natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Tordis is tied to the Gullfaks C platform, and Vigdis to Snorre A. Like so many other subsea fields on the Norwegian continental shelf, these two help prolong the lifetime of the giant platforms and their pipelines by bringing them new resources. 
Som så mange andre undervannsfelt på norsk sokkel bidrar de to damene til å forlenge levetiden for både gigantplattformene og tilhørende rørledninger, ved å tilføre dem nye ressurser.
About 35% of Norwegian oil and gas are derived from subsea fields. 
Om lag 35 prosent av norsk olje og gass kommer fra havbunnsfelt.
More than expected 
Mer enn ventet
We have currently extracted 48% of the oil on Tordis and 38% of the oil on Vigdis. 
I dag har vi tatt ut 48 prosent av oljen på Tordis, og 38 prosent av oljen på Vigdis.
That’s 300 million more barrels than was anticipated when the developments were planned. 
Det er 300 millioner fat mer enn man trodde da utbyggingene ble planlagt.
But Statoil’s ambition is to extract even more: 
Men Statoil har ambisjoner om å få ut enda mer:
”Our ambition is to extract a total of one billion barrels, which amounts to 159 million cubic metres of oil. 
– Vår ambisjon er å få ut én milliard fat totalt, det vil si 159 millioner kubikkmeter olje.
We are now looking producing from these fields right up to 2030,” says Aleksandersen. 
Nå ser vi for oss drift på feltene fram mot 2030, sier Aleksandersen.
The growth is partly due to our expectation of making small new discoveries, partly to the drilling of new wells, and partly to the maintenance of current wells, in addition to other measures designed to increase the rate of recovery. 
Dels skyldes veksten at vi regner med å gjøre nye småfunn, dels boring av nye brønner og dels vedlikehold av eksisterende brønner i tillegg til andre tiltak for å øke utvinningsgraden.
“Vessels for light well intervention have made it easier and cheaper to maintain wells,” says Aleksandersen, who explains that it’s no longer necessary to use large rigs to carry out such tasks. 
– Fartøy for lett brønnintervensjon har gjort det både enklere og billigere å vedlikeholde brønner, sier Aleksandersen, og forklarer at det ikke lenger er nødvendig å bruke store rigger til slikt arbeid.
The daily rate for a well intervention vessel is less than half the cost of a rig. 
Dagsprisen for et brønnintervensjonsfartøy er under halvparten av det en rigg koster.
The Tordis and Vigdis licence has already secured the drill rig Bideford Dolphin until 2014. 
Tordis og Vigdis-lisensen har alt sikret seg boreriggen Bideford Dolphin til 2014.
It will drill new wells on the fields, in addition to drilling on Vigdis North-East, which is currently at the planning stage. 
Den skal bore nye brønner på feltene, i tillegg til å bore brønner på Vigdis Nordøst, som er under planlegging.
Silver jubilee 
Jubileum
This year it’s 25 years since Statoil placed its first template on the seabed, on Gullfaks. 
I år er det 25 år siden Statoil plasserte sin første brønnramme på havbunnen, ved Gullfaks.
Since then there have been many subsea fields. 
Etter det har havbunnsfeltene blitt mange.
Some send their production to a land-based plant, such as Snøhvit and Ormen Lange, others are satellites that send oil and gas to the platforms. 
Noen sender produksjonen til et landanlegg, som Snøhvit og Ormen Lange, andre fungerer som satellitter og sender olje og gass til plattformer.
“In many cases subsea installations enable oil and gas to be extracted where it previously would not have been profitable to do so. 
– I mange tilfeller gjør havbunnsanlegg det mulig å ta ut olje og gass som det ellers ikke hadde vært lønnsomt å ta ut.
They therefore allow us to better utilise the resources on the Norwegian continental shelf,” says Roald Sirevaag, head of subsea technology and diving in Statoil. 
Derfor gir de bedre utnyttelse av ressursene på norsk sokkel, sier Roald Sirevaag, direktør for undervannsteknologi og dykking i Statoil.
Illustration: The Vigdis subsea field in the North Sea. 
Illustrasjon av havbunnsfeltet Vigdis i Nordsjøen.
The Gullfaks B platform in the North Sea. 
Gullfaks B-plattformen i Nordsjøen.
The well was shut down prior to the incident and the probability of the gas ignition is considered by the investigation team to have been low. 
Brønnen var nedstengt før hendelsen og sannsynlighet for antennelse av gassen anses av granskingsgruppen som lav.
All crew members not involved in emergency response tasks mustered in lifeboats and the situation was normalised after about two hours. 
Alt mannskap uten beredskapsoppgaver mønstret i livbåter, og hendelsen var normalisert etter ca to timer.
No lasting injuries were incurred as a result of the incident. 
Det er ingen varige personskader som følge av hendelsen.
Clarifying work routines 
Klargjør arbeidsrutiner
The incident arose because the main hydraulic valve was inadvertently opened allowing gas to leak out through the main manual valve into the well area. 
Hendelsen oppstod fordi hydraulisk hovedventil utilsiktet ble åpnet slik at gass lekket gjennom manuell hovedventil og ut i brønnområdet.
Two of the automatic shut-down valves were set to such a position that it was impossible to close them from the platform’s control room. 
To av de automatiske avstengingsventilene var satt i en slik posisjon at de ikke lot seg stenge fra plattformens kontrollrom.
“We took this incident most seriously. 
- Vi ser alvorlig på denne hendelsen.
Our internal investigation report, which we presented to the Petroleum Safety Authority Norway today, will be used actively in our improvement efforts. 
Vår interne granskning er i dag overlevert Petroleumstilsynet og vil bli brukt aktivt i vårt forbedringsarbeid.
We have identified improvement areas within management, our competence and within technical areas. 
Vi har avdekket forbedringsområder innenfor både ledelse, kompetanse og tekniske forhold.
A dedicated project headed by the operative line has been set up to implement the necessary measures,” says Gunnar Nakken, who is in charge of production on Gullfaks. 
Det er nedsatt et eget prosjekt ledet av operativ linje for å gjennomføre de nødvendige tiltak, sier Gunnar Nakken, produksjonsdirektør for Gullfaks.
This is due to the fact that the incident took place in an area where there were no open sources of ignition and where there were automatic gas measurement and shut-down systems. 
Dette er basert på at hendelsen skjedde i et område uten åpne tennkilder og med automatiske gassmålinger og avstengningssystemer.
In addition, an automatic sprinkling system was triggered. 
I tillegg ble automatisk overrislingsanlegg utløst.
The documented technical status of the detection and fire-fighting system on Gullfaks B is good. 
Dokumentert teknisk tilstand på deteksjons- og bekjempelsessystemet på Gullfaks B er god.
For more information, contact: Ola Anders Skauby, press spokesperson, Development & Production Norway Telephone: +47 905 98 519 
For mer informasjon, kontakt: Ola Anders Skauby, pressetalsperson Utvikling og produksjon Norge Telefon: +47 905 98 519
A pipeline was being replaced, following the completion of maintenance on a choke valve, when a gas leakage occurred in the well area on Gullfaks B. Approximately 730 kg gas is estimated to have leaked in a period of one hour, with an initial emission rate of 1.1 kg/s. 
I forbindelse med tilbakestilling av rørledningen etter utført vedlikehold på en strupeventil oppstod en gasslekkasje i brønnområdet på Gullfaks B.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 5,726,574 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 5.726.574 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 138.64 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 138,64 kroner.
Following this, the share saving plan has 5,470,986 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 5.470.986 aksjer.
The North Sea installation suspended production on 21 January after the discovery of corrosion damage to a pipe in the flare system. 
Plattformen ble stengt ned 21. januar på grunn av korrosjonsskader på et rør i fakkelsystemet.
The damaged piece has now been replaced by a new section of pipe, reports platform manager Njål Sølvberg. 
Det ødelagte rørstykket er nå byttet ut med et nytt, ifølge plattformsjef Njål Sølvberg.
The area around the damaged pipe has also been examined but no significant signs of corrosion have been found there. 
Området rundt skadestedet er også undersøkt, uten at det er funnet rustskader av betydning der.
Statfjord C produces 200,000 barrels of oil per day. 
Plattformen produserer daglig 200.000 fat olje i døgnet.
This figure includes output from the Statfjord East, Statfjord North and Sygna satellites. 
Tallet inkludert produksjonen fra satellittfeltene Statfjord Øst, Statfjord Nord og Sygna.
Discoveries on the NCS are getting smaller and it is becoming more important to increase drilling activity in mature fields to attain the full potential of the NCS. 
Funnene på norsk sokkel blir mindre og det blir viktigere å øke boreaktiviteten på modne felt for å kunne ta ut hele potensialet på norsk sokkel.
To meet this challenge, lower rig rates, greater drilling efficiency and access to rigs are key factors. 
For å møte den utfordringen er lavere riggkostnader, høyere boreeffektivitet og tilgang til rigger helt sentralt.
Fit-for-purpose rig 
Spesialtilpasset riggdesign
“The rigs delivered to the NCS in recent years were first and foremost constructed for operations in deep water,” says Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer in Statoil. 
– Riggene som er levert til norsk sokkel de siste årene er først og fremst bygget for operasjoner på dypt vann.
“That means that they are big and too costly for our requirements and challenges on the NCS. 
Det gjør dem store og for kostbare i forhold til behovene og utfordringene vi møter på norsk sokkel.
The specially-designed category D rig is able to operate at water depths of 100-500 metres and drill wells down to 8,500 metres. 
Den spesialdesignede kategori D-riggen skal kunne operere på dyp mellom 100 og 500 meter, og bore brønner ned til 8 500 meter.
It will be a workhorse on mature fields, primarily for drilling production wells and well completion. 
Den vil bli en arbeidshest på modne felt, som primært skal bore produksjonsbrønner og ferdigstille brønner.
In this way, Statoil and its partners can get more oil out of the fields. 
Slik kan Statoil og partnerne få ut mer olje fra feltene.
The rig has been developed in collaboration with various industry players. 
Designet er utviklet i samarbeid med ulike aktører i industrien.
Long-term contract 
Lang kontrakt
This is an unusually long period of contract which will reduce the risk for the drilling contractor who will build the rig. 
Dette er en uvanlig lang kontraktsperiode, noe som vil redusere risikoen for borekontraktører som skal bygge riggen.
Statoil is also considering taking an ownership stake in the rig. 
Statoil åpner også for å kunne ta eierposisjon i riggen.
“Statoil is taking responsibility for a long-term development of the NCS – we see that there are still big opportunities here,” says Jacobsen. 
– Statoil tar ansvar for en langsiktig utvikling av norsk sokkel, vi ser fortsatt store muligheter her.
“Now we need to think anew with regard to reducing drilling costs and we will see if it’s possible to achieve a more industrialised development.” 
Nå må vi tenke helt nytt i forhold til å redusere borekostnadene, og vil se om det er mulig å få til en mer industrialisert utvikling, sier Jacobsen.
More effective 
Mer effektivt
It is many years since big discoveries were made on the NCS. 
Det er mange år siden det ble gjort store funn på norsk sokkel.
Minor finds are made but the margins are lower. 
Mindre funn blir gjort, men marginene er lavere.
It is therefore necessary to reduce rig costs in order to realise the potential value. 
Derfor er det nødvendig å få ned riggkostnadene for å få realisert disse verdiene.
Small finds are also often made near existing fields. 
Små funn blir også ofte gjort nær eksisterende felt.
Fast developments are then important so that the existing infrastructure can be utilised. 
Da er det viktig med rask utbygging, slik at eksisterende infrastruktur kan utnyttes.
“The key to maintaining today’s production level on the NCS towards 2020 is improved recovery from existing fields and fast and effective development of new fields,” says Øystein Michelsen, executive vice president for Development and Production Norway. 
- Nøkkelen til å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel mot 2020 er økt utvinning fra eksisterende felt og rask og effektiv utbygging av nye felt.
“In order to implement these measures it is crucial that we secure a rig fleet which is adapted to suit the assignments and which can work more effectively.” 
For å kunne iverksette nettopp disse tiltakene, er det avgjørende at vi sikrer oss en riggflåte som er tilpasset oppgavene og som kan jobbe mer effektivt, sier konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge, Øystein Michelsen.
A rig like this will be able to drill and do well completions in the North Sea and the Norwegian Sea throughout the year. 
En slik rigg vil kunne bore og komplettere brønner året rundt i Nordsjøen og Norskehavet.
“The goal is that the new rig will drill 20% more effectively than conventional rigs,” says Jon Arnt Jacobsen. 
– Målet er at den nye riggen skal utføre arbeidet 20 % mer effektivt enn de konvensjonelle riggene.
“This will help to counteract the cost trends in the rig market.” 
Det vil bidra til å motvirke kostnadsutviklingen i riggmarkedet, sier Jon Arnt Jacobsen.
Plans call for the contract to be awarded in the third quarter of 2011 and the rigs to be delivered in the second half of 2014. 
Etter planen skal kontrakt tildeles tredje kvartal 2011 og riggene leveres andre halvdel av 2014.
The purpose is to make drilling and completion of production wells less expensive, more effective and safer, and thereby boost oil recovery. 
Målet er å gjøre boring og ferdigstilling av produksjonsbrønner mindre kostbart og mer effektivt, med større sikkerhet, og dermed få ut mer olje.
The EGAF report addresses how Europe can reach the target of at least 80% reduction in its carbon dioxide emissions in 2050. 
EGAF-rapporten adresserer hvordan Europa kan nå målet om minst 80 prosent reduksjon av sine CO2-utslipp i 2050.
Rune Bjørnson, senior vice president for Natural gas in Statoil. 
Rune Bjørnson, direktør for Naturgass i Statoil
“Europe is facing a huge challenge as the energy demand is growing while carbon emissions need to be reduced,” says Rune Bjørnson, senior vice president for Natural gas in Statoil. 
- Det er en formidabel utfordring Europa står overfor, med vekst i etterspørselen etter energi samtidig som CO2-utslippene må ned.
“The EGAF report presents a roadmap where one of the main measures is replacing coal with natural gas in the power sector in the next decades. 
EGAF-rapporten presenterer et veikart der ett av de viktigste tiltakene nå er å erstatte kull med gass i kraftsektoren de neste tiårene.
Natural gas is cost competitive, CO2-emission are up to 70% lower than those of coal, it is based on known technology and provides a robust and predictable power supply. 
Gass er konkurransedyktig på pris, har opptil 70 prosent lavere CO2-utslipp i forhold til kull, baserer seg på kjent teknologi og gir en stabil og forutsigbar kraftforsyning.
“The report presents a roadmap where replacing coal with natural gas is combined with a significant growth in renewable energy sources and a further development and maturing of emission-reducing technologies. 
- Rapporten presenterer et veikart der tiltaket med å erstatte kull med gass kombineres med en signifikant vekst i fornybare energikilder og en videreutvikling av utslippsreduserende teknologier som i dag er umodne.
The combination of increased use of natural gas and growth in renewable energy is a robust pathway for Europe in reaching its carbon emissions targets,” underlines Bjørnson. 
Kombinasjonen med økt bruk av naturgass sammen med vekst innen fornybar energi gjør at Europa vil stå godt rustet til å nå sine CO2-mål, understreker Bjørnson.
Pres release from the European Gas Advocacy Forum March 2011 PDF 238 kB 
Pres release from the European Gas Advocacy Forum March 2011 PDF 238 kB
Report: Making the Green Journey Work (print version) PDF 966 kB 
Report: Making the Green Journey Work (print version) PDF 966 kB
Report: Making the Green Journey Work (web version) PDF 914 kB 
Report: Making the Green Journey Work (web version) PDF 914 kB
Statoil participates in the EGAF together with a number of other key gas players. 
Statoil deltar i EGAF sammen med en rekke andre sentrale gassaktører.
Halfdan Knudsen, vice president for fast track field development in Development and Production Norway. 
Halfdan Knudsen, direktør for fast track feltutvikling i Utvikling og produksjon Norge.
Gygrid (Halten area) is one of four fast-track projects launched by Statoil last year. 
Gygrid (Halten-området) er en av fire “fast-track”-prosjekter lansert av Statoil i fjor.
The others are Visund South, Katla (Oseberg area) and Vigdis North-east (Tampen area). 
De andre er Visund Sør, Katla (Oseberg-området) og Vigdis Nord-Øst (Tampen-området).
Five additional fast-track projects are set to get underway this year and next. 
Ytterligere fem “fast-track”-prosjekter ligger an til å komme i gang i år og neste år.
The Gygrid award is valued at approximately €90 million (NOK 702 million). 
Gygrid-kontrakten har en verdi på omkring 702 millioner kroner.
Contract content 
Njord A-plattformen
The contract with Technip includes fabrication and installation of a 19.5 kilometre pipe-in-pipe production flowline, plastic-lined water-injection flowline and gas-lift flowline of the same length. 
Kontrakten med Technip omfatter bygging og installering av et 19,5 kilometer langt rør-i-rør produksjonsrør, plastbelagt vanninjeksjonsrør og gassløft-strømningsrør av samme lengde.
Installation work will be performed by the vessel, Apache II, in summer 2012. 
Installasjonsarbeidet vil bli utført med rørleggingsfartøyet Apache II sommeren 2012.
The Gygrid field is located in the Norwegian Sea approximately 20 kilometres northeast of the Njord field at a water depth of 250 metres. 
Gygrid-feltet ligger i Norskehavet omkring 20 kilometer nordøst for Njord-feltet på 250 meters dyp.
Gygrid will consist of a four-slot template tied back to the Njord A semi-submersible production platform. 
Gygrid vil bestå av en havbunnsramme med fire brønnslisser knyttet til den halvt nedsenkbare produksjonsplattformen på Njord A.
The contract is subject to approval of the plan for development and operation (PDO) of Gygrid by the Norwegian authorities. 
Kontrakten forutsetter myndighetsgodkjennelse av planen for utbygging og drift (PUD) for Gygrid.
​Gygrid is the working name for a field in license PL 348. 
​Gygrid er arbeidsnavnet på et felt i lisens PL 348.
License shareholders are VNG Norge AS (2.5%), Petoro AS (7.5%), E.ON Ruhrgas Norge AS (17.5%), Norwegian Energy Company ASA (17.5%), GDF SUEZ E&P Norge AS (20%) and Statoil (35%). 
Rettighetshaverne i lisensen er VNG Norge AS (2,5 prosent), Petoro AS (7,5), E.ON Ruhrgas Norge AS (17,5), Norwegian Energy Company ASA (17,5), GDF SUEZ E&P Norge AS (20) og Statoil (35).
A contract signed recently with Technip for marine operations and pipelay on the Gygrid field development in the Norwegian Sea is proof. 
En kontrakt som nylig ble inngått med Technip for havoperasjoner og rørlegging knyttet til Gygrid-utbyggingen i Norskehavet er ett eksempel på at arbeidet skyter fart.
The two prominent guests were welcomed by children from Statoil's nursery school at the entrance to the group's IB conference and exhibition centre. 
De to framstående gjestene ble hilst velkommen av barn fra Statoils barnehage på vei inn til konferanse- og utstillingssenteret (IB-senteret).
Trader Lise Gro Ekholdt explained how the first spot cargo from Varg in the North Sea was sold. 
Oljehandleren Lise Gro Ekholdt fortalte om arbeidet med salget av den første spotlasten fra Varg-feltet i Nordsjøen.
HM King Harald V and Arpad Göncz, president of Hungary, visited Statoil's head office in Stavanger on 24 March. 
Kong Harald og Ungarns president Arpad Göncz besøkte Statoils hovedkontor i Stavanger onsdag.
This information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act. 
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12
Following this, the share saving plan has 5,469,581 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 5.469.581 aksjer.
“This farm-down fits well with our strategy of portfolio optimisation. 
– Dette nedsalget passer godt med vår strategi om optimalisering av porteføljen.
I am very pleased with getting such a competent and experienced partner on board in this frontier area. 
Jeg er svært glad for å få en så kvalifisert og erfaren partner ombord i dette uutforskede området.
Both ExxonMobil and Statoil have extensive experience in exploring in harsh environments,” says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil. 
Både ExxonMobil og Statoil har bred erfaring fra leting i værharde områder, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
“ExxonMobil looks forward to working together with Statoil, Atlantic Petroleum and the Faroes’ authorities on this exploration opportunity,” says Russ Bellis, exploration director, ExxonMobil International Limited. 
– ExxonMobil ser fram til å samarbeide med Statoil, Atlantic Petroleum og færøyske myndigheter om denne letemuligheten, sier Russ Bellis, letedirektør i ExxonMobil International Limited.
“We plan to apply our experience and expertise to explore this area through the application of industry-leading technologies and the highest standards of safety.” 
– Vi vil bruke vår erfaring og ekspertise for å utforske dette området gjennom bruk av industriledende teknologier og de høyeste sikkerhetsstandarder, sier han.
The Ministry of Industry and Trade in the Faroes has approved the transfer of parts of Statoil’s stake to ExxonMobil. 
Næringsdepartementet på Færøyene har godkjent overføringen av deler av Statoils andel til ExxonMobil.
License 006 was awarded to Statoil in 2000 and License 009 and License 011 were awarded to Statoil in 2005. 
Statoil ble tildelt lisens 006 i 2000 og lisensene 009 og 011 i 2005.
This marks ExxonMobil’s first entry into the Faroes, while Statoil has been in the Faroes since 2000 and is operator of six offshore licenses. 
Dette markerer ExxonMobils første engasjement på Færøyene, mens Statoil har vært på Færøyene siden 2000, og er operatør for seks lisenser på færøysk sokkel.
The partnership plans to drill an exploration well early in the second half of 2011. 
Partnerskapet planlegger å bore en letebrønn tidlig i andre halvdel av 2011.
Statoil has earlier drilled two wells offshore Faroes. 
Statoil har tidligere boret to brønner utenfor kysten av Færøyene.
Map of Faroe licenses PDF 167 kB 
Kart over lisenser paa Faroyene PDF 167 kB
ExxonMobil Exploration & Production Faroe Islands Limited will acquire 50% interest in Licenses 009 and 011 and 49% interest in License 006, where Atlantic Petroleum is a minority owner with 1% interest. 
ExxonMobil Exploration & Production Faroe Islands Limited vil overta en andel på 50 prosent av lisensene 009 og 011 og en andel på 49 prosent i lisens 006, hvor Atlantic Petroleum er minoritetseier med en andel på 1 prosent.
This will ensure a solid project implementation that addresses uncertainties in a responsible manner. 
Målet er å sikre en robust prosjektgjennomføring som håndterer usikkerhetsmomentene på en ansvarlig måte.
Recent research on the effects of emissions from amine-based capture plants has provided fresh knowledge that is more nuanced. 
Senere forskning rundt effekter ved utslipp fra aminbaserte fangstanlegg har gitt mer og nyansert kunnskap.