natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Huldra platform will be regularly maintained until the West Epsilon drilling rig arrives at Huldra in 2016 for permanent well plugging, and project activities will also be carried out during this period. 
Huldra-plattformen vil bli regelmessig vedlikeholdt fram til boreriggen West Epsilon kommer til Huldra i 2016 for permanent plugging av brønner, og prosjektaktiviteter vil også foregå i denne perioden.
The field will not be fully decommissioned before 2019 and no later than 2021. 
Feltet vil ikke være ferdig avviklet før i 2019 og senest innen 2021.
The Huldra platform in the North Sea. 
Huldra-plattformen i Nordsjøen.
Petrobras operates the Tayrona licence (40%), which includes the on-going Orca-1 exploration well. 
Petrobras er operatør for Tayrona-lisensen (40 prosent), som omfatter den pågående letebrønnen Orca-1.
Repsol retains a 20% of the licence after farming down 10% to Statoil. 
Repsol beholder en andel på 20 prosent av lisensen etter salget av 10 prosent til Statoil.
The remaining 30% is held by Ecopetrol. 
Ecopetrol eier den resterende andelen på 30 prosent.
The licence covers an area of 16,500 square kilometres and is located in water depths of 50 to 1,500 metres. 
Lisensen dekker et område på 16.500 kvadratkilometer, på 50 til 1.500 meters vanndyp.
Repsol operates the Guajira Offshore 1 (GUA OFF-1) licence and retains a 30% after farming down 20% to Statoil. 
Repsol er operatør for lisensen Guajira Offshore 1 (GUA OFF-1) og beholder en andel på 30 prosent etter salget av 20 prosent til Statoil.
The remaining 50% is held by Ecopetrol. 
Ecopetrol eier den resterende andelen på 50 prosent.
The licence covers an area of 12,200 square kilometres and is located in water depths of 1,500 to 3,500 metres. 
Lisensen dekker et område på 12.200 kvadratkilometer, på 1.500 til 3.500 meters vanndyp.
Repsol has completed a 2D seismic survey in the licence area. 
Repsol har fullført en innsamling av seismiske 2D-data fra lisensområdet.
The next step includes a 3D seismic survey, which is expected to start later this year. 
Neste trinn omfatter innsamling av 3D-data, som etter planen skal starte senere i år.
The deals are subject to the approval of the National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH). 
Avtalene forutsetter godkjenning fra National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
In July 2014 Statoil announced that it had been awarded interest in the COL4 licence. 
I juli 2014 kunngjorde Statoil at selskapet var tildelt en andel i COL4-lisensen.
Repsol is the operator of the licence with a 33.34% equity interest. 
Repsol er operatør for lisensen med en andel på 33,34 prosent.
Statoil and Exxon Mobil Exploration Colombia each hold 33.33% interests in the licence. 
Statoil og Exxon Mobil Exploration Colombia har hver en andel på 33,33 prosent i lisensen.
Map Tayrona and Guajira Offshore 1 GIF 802 kB 
Kart Tayrona og Guajira Offshore 1 GIF 802 kB
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule. 
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
US Gulf of Mexico 
Mexicogolfen
Statoil announces a small discovery in its Martin prospect located in the Gulf of Mexico (GoM). 
Statoil har gjort et mindre funn i Martin-prospektet i Mexicogolfen.
Statoil does not consider this to be a commercial discovery. 
Statoil vurderer ikke funnet til å være kommersielt.
The well has been drilled efficiently and plug and abandonment operations (P&A) are now ongoing. 
Brønnen ble boret på en effektiv måte, og det pågår nå arbeid for å plugge og forlate brønnen.
Once P&A operations are completed the Maersk Developer rig will move to the impact Perseus prospect in De Soto Canyon (DC) 231. 
Når dette arbeidet er ferdig, vil boreriggen Maersk Developer forflytte seg til Perseus-prospektet i De Soto Canyon (DC) 231.
Angola, Kwanza basin 
Angola, Kwanza-bassenget
The Dilolo-1 exploration well in block 39 offshore Angola in the Kwanza basin was drilled to its pre-salt target. 
Letebrønnen Dilolo-1 i blokk 39 i Kwanza-bassenget utenfor kysten av Angola er boret ned til presalt-målet.
The first drilling operation in block 39 has now been completed. 
Den første boreoperasjonen i blokk 39 er nå fullført.
In this first well hydrocarbons were not encountered, but the operation did provide a valuable calibration for other prospects in the area. 
I brønnen ble det ikke oppdaget hydrokarboner, men operasjonen gav verdifull informasjon med hensyn til andre prospekter i området.
The well is now in the process of being plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå plugget og forlatt.
Other ongoing activities 
Andre pågående aktiviteter
Statoil is currently also drilling the Giligiliani well in block 2 in Tanzania and has recently spudded the Romeo prospect near the King Lear discovery in the Norwegian North Sea. 
Statoil borer også Giligiliani-brønnen i blokk 2 i Tanzania, og vil snart starte boring av Romeo-prospektet i nærheten av King Lear-funnet i Nordsjøen.
Statoil is also preparing for its 18-month drilling campaign on the east coast of Canada following up the Bay du Nord oil discovery. 
Statoil forbereder også en 18 måneder lang letekampanje på østkysten av Canada for å følge opp oljefunnet i Bay du Nord.
In Brazil, the Repsol-operated Seat-2 well in block BM-C-33 in the Campos basin is currently being drill stem tested (DST) after encountering a pre-salt hydrocarbon-bearing section. 
I tillegg formasjonstestes (DST) nå den Repsol-opererte Seat-2-brønnen i blokk 33 i Campos-bassenget i Brasil etter at brønnen påtraff et hydrokarbon-bærende pre-salt-reservoar av god kvalitet.
Ownership overview: 
Oversikt over eierforhold:
Statoil is the operator (42.5%) of Martin, and its partners include Nexen (25%) and LLOG (26%). 
Statoil er operatør på Martin (42,5 prosent) med Nexen (25 prosent) og LLOG (26 prosent) som partnere.
In Angola on block 39, Statoil is the operator (37.5%), and its partners include Total (7.5%), WRG (15%), Ecopetrol (10%) and Sonangol P&P (30%). 
I Angola-blokk 39 er Statoil operatør (37,5 prosent), og partnerne er Total (7,5 prosent), WRG (15 prosent), Ecopetrol (10 prosent) og Sonangol P&P (30 prosent).
In block 38 Statoil is the operator (45%), with WRG (15%), Ecopetrol (10%) and Sonangol P&P (30%) as partners*. 
I blokk 38 er Statoil operatør (45 prosent), med WRG (15 prosent), Ecopetrol (10 prosent) og Sonangol P&P (30 prosent) som partnere*.
* The Ecopetrol farm-in is subject to approval by Sonangol E&P and the Angolan minister of petroleum. 
* Nedsalget til Ecopetrol forutsetter godkjenning fra Sonangol E&P og petroleumsministeren i Angola.
The Maersk Developer drilling rig. 
Boreriggen Maersk Developer.
Statoil’s fast-track development projects are increasing the company’s and partners’ oil and gas production through a combination of standardised subsea development solutions and utilisation of infrastructure in a manner which helps extend the lifetime of existing fields. 
Statoils hurtigutbyggingsprosjekter øker selskapets og partnernes olje- og gassproduksjon gjennom kombinasjonen standardiserte undervanns utbyggingsløsninger og utnyttelse av infrastruktur på en måte som bidrar til å forlenge levetiden på eksisterende felt.
Production start-up on Fram H-North and Svalin C marks the eighth and ninth fast-track development projects for Statoil. 
Produksjonsoppstarten av Fram H-Nord og Svalin C markerer henholdsvis det åttende og niende i rekken av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter.
Ivar Aasheim, Statoil’s head of field development on the Norwegian shelf. 
Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutbygging på norsk sokkel.
"Together with partners, authorities and suppliers we have been able to develop standardised technical solutions and methods of interaction that yield increased production from the Norwegian shelf," says Statoil’s head of field development on the Norwegian shelf, Ivar Aasheim. 
– Sammen med partnere, myndigheter og leverandører har vi klart å utvikle standardiserte tekniske løsninger og måter å samhandle på som gir økt produksjon fra norsk sokkel.
"We have achieved a lot with regard to costs, development time and HSE. 
Vi har oppnådd mye med tanke på kostnader, utbyggingstid og HMS, sier Statoils direktør for feltutbygging på norsk sokkel, Ivar Aasheim.
These are good experiences we will benefit from in Statoil’s efforts to increase competitiveness and a long-term sustainable development of the industry. 
– Dette er gode erfaringer vi tar med oss videre i Statoils innsats for å øke konkurransekraften og en langsiktig bærekraftig utvikling av industrien.
Fram H-North and Svalin C are good, positive representatives of what we want to achieve through the fast-track development concept." 
Fram H-Nord og Svalin C representerer på en god måte det vi ønsker å få til gjennom hurtigutbyggingskonseptet, sier han.
New production 
Ny produksjon
Fram H-North is located in the Troll area and Svalin C is located in the Grane area. 
Fram H-Nord ligger i Troll-området, mens Svalin C ligger i Grane-området.
Preliminary estimates show that Fram H-North contains about 10 million barrels of recoverable oil equivalent, while the corresponding figure for Svalin C is just over 30 million barrels of oil equivalent. 
Foreløpige beregninger viser at Fram H-Nord inneholder omlag 10 millioner fat oljeekvivalenter utvinnbare reserver, mens tilsvarende for Svalin C er i overkant av 30 millioner fat oljeekvivalenter.
Kjetil Hove, Statoil’s senior vice president for Operations West. 
Kjetil Hove, Statoils områdedirektør for Drift Vest.
"Fram H-North and Svalin C are contributing new and important production for Statoil and its partners on the Norwegian shelf. 
– Fram H-Nord og Svalin C bidrar med ny og viktig produksjon for Statoil og partnerne på norsk sokkel.
These projects also expand our possibilities for developing good solutions for oil and gas production from the areas in which they are located," says Kjetil Hove, Statoil’s senior vice president for Operations West. 
I tillegg gir disse prosjektene oss ytterligere muligheter til å utvikle gode løsninger for olje- og gassproduksjonen fra områdene de ligger i, sier Statoils områdedirektør for Drift Vest, Kjetil Hove.
Safe and efficient implementation 
Sikker og effektiv gjennomføring
The plan for development and operation (PDO) for Svalin C was submitted in June 2012 and approved by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy in November 2012. 
Plan for Utbygging og Drift (PUD) av Svalin C ble levert i juni 2012 og godkjent av Olje- og Energidepartementet i november 2012.
In line with the ministry’s guidelines, Fram H-North was exempt from having to submit a PDO. 
Fram H-Nord hadde i tråd med departementets retningslinjer fritak for PUD-innlevering.
The investment decision for Fram H-North was made by the partners in the summer of 2012. 
Investeringsbeslutning av Fram H-Nord ble tatt av partnerne sommeren 2012.
The projects were delivered under budget and without serious injuries. 
Prosjektene er levert i underkant av estimerte kostnader og uten alvorlige personskader.
The activity level on Grane has been particularly high in the last six months, but the activities were carried out without serious HSE incidents as a result of good planning and follow-up by both the suppliers and operator. 
På Grane har det vært spesielt høy aktivitet siste halvår, men aktivitetene er gjennomført uten alvorlige HMS hendelser som følge av god planlegging og oppføling av både leverandører og operatør.
Statoil has set ambitious goals as regards development time, but projects may offer up surprises along the way, and Fram H-North and Svalin C were no exception. 
Statoil har satt seg ambisiøse mål når det gjelder utbyggingstid, men prosjekter kan by på overraskelser underveis og Fram H-Nord og Svalin C var ingen unntak.
Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil. 
Anders Opedal, Statoils direktør for prosjektgjennomføring.
For Fram H-North, the drilling and well activities turned out to be more challenging than expected, while Svalin C ran into challenges in connection with deliveries of the control system for the subsea template, which resulted in a delay in production start-up. 
For Fram H-Nord viste bore- og brønnaktivitetene seg å bli mer krevende enn forutsatt, mens Svalin C møtte utfordringer knyttet til leveranser av styringssystem for selve havbunnsrammen som medførte noe senere produksjonsoppstart enn den opprinnelige planen.
"We have succeeded in delivering two new high-quality projects within budget. 
– Vi har lyktes med å levere to nye prosjekt innenfor budsjett og med god kvalitet.
We set lofty goals as regards implementation time for the fast-track development projects, and we were able to reduce the time by about 40% on average. 
Vi har satt oss høye mål når det gjelder gjennomføringstiden for hurtigutbyggingsprosjektene og vi har klart å redusere tiden med nærmere 40% i snitt, sier Statoils direktør for prosjektgjennomføring, Anders Opedal.
Svalin C and Fram H-North contribute towards our goal," says Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil. 
– Svalin C og Fram H-Nord bidrar til målet.
"We are on the right track with our mindset regarding standardised technical solutions, early maturing of design basis to avoid late changes and last, but not least, use of the same teams from project to project, where people know each other well and share the same philosophy." 
Det viser at vi er på rett spor med vår tankegang rundt standardiserte tekniske løsninger, tidlig modning av designbasis for å unngå sene endringer og, sist men ikke minst, bruk av de samme teamene fra prosjekt til prosjekt, der folk kjenner hverandre godt og har felles tankesett, sier han.
Fram H-North is a standard subsea template that can accommodate four wells. 
Fram H-Nord er en standard havbunnsramme med plass til fire brønner.
It is connected by approximately five kilometres of pipeline and umbilicals to the existing subsea template on Fram West A2. 
Denne er koblet med cirka fem kilometer rør og kontrollinjer til eksisterende bunnramme på Fram Vest A2.
Svalin C consists of a subsea facility with two wells, about six kilometres southwest of the Grane platform. 
Svalin C består av et havbunnsanlegg med to brønner omlag seks kilometer sør-vest for Grane-plattformen.
Svalin C template 
Brønnramme til Svalin C.
Most were built in 2000 and 2001 and are of a high environmental standard. 
Flesteparten er bygd i 2000 og 2001 og holder høy miljømessig standard.
Statoil took over these filling stations on 1 May. 
Statoil overtok dieselanleggene 1. mai.
"This acquisition is very positive, both for Statoil and our customers. 
"Kjøpet er meget positivt både for Statoil og våre kunder.
We are supplementing our network of stations for heavy vehicles and thereby further improving the service for the customers. 
Vi får komplettert vårt nett av stasjoner for tungtrafikk og dermed ytterligere forbedret servicen for kundene.
Statoil has bought just over 20 fully automatic diesel filling stations for heavy vehicles in Sweden from the Finnish Fortum energy group. 
Statoil har kjøpt i overkant av 20 helautomatiske dieselanlegg for tungtrafikk i Sverige fra det finske energikonsernet Fortum.
(Photo: Jay Pickthorn, AP) 
(Foto: Jay Pickthorn, AP)
Statoil is expanding the pilot of the joint venture’s “Last Mile” fueling solution, which is expected to provide environmental, cost-saving, and logistics solutions for the company’s Bakken oilfield operations. 
Statoil utvider pilotprosjekt, “the Last Mile” fueling solution”, som er ventet å skape miljøfordeler, kostnadsreduksjoner og logistikkløsninger for selskapets oljevirksomhet på Bakken-feltet.
The pilot project is currently capturing natural gas that would otherwise be flared, and using it instead to assist in powering its oil and gas operations. 
Pilotprosjektet har så langt fanget opp naturgass som ellers ville blitt faklet, og i stedet brukt denne som et bidrag i driften av olje- og gassvirksomheten.
The company anticipates this new commercial expansion will increase its flare gas capture to between 3-5 million standard cubic feet per day (scfd) by the end of 2014. 
Selskapet forventer at den nye kommersielle utvidelsen vil øke fangsten av gass som vanligvis fakles til 3-5 millioner standard kubikkfot per dag innen utgangen av 2014.
This equates to total greenhouse gas emission reductions of 120,000-200,000 metric tons per year – the equivalent of removing 25,000-45,000 cars from the road. 
Dette gir en samlet reduksjon i klimagassutslipp på 120.000-200.000 tonn i året – noe som tilsvarer 25.000-45.000 færre biler på veiene.
The natural gas that Statoil captures and which is not able to use in its own operations will be compressed and sold to ancillary markets. 
Den naturgassen som Statoil fanger, og som ikke er mulig å bruke i egen virksomhet, komprimeres og selges på andre markeder.
Lance Langford, Statoil vice president for Bakken development and production. 
Lance Langford, Statoils direktør for utbygging og produksjon på Bakken-feltet.
“By using this captured natural gas in place of diesel in our drilling and hydraulic fracturing operations, we are further reducing emissions and costs. 
− Ved å bruke denne gassen i stedet for diesel i forbindelse med boring og frakturering, reduserer vi både utslipp og kostnader ytterligere.
This is both good for the bottom line and the climate,” says Statoil Bakken development and production vice president Lance Langford. 
Dette er bra både for bunnlinjen og for klimaet, sier Lance Langford, Statoils direktør for utbygging og produksjon på Bakken-feltet.
North Dakota’s Bakken is one of the key regions where energy companies are focusing on unconventional oil and gas exploration and production. 
Bakken i Nord-Dakota er et av de viktigste områdene når det gjelder energiselskapenes satsing på leting og produksjon av ukonvensjonell olje og gass.
However, because these emerging oil fields often lack the pipeline infrastructure to store and transport the natural gas produced along with oil, operators are forced to flare off up to 30%—or 300 million cubic feet per day—of the associated natural gas produced in the Bakken field alone. 
Siden disse framvoksende oljefeltene ofte mangler en infrastruktur av rørledninger til å lagre og transportere naturgassen som produseres i tillegg til oljen, er operatørene tvunget til å fakle opptil 30 %—eller 300 millioner kubikkfot hver dag— bare av den tilhørende gassen som produseres på Bakken-feltet.
Last Mile is a joint venture solution between GE Ventures and Ferus Natural Gas Fuels to provide a full-service natural gas fueling solution for operators by combining GE’s “CNG In A Box” compressed natural gas-fueling technology and the specialised maintenance and logistics services of Ferus Natural Gas Fuels (Ferus NGF). 
“Last Mile” er en joint venture-løsning der GE Ventures og Ferus Natural Gas Fuels har laget en full-service naturgassløsning for operatørene ved å kombinere GEs “CNG In A Box”-teknologi for komprimert naturgass og de spesialiserte vedlikeholds- og logistikktjenestene til Ferus Natural Gas Fuels (Ferus NGF).
It helps companies eliminate flaring and monetise previously wasted gas by putting it to work to fuel their own operations and in the local fueling networks. 
Dette hjelper selskapene med å eliminere fakling og utnytte tidligere bortkastet gass ved å bruke den til å drive egen virksomhet og sende den inn i de lokale drivstoffnettverkene.
GE and Ferus NGF are also in discussions with the other major players in the Bakken region about using the Last Mile system for their operations, with the potential of eliminating another 10 million scfd of flared gas—enough to fueling more than 100 drill rigs in North Dakota. 
GE og Ferus NGF er dessuten i forhandlinger med andre store aktører i Bakken-regionen når det gjelder å bruke “Last Mile»-systemet også for deres virksomhet, noe som har potensial til å eliminere ytterligere 10 millioner standard kubikkfot per dag med faklet gass – nok til å drive mer enn 100 borerigger i Nord-Dakota.
Statoil is collaborating with authorities and industry through the North Dakota Flaring Task Force with the ambition to capture 90% of flaring in the area within 2020. 
Statoil samarbeider med myndighetene og bransjen gjennom gruppen North Dakota Flaring Task Force, som har en ambisjon om å fange 90 % av faklingen i området innen 2020.
The company also joined the World Bank-led Global Gas Flaring Reduction (GGFR) public-private partnership in 2002. 
Selskapet sluttet seg også til det private samarbeidet Global Gas Flaring Reduction (GGFR), ledet av Verdensbanken, i 2002.
GGFR has set an ambition to reduce flaring globally by 30% within 2017. 
GGFR har satt som ambisjon å redusere den globale faklingen med 30 % innen 2017.
Statoil has an ambition of no flaring in its operations. 
Statoil har en ambisjon om å unngå fakling helt i sin virksomhet.
For more information, contact: 
For mer informasjon, ta kontakt med:
Kirsten Henriksen +1 713 269 8927 KHEN@statoil.com 
Kirsten Henriksen Tlf: +1 713 269 8927 KHEN@statoil.com
Statoil utilising captured flared gas to power a rig. 
Naturgass som ellers ville blitt faklet brukes til drift av en borerigg.
This request is pending MEM approval. 
Denne forespørselen er fortsatt under behandling hos MEM.
This is an early phase, but a first step towards possible exploration activities offshore Nicaragua. 
Dette er en tidlig fase, men et første skritt mot mulige leteaktiviteter utenfor kysten av Nicaragua.
For questions about the Geoex- Petronic agreement, please contact Geoex International. 
Spørsmål om avtalen mellom Geoex og Petronic må derfor rettes til Geoex International.
Through this transaction Statoil monetises on the Aasta Hansteen field development project, while retaining the operatorship and a 51 % equity share. 
Gjennom denne transaksjonen vil Statoil frigjøre midler fra Aasta Hansteen feltutbyggingsprosjekt, samtidig som selskapet fortsetter som operatør med en eierandel på 51 prosent.
In addition Statoil exits the non-core Vega and Gjøa fields. 
I tillegg trer Statoil ut av Vega- og Gjøa-feltene, som ligger utenfor selskapets kjerneområder.
The transaction includes a farm down in four exploration licenses in the Vøring area. 
Transaksjonen omfatter nedsalg i fire letelisenser i Vøring-området.
The buyer is Wintershall, a Germany-based energy company and a well-established player on the Norwegian Continental Shelf (NCS). 
Kjøper er Wintershall, et tysk-basert energiselskap og en veletablert aktør på norsk sokkel.
Martin Bachmann (left) and Arne Sigve Nylund at the signing. 
Martin Bachmann og Arne Sigve Nylund under sigeringen av kontrakten.
(Photo: Harald Pettersen / Statoil) 
(Foto: Harald Petersen / Statoil)
“We realise significant value, created through successful asset development. 
– Vi realiserer betydelige verdier som er skapt gjennom en vellykket utvikling av våre eiendeler.
The transaction increases our flexibility to further strengthen our portfolio,” says Arne Sigve Nylund, president for Development and Production Norway in Statoil. 
Transaksjonen øker vår fleksibilitet i videreutviklingen av vår portefølje, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
The transaction consists of a cash consideration of USD 1.25 billion and a USD 50 million consideration contingent on Aasta Hansteen milestones. 
Transaksjonen består av et kontantbeløp på 1,25 milliarder amerikanske dollar, og et vederlag på 50 millioner amerikanske dollar som er knyttet til milepæler på Aasta Hansteen.
The accounting gain from the transaction is expected to be between USD 0.7-0.9 billion and will be adjusted for activity between the effective date 1 January 2014 and the closing date. 
Bokført gevinst fra transaksjonen ventes å ligge på mellom 0,7 og 0,9 milliarder amerikanske dollar, og vil bli justert for -aktiviteten mellom dato for ikrafttreden, som er 1. januar 2014, og den dato transaksjonen avsluttes.
The transaction releases around USD 1.8 billion of capital expenditure for the period from the effective date until end of 2020. 
Transaksjonen frigjør om lag 1,8 milliarder amerikanske dollar i investeringskostnader i perioden fra ikrafttredelsesdatoen og fram til slutten av 2020.