natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The production from the Norwegian continental shelf (NCS) grew 10% in the third quarter of 2015 compared to last year, adjusted for divestments. 
Produksjonen fra norsk sokkel, justert for salg av eiendeler, økte med 10 % i tredje kvartal 2015 sammenlignet med samme kvartal året før.
Equity production outside of Norway was 735 mboe per day, a 4% increase compared to the same period last year, adjusted for divestments. 
Egenproduksjonen utenfor Norge var 735 tusen foe per dag, en økning på 4 % sammenlignet med samme periode i fjor, justert for salg av eiendeler.
Statoil is pleased with the development of Johan Sverdrup with cost estimates coming down by 7%. 
Statoil er tilfreds med utviklingen for Johan Sverdrup-prosjektet, der kostnadsestimatene er redusert med omlag 7 %.
However, Statoil and its partners have decided to accept a delayed timetable for the commencement of production from the Aasta Hansteen and Mariner fields from 2017 to the second half of 2018. 
Statoil og partnerne har imidlertid besluttet å utsette produksjonsstart på Aasta Hansteen- og Mariner-feltene fra 2017 til andre halvdel av 2018.
The updated cost estimate for Aasta Hansteen has been increased by around 9% since the plan for development and operation (PDO). 
Det oppdaterte kostnadsestimatet for Aasta Hansteen er økt med omkring 9 % siden planen for utbygging og drift (PUD) ble lagt fram.
In addition, a currency effect of NOK 2.4 billion brings the total cost estimate to around NOK 37 billion. 
I tillegg kommer en valutaeffekt på 2,4 milliarder kroner som samlet gir et kostnadsestimat på omlag 37 milliarder kroner.
For Mariner, the cost increase is slightly above 10% as compared to the original plan. 
For Mariner er kostnadsøkningen i overkant av 10 % sammenlignet med opprinnelig plan.
In the third quarter Statoil made two discoveries on the NCS, as well as one on the UK continental shelf. 
I tredje kvartal gjorde Statoil to funn på norsk sokkel og ett på britisk sokkel.
As of 30 September, Statoil had completed 33 wells, with five wells on-going. 
Per 30. september hadde Statoil fullført 33 brønner, mens boring pågikk i fem brønner.
Adjusted exploration expenses in the quarter were NOK 3.4 billion, marginally down from NOK 3.6 billion in the third quarter of 2014. 
De justerte letekostnadene i kvartalet var 3,4 milliarder kroner, en nedgang fra 3,6 milliarder kroner i tredje kvartal 2014.
Cash flow from operations amounted to NOK 90.2 billion in the first nine months compared to NOK 99.1 billion last year. 
Kontantstrøm fra driften var 90,2 milliarder kroner i de første ni månedene av 2015, sammenlignet med 99,1 milliarder kroner i samme periode i fjor.
Statoil maintained a strong capital structure, and net debt to capital employed at the end of the quarter was 24%. 
Statoil opprettholdt en sterk finansiell posisjon og netto gjeldsgrad var 24 % ved utgangen av kvartalet.
Organic capital expenditure was USD 11.6 billion in the first nine months. 
Organiske investeringer var 11,6 milliarder USD i de første ni månedene av 2015.
The board of directors has decided to pay a dividend of USD 0.2201 per ordinary share for the third quarter and Statoil shares will trade ex-dividend on Oslo Børs commencing 17 February 2016. 
Styret har besluttet å utbetale et utbytte på 0,2201 USD per ordinær aksje for tredje kvartal og Statoil-aksjen vil bli notert eksklusiv utbytte på Oslo Børs 17. februar 2016.
From and including the third quarter, dividends will be declared in USD, with the NOK dividend calculated and communicated four business days after the record date for the Oslo Børs shareholders. 
Fra og med tredje kvartal fastsetter Statoil sitt kvartalsutbytte i USD, mens utbyttet i NOK vil bli beregnet og kommunisert fire virkedager etter oppgjørsdato for aksjonærer på Oslo Børs.
The serious incident frequency (SIF) for the 12-month period ending 30 September 2015 was 0.5 compared to 0.6 the same period last year. 
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var 0,5 for de siste 12 månedene fram til 30. september 2015, sammenlignet med 0,6 i samme periode i fjor.
CFO presentation 3Q 2015 PDF 4 MB 
CFO presentation 3Q 2015 PDF 4 MB
Production per Field (4Q 2007 - 3Q 2015) XLSX 796 kB 
Production per Field (4Q 2007 - 3Q 2015) XLSX 796 kB
CEO presentation 3Q 2015 PDF 5 MB 
CEO presentation 3Q 2015 PDF 5 MB
President and CEO Eldar Sætre. 
Konsernsjef Eldar Sætre.
“This opportunity is in line with Statoil’s exploration strategy of access at scale. 
– Denne muligheten støtter Statoils letestrategi om tilgang i stor skala.
It represents access into a frontier basin where we believe we see indications of an active petroleum system and which has impact potential,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Lisensen er lokalisert i et uutforsket basseng der vi mener vi ser indikasjoner på et aktivt petroleumssystem med stort potensial, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
“The position strengthens and increases the optionality in Statoil’s long-term international portfolio. 
– Denne posisjonen styrker og utvikler valgmulighetene i Statoils langsiktige internasjonale portefølje.
We look forward to working with ExxonMobil, Impact Africa and the South African government to explore for oil and gas in this new area for Statoil,” says Maden. 
Vi ser fram til å samarbeide med ExxonMobil, Impact Africa og sør-afrikanske myndigheter for å lete etter olje og gass i dette nye området for Statoil, sier Maden.
The Tugela South Exploration Right covers an area of approximately 9,054 square kilometres. 
Letelisensen Tugela South dekker et område på omkring 9.000 kvadratkilometer.
It is located offshore eastern South Africa in water depths up to 1,800 metres. 
Den ligger utenfor kysten av Durban på østkysten av Sør-Afrika med havdyp på inntil 1.800 meter.
The farm-in represents a country entry for Statoil into South Africa. 
Lisensandelen representerer Statoils inntreden i Sør-Afrika.
Statoil enters in an early exploration phase with a step-wise exploration programme. 
Statoil går inn i en tidlig letefase med et trinnvis leteprogram.
Work commitments between 2015 and 2017 include the acquisition of 1,000 square kilometres of 3D seismic data and geology and geophysics (G&G) studies. 
Første arbeidsforpliktelser mellom 2015 og 2017 omfatter innhenting av 1.000 kvadratkilometer med 3D-seismikk, geologisk og geofysisk arbeid, og reprosessering av seismiske 2D-data.
There are no commitment wells during this exploration period. 
Det er ingen forpliktelsesbrønner i leteperioden.
The information obtained from the initial studies and seismic survey will form the decision basis for the co-venturers’ next steps in the Exploration Right. 
Partnerskapet vil beslutte neste trinn i arbeidet etter å ha vurdert informasjonen fra de første studiene og seismikkinnsamlingen.
Tugela South map JPG 2 MB 
Tugela South kart JPG 2 MB
The remaining interests are held by the operator ExxonMobil (40%) and co-venturer Impact Africa Limited (Impact Africa) (25%). 
Øvrige andeler eies av operatøren ExxonMobil (40 prosent) og partneren Impact Africa (25 prosent).
The A5-A block is located in the Northern Zambesi basin in the Angoche area about 1,500km north of the capital Maputo. 
Blokk A5-A ligger i Northern Zambezi-bassenget i Angoche-området omkring 1.500 kilometer nord for hovedstaden Maputo.
The block covers an area of 5,145 square kilometres in water depths ranging from 200 to 1800 meters. 
Blokken dekker et område på 5.145 kvadratkilometer i områder med havdyp fra 200 til 1.800 meter.
Eni is the operator of the Joint Venture with 34% participating interest. 
Eni er operatør i partnerskapet med en andel på 34 prosent.
Partners are Statoil and Sasol with 25,5% each and ENH with 15%. 
Statoil og Sasol har hver en andel på 25,5 prosent og ENH 15 prosent.
The minimum work program includes seismic and three commitment wells. 
Arbeidsforpliktelsene inkluderer seismikk og tre forpliktelsesbrønner.
“The Angoche area is a very promising frontier basin with significant oil potential and builds on Statoil's exploration strategy of access at scale,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
– Angoche-området er et veldig lovende uutforsket basseng med betydelig potensial for hydrokarboner, inkludert olje, og bygger på Statoils letestrategi om tilgang i stor skala, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
“The position strengthens and develops our global exploration portfolio. 
– Denne posisjonen styrker og utvikler vår globale leteportefølje.
We are enthusiastic about this opportunity and look forward to working with Eni, Sasol and ENH to explore for hydrocarbons offshore Mozambique.” says Maden. 
Vi er entusiastiske over denne muligheten og ser frem til å jobbe med partnerskapet i letingen etter hydrokarboner offshore Mosambik, sier Maden.
Map of the A5-A block JPG 2 MB 
Kart over A5-A-lisensen JPG 2 MB
The Eni led partnership will subsequently enter into negotiations with the authorities. 
Det Eni-ledede partnerskapet vil nå gå i forhandlinger med myndighetene.
Statoil has previously notified Songa Offshore that the rig would be suspended for a period, and Statoil has tried to find other assignments for the rig after the suspension period and up to the expiration of contract. 
Statoil varslet tidligere Songa Offshore at riggen ville bli suspendert i en periode, og Statoil har forsøkt å finne andre oppdrag for riggen etter suspensjonsperioden og fram til kontrakten utløper.
“We informed the supplier earlier in October about suspending the contract after the rig has completed the drilling operation on the Tavros well on the Visund field. 
- Vi varslet leverandøren tidligere i oktober om suspensjon av kontrakten etter at riggen har fullført boreoperasjonen på Tarvos-brønnen på Visund-feltet.
We regret that we need to cancel the contract before it expires,” says Tore Aarreberg, head of rig procurements in Statoil. 
Vi beklager at kontrakten må kanselleres før den utløper, sier Tore Aarreberg, leder for rigganskaffelser.
Songa Trym (Photo: Kjetil Larsen - Statoil) 
Songa Trym (Foto: Kjetil Larsen - Statoil)
The decision triggers investments of around NOK 2 billion, realizing a 60-70 percent cost reduction per MW from the Hywind demo project in Norway. 
Beslutningen utløser investeringer på rundt 2 milliarder kroner og realiserer en kostnadsreduksjon på 60-70 prosent per MW fra det første prøveprosjektet for Hywind i Norge.
Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions. 
Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
Statoil will install a 30 MW wind turbine farm on floating structures at Buchan Deep, 25 km offshore Peterhead, harnessing Scottish wind resources to provide renewable energy to the mainland. 
Statoil skal installere en flytende vindturbinpark med en samlet kapasitet på 30 megawatt i Buchan Deep-området 25 kilometer utenfor kysten av Peterhead.
The wind farm will power around 20,000 households. 
Pilotparken vil levere strøm til om lag 20.000 hjem.
Production start is expected in late 2017. 
Produksjonen skal etter planen starte sent i 2017.
“Statoil is proud to develop the world’s first floating wind farm. 
– Statoil er stolt over å utvikle verdens første flytende vindpark.
Our objective with the Hywind pilot park is to demonstrate the feasibility of future commercial, utility-scale floating wind farms. 
Formålet vårt med Hywind pilotpark er å demonstrere at kommersielle flytende vindparker i stor skala vil være mulig i nær fremtid.
This will further increase the global market potential for offshore wind energy, contributing to realising our ambition of profitable growth in renewable energy and other low-carbon solutions,” says Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions. 
Dette vil ytterligere styrke det globale markedspotensialet for havvindenergi, og bidra til å realisere Statoils ambisjon om lønnsom vekst innen fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
The pilot park will cover around 4 square kilometres, at a water depth of 95-120 metres. 
Pilotparken vil dekke et område på om lag 4 kvadratkilometer, med havdyp på 95-120 meter.
The average wind speed in this area of the North Sea is around 10 metres per second. 
Gjennomsnittlig vindstyrke i denne delen av Nordsjøen er på rundt 10 meter per sekund.
Rummelhoff adds: “We are very pleased to develop this project in Scotland, in a region with a huge wind resource and an experienced supply chain from oil and gas. 
– Vi er glade for å få utvikle dette prosjektet i Skottland, i et område med store vindressurser og en leverandørindustri med solid erfaring fra olje- og gass.
Through industry and supportive policies, the UK and Scotland is taking a position at the forefront of developing offshore wind as a competitive new energy source.” 
Gjennom sin industri og sine støtteordninger tar Storbritannia og Skottland en posisjon i fremste rekke innen utviklingen av havvind som en konkurransedyktig, ny energikilde, fortsetter Rummelhoff.
Scotland’s Deputy First Minister John Swinney. 
Skottlands viseførsteminister John Swinney
“The momentum is building around the potential for floating offshore wind technology to unlock deeper water sites. 
– Potensialet for flytende havvindteknologi på store havdyp styrkes nå ytterligere.
The ability to leverage existing infrastructure and supply chain capabilities from the offshore oil and gas industry create the ideal conditions to position Scotland as a world leader in floating wind technology,” he adds. 
Vår evne til å utnytte eksisterende infrastruktur og leverandørkompetanse fra olje- og gassnæringen, skaper ideelle vilkår for Skottland til å posisjonere seg som verdensledende innen flytende havvindteknologi, legger han til.
The British Energy and Climate Change Secretary, Amber Rudd says: “This is fantastic news for Scotland and the whole of the UK, demonstrating that we are open for business and that the UK’s offshore wind industry continues to go from strength to strength.” 
Den britiske ministeren for energi og klimaendringer, Amber Rudd, sier: - Dette er fantastiske nyheter for Skottland og hele Storbritannia.
The British Energy and Climate Change Secretary, Amber Rudd 
Amber Rudd, den britiske ministeren for energi og klimaendringer.
“This exciting project is a great example of how innovation can help to power our homes and add to our energy mix – offering clean, secure energy to Britain’s hardworking families and businesses,” she adds. 
– Dette spennende prosjektet er et godt eksempel på hvordan innovasjon kan bidra til å sikre og komplettere vår energiforsyning med fornybar og sikker energi til Storbritannias hardtarbeidende familier og bedrifter.
Statoil works with several Scottish suppliers and partners on the project. 
Statoil samarbeider med flere skotske leverandører og partnere i forbindelse med prosjektet.
The project will provide additional work for industry in Scotland and other countries. 
Prosjektet vil skape mer arbeid for industrien i Skottland og i andre land.
The onshore operation and maintenance base will be located in Peterhead, also drawing on resources from Statoil’s existing office in Aberdeen. 
Drifts- og vedlikeholdsbasen på land skal ligge i Peterhead, og vil også trekke på ressurser fra Statoils kontor i Aberdeen.
Hywind is a unique offshore wind technology developed and owned by Statoil. 
Hywind er en unik havvindteknologi som er utviklet og eid av Statoil.
The concept has been verified through six years of successful operation of a prototype installed off the island of Karmøy in Norway. 
Konseptet er testet gjennom seks års vellykket drift av en prototype som er installert i havet utenfor Karmøy.
Hywind with its simplicity in design is competitive towards other floating designs in water depths of more than 100 metres. 
Med sin enkle utforming er Hywind konkurransedyktig i forhold til andre flytende konstruksjoner i havdyp på over 100 meter.
New Energy Solutions for the global market 
Nye energiløsninger for det globale markedet
As a starting point Statoil’s existing offshore wind portfolio constitutes the activities in this area. 
Statoils eksisterende havvindportefølje utgjør utgangspunktet for aktivitetene innen dette området.
Hywind Scotland is the business area’s first new investment. 
Hywind pilotpark er det nye forretningsområdets første nye investering.
Offshore wind already has a strong foothold in Europe with 10 GW installed capacity, and a global potential to reach more than 100 GW by 2030. 
Havvind har allerede et sterkt fotfeste i Europa, med en etablert kapasitet på 10 GW, og et globalt potensial til å oppnå over 100 GW innen 2030.
With fixed turbines, offshore wind is optimal for 20-50 metres water depth. 
Med bunnfaste turbiner er havvindproduksjonen optimal for havdyp på 20-50 meter.
With floating structures, further expansion will be enabled in new deep-water areas around the world. 
Med flytende turbiner vil det være mulig å utvide til områder med store havdyp flere steder i verden.
Key energy partner to the United Kingdom 
Viktig energipartner for Storbritannia
Statoil is a key energy security partner for the UK and pursues a broad range of activities relating to energy production and sales in Britain. 
Statoil er en viktig partner for å sikre energiforsyningen til Storbritannia, og selskapet arbeider med et bredt spekter av aktiviteter knyttet til energiproduksjon og -salg i Storbritannia.
Statoil is a leading supplier of natural gas to the British market, with a market share around 20 percent. 
Statoil er en ledende leverandør av naturgass til det britiske markedet, med en markedsandel på rundt 20 prosent.
The company is also active on the UK Continental Shelf, including the development of the Mariner oil field, operatorship for the Bressay project and holding several exploration licences. 
Selskapet er også aktivt på britisk sokkel, med blant annet utbyggingen av oljefeltet Mariner, operatøransvaret for Bressay-prosjektet og flere letelisenser.
Statoil’s Global Strategy and Business Development division is based in London. 
Statoils forretningsområde for global strategi og forretningsutvikling er basert i London.
Statoil was the operator in the development phase for the 88 turbine Sheringham Shoal offshore Wind Farm, 20 kilometres off the coast of Norfolk. 
Statoil var operatør for utbyggingen av havvindparken Sheringham Shoal, som har 88 turbiner og ligger 20 kilometer utenfor kysten av Norfolk.
Sheringham Shoal started producing in 2012. 
Sheringham Shoal kom i produksjon i 2012.
The same year Statoil and Statkraft acquired the nearby Dudgeon offshore wind farm project. 
Samme år overtok Statoil og Statkraft havvindparken Dudgeon som ligger i nærheten.
Statoil is also partner in the Dogger Bank offshore wind project. 
Statoil er også partner i havvindprosjektet Dogger Bank.
In combination, Statoil’s UK offshore wind business has the long term potential to provide competitive low carbon electricity to around 4.5 million UK homes. 
Samlet sett har Statoils havvindvirksomhet i Storbritannia et langsiktig potensial til å levere konkurransedyktig elektrisitet basert på fornybar energi, til om lag 4,5 millioner britiske hjem.
Press Elin Isaksen (media relations) +47 4809 1183 
Presse Elin Isaksen (mediekontakt) +47 4809 1183
Ola Morten Aanestad (Statoil in Aberdeen) +44 (0) 7834 729334 
Ola Morten Aanestad (Statoil i Aberdeen) +47 48080212 / +44 (0) 7834 729334
Hywind illustration PNG 1 MB 
Hywind illustration PNG 1 MB
Hywind Scotland - map PNG 166 kB 
Hywind Scotland - map PNG 166 kB
Hywind line-up Scott Monument Edinburgh PNG 94 kB 
Hywind line-up Scott Monument Edinburgh PNG 94 kB
Presentation - Building the world's first floating offshore wind farm PDF 638 kB 
Presentation - Building the world's first floating offshore wind farm PDF 638 kB
Hywind worldwide PNG 158 kB 
Hywind worldwide PNG 158 kB
Hywind wind farm PNG 144 kB 
Hywind wind farm PNG 144 kB
This marks an important step forward for offshore wind technology, and potentially opens attractive new markets for renewable energy production worldwide. 
Dette markerer et viktig skritt videre for havvindteknologi, og kan åpne opp attraktive nye globale markeder for produksjon av fornybar energi.
Included in the accommodation services is bed capacity and catering services for project personnel. 
Boligtjenestene omfatter sengekapasitet og forpleiningstjenester for prosjektpersonell.
The accommodation rig will provide up to 400 beds on the Johan Sverdrup field. 
Boligriggen vil ha opp mot 400 sengeplasser.
To ensure required capacity for working on the Johan Sverdrup field, Haven will undergo an upgrade related to strength and length of the legs, including provision of new spud-cans/suction-caissons. 
For å sikre nødvendig kapasitet for arbeid på Johan Sverdrup-feltet vil «Haven» få oppgradert leggenes styrke og lengde, blant annet med nye spud-cans (diskosformede fundament)/suction caissons (sugeankere).
The upgrade is expected to be performed at a yard in Norway. 
Oppgraderingen forventes å bli gjennomført ved verft i Norge.
The contract period is 18 months with an estimated start 15 June 2018. 
Kontrakten har en varighet på 18 måneder, med forventet oppstart 15. juni 2018.
In addition there are 5x2 months options. 
I tillegg kommer opsjoner for forlengelse på 5x2 måneder.
The total value of the firm contract period is approximately 178 million USD. including expected upgrade cost of approximately 100 million USD. 
Verdien på den faste kontraktsperioden er på omkring 178 millioner USD, inkludert forventede oppgraderingskostnader på omkring 100 millioner USD.
"We are very pleased with the contract awarded to Jacktel AS. 
– Vi er veldig fornøyd med kontrakten vi har tildelt Jacktel AS.
The Haven jack-up accommodation rig will be an important tool in the final offshore installation and commissioning phase, putting together the different pieces of the Johan Sverdrup puzzle "says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project. 
Den oppjekkbare boligriggen «Haven» vil være et viktig verktøy i det endelige offshore installasjon- og ferdigstillingsarbeidet hvor vi setter sammen brikkene i Johan Sverdrup-puslespillet, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup-utbyggingen.
The Haven jack-up accommodation rig. 
Den oppjekkbare boligriggen «Haven».
(Photo: Sondre Steen Holvik) 
(Foto: Sondre Steen Holvik)
Jacktel AS, a wholly owned subsidiary of Master Marine A, located in Oslo/Norway, has been awarded a contract for the Haven jack-up accommodation rig for the installation and commissioning period for the Johan Sverdrup project phase 1. 
Jacktel AS, et heleid datterselskap av Master Marine AS, med kontor i Oslo, er tildelt kontrakt for den oppjekkbare boligriggen «Haven» for installerings- og ferdigstillingsperioden i første fase av Johan Sverdrup-prosjektet.
The agreement is due to start in 2016. 
Avtalen trer i kraft i 2016.
The onshore total facilities management contract was awarded to 14forty, previously known as Eurest, and covers Statoil’s offices in Aberdeen, London and its Dudgeon wind farm operations base in Great Yarmouth. 
Kontrakten for alle anleggstjenester på land er tildelt 14forty, som tidligere het Eurest, og dekker Statoils kontorer i Aberdeen og London samt driftsbasen til Dudgeon havvindpark i Great Yarmouth.
Tove Stuhr Sjøblom, managing director, Statoil Production (UK) Ltd. 
Tove Stuhr Sjøblom, administrerende direktør for Statoil Production (UK) Ltd.
“Combining the offshore and onshore scopes has created significant synergies and efficiencies for Statoil in the UK. 
– Ved å kombinere tjenestene for både land og hav er det oppnådd betydelige synergieffekter for Statoil i Storbritannia.
We appreciate the innovative and cost-effective solutions presented by ESS Offshore and 14forty. 
Vi setter pris på de nyskapende og kostnadseffektive løsningene som ESS Offshore og 14forty har presentert.