæs Industrimiljø og Statoil gjelder for inntil 20 år.
Polluted water from Statoil's Kårstø complex north of Stavanger is to be used by a Danish waste treatment company to feed bacteria. 
Det danske renseanlegget Stigsnæs Industrimiljø skal benytte forurenset vann fra industrianlegget Kårstø i Rogaland som føde for bakterier.
It would have cost more than NOK 100 million to build a biological treatment plant at the site, such a unit is complicated and difficult to operate, and a solution was still needed for the residual sludge. 
Det ville ha kostet over 100 millioner kroner å bygge et biologisk renseanlegg på Kårstø.
At 17.02 CET on 30 June, Statoil started production on the Gina Krog oil and gas field in the North Sea. 
30. juni klokken 17.02 startet Statoil produksjonen på olje- og gassfeltet Gina Krog i Nordsjøen.
Statoil and the partners invest a total of some NOK 31 billion in the development of the Gina Krog field. 
Statoil og partnerne investerer totalt om lag 31 milliarder kroner i utbyggingen av Gina Krog-feltet.
“We are proud to have delivered Gina Krog with a good HSE record and in line with the cost estimate in the plan for development and operation,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling, thanking suppliers and partners for good collaboration in the project. 
– Vi er stolte av å ha levert Gina Krog med gode HMS-resultater og på linje med kostnadsestimatet i plan for utbygging, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring i Statoil, og retter samtidig en takk til leverandører og partnere for godt samarbeid i prosjektet.
More than 600 people have been working on the Gina Krog field since last August preparing the platform for production. 
Siden august i fjor har mer enn 600 personer jobbet kontinuerlig ute på Gina Krog-feltet med å gjøre plattformen klar for produksjon.
Gina Krog is a global project with substantial Norwegian deliveries. 
Gina Krog er et globalt prosjekt med store norske leveranser.
For example, the the living quarter has been built at Stord, more than half of the equipment packages come from Norway, and all drilling and well services are performed by Norwegian suppliers. 
For eksempel er boligkvarteret bygget på Stord, mer enn halvparten av utstyrspakkene kommer fra Norge og alle bore- og brønntjenester utføres av norske leverandører.
The Gina Krog platform is tied in to Sleipner A and uses both processing capacity on the platform and existing pipelines for sending the gas to the marked in Europe. 
Gina Krog-plattformen knyttes opp til Sleipner A og bruker både prosesskapasitet på plattformen og eksisterende rørledninger for å sende gassen videre til markedet i Europa.
“This illustrates how we can maximise value creation and realise new projects on the NCS by utilising existing infrastructure,” Øvrum says. 
– Dette viser hvordan vi kan maksimere verdiskapning og realisere nye prosjekter på norsk sokkel ved å dra nytte av eksisterende infrastruktur, sier Øvrum.
Oil from the field is transported by a floating storage and offloading unit (FSO) which will be located on the field. 
Oljen fra feltet blir transportert via et lagerskip som skal ligge på feltet.
Gina Krog was initially a small-size gas discovery made in 1974. 
I utgangspunktet var Gina Krog et mindre gassfunn fra 1974.
In 2007 and 2008 oil was struck, which shows the importance of near-field exploration. 
I 2007 og 2008 ble det også funnet olje, noe som viser hvor viktig det er å lete nær plattformer i produksjon.
“We believe it is possible to maintain high levels of activity on the NCS up to, and beyond 2030. 
– Vi mener at det er mulig å opprettholde et høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel til 2030 og videre.
We have a very good infrastructure which we will leverage to add value for Statoil and society for a long time to come,” says Statoil’s executive vice president for Development and Production, Arne Sigve Nylund, adding: 
Vi har en svært god infrastruktur tilgjengelig og denne skal vi bruke for å skape verdier for Statoil og samfunnet i lang tid fremover, sier Statoils konserndirektør for Utvikling og Produksjon, Arne Sigve Nylund og legger til:
Margareth Øvrum, EVP, Technology, Projects and Drilling 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring i Statoil.
Arne Sigve Nylund, EVP, Development and Production 
Arne Sigve Nylund, Statoils konserndirektør for Utvikling og Produksjon.
“The field will be operated from Statoil’s Stavanger offices, whereas the helicopter and base services will be run from Sola and Dusavika.“ 
– Feltet skal driftes fra Statoils kontorer i Stavanger mens helikopter- og basetjenestene vil gå fra Sola og Dusavika.
Gina Krog will create jobs both onshore and offshore for 15-20 years. 
Gina Krog vil gi arbeidsplasser både på land og til havs i 15-20 år framover.
In addition, Gina Krog will help extend the productive life and maintain jobs at Sleipner A and Kårstø. 
I tillegg bidrar Gina Krog til å forlenge levetiden og arbeidsplassene på Sleipner A og på Kårstø.
The Gina Krog field is located some 30 kilometres north-west of Sleipner, and 230 kilometres south-west of Stavanger. 
Gina Krog-feltet ligger om lag 30 kilometer nordvest for Sleipner, og 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil Petroleum AS is the operator, with an interest of 58.7 percent. 
Statoil Petroleum AS er operatør med en eierandel på 58,7 prosent.
The partners are Total E&P Norge AS (15%), KUFPEC Norway AS (15%), PGNiG Upstream Norway AS (8%) and Aker BP ASA (3.3%). 
Partnere er Total E&P Norge AS (15%), KUFPEC Norway AS (15%), PGNiG Upstream Norway AS (8%) og Aker BP ASA (3,3%).
Gina Krog has 20 well slots. 
Gina Krog har 20 brønnslisser.
The preliminary plan is to drill 11 production wells and three injection wells. 
Det er foreløpig planlagt 11 produksjonsbrønner og tre injeksjonsbrønner.
The field has also been prepared for tie-in of new discoveries in the area. 
Feltet er også tilrettelagt for tilkobling av eventuelle nye funn i området.
The field is prepared for being run with power from shore when an area solution has been put in place for Utsira High in 2022. 
Feltet er klargjort for å drives med kraft fra land når en områdeløsning er på plass på Utsirahøyden i 2022.
The Gina Krog field is located some 230 kilometres south-west of Stavanger. 
Gina Krog-feltet ligger omkring 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil is partnering with Techstars to create a global accelerator programme for innovators and entrepreneurs who aspire to shape the future of energy. 
Statoil har inngått et samarbeid med Techstars for å skape et nytt globalt akseleratorprogram for innovatører og gründere som ønsker å forme energifremtiden.
Techstars will reach out through its global network to identify, recruit, and select the world’s ten most promising energy innovators and entrepreneurs to participate in the Techstars Energy Accelerator. 
Techstars vil mobilisere sitt globale nettverk for å identifisere, rekruttere og velge ut verdens ti mest lovende innovatører og gründere innen energi for å delta i Techstars Energy Accelerator.
Each of the selected companies will receive an initial funding of USD 120.000 to support compressing two years of development work into 13 weeks. 
Hvert av de utvalgte selskapene vil få en innledende finansiering på nærmere 1 million kroner (USD 120.000) for å støtte gjennomføringen av to års utviklingsarbeid på 13 uker.
The programme will be run in partnership with Statoil and hosted in Oslo with close access to Norway’s world-class energy technology industry. 
Programmet skal drives i samarbeid med Statoil og vil bli gjennomført med utgangspunkt i selskapets kontor på Fornebu, i nær tilknytning til den verdensledende norske leverandørindustrien.
The innovators will be mentored by a global network of experts from Statoil, Techstars and other companies. 
Innovatørene vil også få muligheten til å knytte seg til et globalt nettverk av mentorer fra Statoil, Techstars og andre miljøer.
“Statoil’s vision is to shape the future of energy. 
– Statoils visjon er å være et selskap som former energiframtiden.
This requires being at the forefront of technology and innovation. 
Dette krever at vi er i forkant når det gjelder teknologi og innovasjon.
We also recognise that the ideas and solutions of the future are as likely to come from outside the company as within. 
Samtidig innser vi at fremtidens ideer og løsninger like gjerne kommer fra utenfor selskapet som innenfra.
That is why we are excited to engage with innovators and entrepreneurs from all over the world, working on new businesses and developing potentially transformative technologies and business models”, says Statoil’s vice president for corporate innovation, Ragnhild Ulvik. 
Derfor er vi glade for å samarbeide med innovatører og gründere fra hele verden som jobber med å utvikle nye bedrifter, teknologier og forretningsmodeller, sier Statoils innovasjonsdirektør Ragnhild Ulvik.
Photo of Audun Abelsnes and Ragnhild Ulvik (Photo: Ole Jørgen Bratland / Statoil) JPG 3 MB 
Foto av Audun Abelsnes og Ragnhild Ulvik (Foto: Ole Jørgen Bratland / Statoil) JPG 3 MB
The accelerator programme is part of Statoil’s innovation efforts, and will provide Statoil with an opportunity to explore new ideas and technologies for concrete business challenges together with entrepreneurs and innovators in a new way. 
Akseleratorprogrammet er en del av Statoils satsing på innovasjon, og gir selskapet mulighet til å utforske nye ideer og teknologier for å løse konkrete forretningsutfordringer på en ny måte sammen med innovatører og gründere.
In addition, Statoil will have the option to invest in selected innovators through its venture capital entities. 
I tillegg vil Statoil ha mulighet til å investere i de utvalgte selskapene direkte.
“Unprecedented change is taking place in the energy industry. 
– Energibransjen gjennomgår en enorm forandring.
We have proven that the Techstars model works in several other industries facing change and potential disruption and we are excited to see what kind of ideas and solutions we can accelerate within energy. 
Vi har allerede bevist at Techstars-modellen fungerer i andre bransjer som står overfor store forandringer, og vi er spente på å se hva slags nye ideer og løsninger vi kan hjelpe frem innen energi.
Statoil is renowned for being innovative and demonstrates a great culture of collaboration. 
Statoil er kjent for å være innovative og stå for en god samarbeidskultur.
That makes Statoil a great fit for the Techstars global community, and we very much look forward to recruiting the first cohort of innovators together”, says managing director for the Techstars Energy Accelerator, Audun Abelsnes. 
Det gjør selskapet til en god match med det globale Techstars-nettverket, og vi ser frem til å sammen rekruttere den første gruppen av innovatører og gründere til programmet, sier administrerende direktør for Techstars Energy Accelerator, Audun Abelsnes.
Statoil and Techstars plan to announce main theme for the programme in November 2017 and open the application process in February 2018. 
Statoil og Techstars planlegger å offentliggjøre hovedtemaet for programmet i november 2017 og åpne søknadsprosessen i februar 2018.
The first Techstars Energy Accelerator programme in partnership with Statoil will start in the second half of 2018. 
Det første Techstars Energy Accelerator-programmet i samarbeid med Statoil vil starte opp i andre halvdel av 2018.
About Techstars Energy Accelerator in partnership with Statoil 
Om Techstars Energy Accelerator i samarbeid med Statoil
10 companies selected in every programme from hundreds of applicants globally 
10 selskaper valgt ut til hvert program fra hundrevis av søkere globalt
Successful applicants are typically teams from 2-20+; range from pre-product/pre-revenue to $millions in revenue; pre-seed, seed or series A+ 
Utvalgte søkere er vanligvis grupper fra 2-20+ personer, arbeider fra før produktlansering til å ha startet salg, og er i finansieringsfase fra pre-seed til såkorn eller serie A+
Accepted companies receive up to USD 120,000, the full programme and access to the Techstars and partner networks 
Godkjente selskaper mottar opptil USD 120.000, får delta på hele programmet og tilgang til Techstars’ og partnernes nettverk
Teams aim to compress two years of work into 13 weeks 
De utvalgte innovatørene og gründerne skal ta sikte på å komprimere to års utviklingsarbeid til 13 uker
Totalling between 25 and 50 million barrels of recoverable oil equivalents, the discovery may provide valuable additional volumes for the Johan Castberg development. 
Funnet er på mellom 25 og 50 millioner utvinnbare fat og kan gi verdifulle tilleggsvolumer til Johan Castberg.
The discovery also opens other exploration opportunities in the same area. 
Funnet åpner også opp for andre letemuligheter i samme området.
The Kayak well has for the first time proven resources in this type of play in the Barents Sea. 
Kayak-brønnen påviser for første gang ressurser i denne typen letemulighet i Barentshavet.
“We are very pleased to have made a good discovery in our first completed well in the Barents Sea this year. 
– Vi er veldig fornøyd med å ha gjort et godt funn i vår første ferdigstilte brønn i Barentshavet i år.
We are particularly pleased to have proven resources in a type of play that has not been explored before. 
Vi er spesielt fornøyd med å ha påvist ressurser i en type letemål som ikke tidligere har vært undersøkt.
This opens interesting opportunities,” says Jez Averty, senior vice president for exploration, Norway and the UK. 
Det åpner for flere interessante muligheter, sier Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
Jez Averty, senior vice president for exploration, Norway and the UK. 
Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.