natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Gullfaks project is the second large subsea gas compression project planned by Statoil. 
Gullfaks-prosjektet er det andre store prosjektet for gasskompresjon på havbunnen som er besluttet gjennomført av Statoil.
In April this year the plan for development and operation for Åsgard subsea compression was approved by the Norwegian Parliament. 
I april i år ble plan og utbygging for Åsgard havbunnskompresjon godkjent av Stortinget.
Both projects are scheduled to be compled in 2015. 
Begge skal stå ferdig i 2015.
Furthermore Statoil is responsible for the technology qualification for Shell for a third not yet decided project, the Ormen Lange pilot. 
Statoil gjør også teknologikvalifisering for Shell på et tredje prosjekt som ikke er besluttet gjennomført, Ormen Lange pilot.
There are good synergies between the different projects. 
Det er gode synergier mellom de ulike prosjektene.
Subsea gas compression is an important step on the road towards Statoil’s ambition of installing the elements for a ”subsea factory”. 
Havbunns gasskompresjon er et viktig steg på veien mot ambisjonen om å ha på plass elementene for en såkalt undervannsfabrikk.
Subsea processing is key to getting access to resources in Artic areas and deepwater assets. 
Prosessering på havbunnen er en nøkkel for å få tilgang til ressurser i arktiske områder og steder på dypt vann.
Improved recovery 
Øker utvinningen
For the Gullfaks field the investment decision means that platau production can be sustained for a longer period. 
For Gullfaks-feltet betyr investeringsbeslutningen at platåproduksjonen kan holdes lengre.
Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations in the North Sea west region. 
Jannicke Nilsson, direktør for operasjoner Nordsjøen Vest.
Around 2015 the natural pressure in the Brent reservoir on the Gullfaks South field will be reduced. 
Rundt 2015 reduseres det naturlige trykket i Brent-reservoaret på Gullfaks Sør.
In order to maintain platau production compression will therefore be required. 
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å opprettholde platåproduksjonen.
“Subsea gas compression will have great effects for the Gullfaks field. 
– Det betyr mye for Gullfaks-feltet at vi satser på havbunns gasskompresjon.
Thanks to this technology combined with conventional low-pressure production in a later phase the recovery rate for gas from Gullfaks South Brent can be increased from 62 to 74 percent,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations in the North Sea west region. 
Teknologien kombinert med konvensjonell lavtrykksproduksjon i en senere fase gjør at utvinningsgraden av gass fra Gullfaks Sør Brent kan økes fra 62 til 74 prosent, sier Jannicke Nilsson, direktør for operasjoner Nordsjøen Vest.
Solution for more fields 
Løsning for flere felt
The chosen technology is a typical solution that may be used for small and medium-size fields due to the compressor size. 
Teknologien som skal brukes er en typisk løsning som kan brukes for små og mellomstore felt på grunn av kompressorstørrelsen.
The consept may be used both for new and existing fields, and Statoil is identifying more potential candidates. 
Konseptet kan benyttes både på nye og eksisterende felt og Statoil jobber med å identifisere flere potensielle kandidater.
The technical solution consists of two 5 megawatt wet gas compressors installed in a subsea template at 135-meter depth. 
Den tekniske løsningen består av to våtgasskompressorer på 5 megawatt hver som settes i en havbunnsramme på 135 meters dyp.
They will be tied in to existing templates and pipeline systems 15 kilometres from Gullfaks C. 
Disse kobles opp mot eksisterende brønnrammer og rørsystem 15 km fra Gullfaks C.
Power and control modules will be integrated on the Gullfaks C platform. 
Kraft og styringsmoduler vil bli integrert på Gullfaks C-plattformen.
Framo Engineering has been awarded the contract for engineering, procurement and construction (EPC) of the compressor station, including topside power and control systems for Gullfaks C 
Framo Engineering er tildelt kontrakten for ingeniørtjenester, anskaffelser og bygging (EPC) av kompressorstasjonen inkludert kraft og kontrollsystemer topside på Gullfaks C
Nexans has been awarded the EPC contract for the 16-kilometre power and control cable from Gullfaks C to the subsea compressor station 
Nexans er tildelt kontrakten for ingeniørtjenester, anskaffelser og bygging (EPC) av 16 km kraft- og kontrollkabel fra Gullfaks C til havbunn kompressorstasjonen
This technology adds 22 million barrels of oil equivalent to the production from the Gullfaks South Brent reservoir. 
Teknologien gir 22 millioner fat oljeekvivalenter ekstra fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret.
KCA Deutag, Odfjell Drilling and Archer have been awarded the contracts, which includes drilling of new wells, plugging of old wells, workover and maintenance of drilling facilities on 18 of Statoil’s 20 fixed platforms on the NCS. 
Selskapene KCA Deutag, Odfjell Drilling og Archer har fått tildelt kontrakt, som omfatter boring av nye brønner, plugging av gamle brønner, brønnoverhaling og vedlikehold av boreanleggene på 18 av Statoils 20 faste plattformer på norsk sokkel.
Margareth Øvrum, executive vice president for the Technology, Projects and Drilling business area. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
“Efficient drilling and well services on existing fields are important to maintain production on the NCS and to deliver according to Statoil’s production forecast of 2.5 million barrels of oil equivalent per day in 2020,” says Margareth Øvrum, executive vice president for the Technology, Projects and Drilling business area. 
- Effektive bore- og brønntjenester på våre faste installasjoner er viktig for å opprettholde produksjonen på norsk sokkel og for å levere på Statoils produksjonsprognoser som er på 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020, sier konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring på norsk sokkel, Margareth Øvrum.
Statoil is cooperating closely with the supplier industry, which has an essential role, both with regard to operations and development projects on Statoil operated fields. 
Statoil samarbeider tett med leverandørindustrien som har en særdeles viktig rolle, både i forhold til drift og utviklingsprosjekter der Statoil er operatør.
95% of all drilling services on a platform are provided by supplier companies. 
95% av alle boretjenester på en plattform blir utført av leverandørselskaper.
Øystein Arvid Håland, senior vice president for the drilling and well cluster in Statoil. 
Øystein Arvid Håland, leder for boring og brønn i Statoil.
This contract provides a long-term perspective on drilling services for both Statoil and the supplier industry going forward. 
Denne kontrakten gir en langsiktighet både for Statoil og for leverandørindustrien når det gjelder boretjenester fremover.
“Safe and efficient drilling operations are fundamental for Statoil and the suppliers play a key role in this regard,” says Øystein Arvid Håland, senior vice president for the drilling and well cluster in Statoil. 
- For Statoil er sikre og effektive boreoperasjoner en forutsetning og leverandørene spiller en nøkkelrolle i dette.
“They are the ones who carry out all the drill floor operations which must be done in a safe and good manner every day. 
Det er de som bemanner boredekket og skal utføre disse operasjonene på en sikker og god måte hver dag.
These companies have been awarded contracts on the following installations: 
Disse selskapene har fått kontrakt på følgende installasjoner:
KCA Deutag: Gullfaks A, B, C – Oseberg B, C, Sør, Øst 
KCA Deutag: Gullfaks A, B, C – Oseberg B, C, Sør, Øst
Odfjell drilling: Snorre A, B – Sleipner A – Heidrun – Njord – Visund – Grane – Brage 
Odfjell drilling: Snorre A, B – Sleipner A – Heidrun – Njord – Visund – Grane – Brage
Archer: Statfjord A, B, C 
Archer: Statfjord A, B, C
Replacing the existing contracts the new contracts will come into effect in October 2012. 
De nye kontraktene erstatter de eksisterende og har oppstart i oktober 2012.
Investor relations Jesper Børs-Lind, IR officer Tel: +47 917 56 464 
Investor relations Jesper Børs-Lind, IR Officer Tlf: +47 917 56 464
Press Inger Lise Aarrestad Rettedal, communications leader Procurement Tel: +47 970 81 415 
Presse Inger Lise Aarrestad Rettedal, informasjonssjef anskaffelser Tlf: +47 970 81 415
This represents the biggest contract award by Statoil on the NCS since 2010. 
Dette er den største tildelingen Statoil gjør på norsk sokkel siden 2010.
Statoil chief financial officer Torgrim Reitan says: “Statoil ASA has accepted this offer. 
Statoils konserndirektør for økonomi og finans Torgrim Reitan sier: - Statoil ASA har akseptert dette budet.
We consider the offer to be attractive. 
Vi vurderer budet som attraktivt.
It provides shareholders in Statoil Fuel & Retail with the opportunity to realise a substantial return since the IPO in 2010." 
Det gir aksjonærene i Statoil Fuel & Retail muligheten til å realisere en betydelig avkastning siden børsnoteringen i 2010.
Statoil has received no alternative competing offers for its stake in Statoil Fuel & Retail. 
Statoil har ikke mottatt noen alternative konkurrerende bud på sine aksjer i Statoil Fuel & Retail.
The offer from Couche-Tard delivers a premium of 53 % to the closing price of Statoil Fuel & Retail shares on April 17, 2012, the last trading day prior to the announcement of the offer. 
Budet fra Couche-Tard innebærer en premie på 53 % i forhold til seneste aksjepris for Statoil Fuel & Retail den 17. april 2012, som er siste omsetningsdag før budet ble kunngjort.
“In addition to delivering an attractive premium, it is important for Statoil that Couche-Tard is a strong industrial buyer that will enable Statoil Fuel & Retail to pursue its strategy under new and long term industrial ownership, for the benefit of its customers and employees,” says Reitan. 
- I tillegg til å gi en attraktiv budpremie, er det viktig for Statoil at Couche-Tard er en sterk industriell kjøper som vil gi Statoil Fuel & Retail muligheten til å følge sin strategi under et nytt og langsiktig industrielt eierskap, til fordel for sine kunder og medarbeidere, sier Reitan.
The offer has been extended and will now expire at 17:30 CET on May 29, 2012. 
Tilbudsperioden er utvidet og løper nå ut 17:30 den 29. mai 2012.
The extension provides additional time for remaining shareholders to tender their shares to Couche-Tard. 
Forlengelsen gir ytterligere tid for de resterende aksjonærene til å selge sine aksjer til Couche-Tard.
Statoil has on behalf of relevant licensees awarded a contract to Island Offshore Management and Eide Marine Services for the charter of a total of three LWI vessels. 
Statoil har på vegne av aktuelle lisenser tildelt Island Offshore Management og Eide Marine Services kontrakt for leie av til sammen tre fartøy for lett brønnintervensjon.
These purpose-built vessels are used for performing light well interventions, well operations and well maintenance without a riser-based system. 
Disse spesialtilpassede fartøyene benyttes til å utføre brønnarbeid og brønnvedlikehold uten bruk av stigerør.
Statoil can reduce well intervention costs by about 60% by utilising a LWI vessel instead of a conventional rig. 
Ved å bruke lett brønnintervensjon fartøy istedenfor rigg på brønnvedlikehold, oppnår Statoil en besparelse på rundt 60 prosent.
Øystein Arvid Håland, Statoil’s head of drilling and well 
Øystein Arvid Håland, direktør for boring og brønn i Statoil.
“Performing these types of conventional jobs on subsea wells with low volumes of oil in place is expensive. 
– Å utføre konvensjonelle jobber av denne typen på subseabrønner hvor det ikke er store volumer av gjenværende olje er kostbart.
The LWI vessels ensure both cost-efficient and safe operations,” says Statoil’s head of drilling and well Øystein Arvid Håland. 
Fartøy for lett brønnintervensjon gir både kostnadseffektive og sikre operasjoner, sier Øystein Arvid Håland, direktør for boring og brønn i Statoil.
“Having more and new vessels of this category also helps increase recovery from fields on stream by opening new zones in the well, and stopping water production downhole.” 
Flere og nye fartøy av denne typen bidrar til å øke utvinningen fra felt i drift ved blant annet ved å åpne opp nye soner i brønnen, og stoppe vannproduksjon i brønnen.
The contracts are worth a total of NOK 9.4 billion. 
Verdien på kontraktene er til sammen på 9,4 milliarder norske kroner.
Island Offshore vessels Island Frontier and Island Wellserver, which already have contracts with Statoil, have been awarded new five-year contracts. 
Island Offshores fartøy Island Frontier og Island Wellserve, som allerede er på kontrakt for Statoil, har fått ny kontrakt med en varighet på fem år.
Eide Well Intervention, a new supplier in this segment for Statoil, has been awarded an eight-year contract for their newbuild, which employs a completely new technology. 
Eide Well Intervention er ny leverandør i dette segmentet for Statoil og har fått en kontrakt med varighet på åtte år for sitt nybygg som tar i bruk helt ny teknologi.
The contracts with both companies come into effect in the spring of 2015, and include two options to extend for another two years. 
Kontraktene med begge selskapene har to to-årige opsjoner og trer i kraft våren 2015.
A growing number of discoveries are developed via subsea wells, and it is important both to have equipment capable of maintaining these and to avoid using conventional drilling rigs for this type of work. 
Stadig flere felt bygges ut med undervannsbrønner og det er viktig å ha utstyr som kan vedlikeholde disse, også for å unngå å bruke konvensjonelle borerigger til slik type arbeid.
Jon Arnt Jacobsen, Statoil’s chief procurement officer. 
Jon Arnt Jacobsen, anskaffelsesdirektør i Statoil.
The rig market on the NCS is characterised by an aging rig fleet, and it is necessary to ensure sufficient and adequate rig capacity at sustainable rates. 
Riggmarkedet på norsk sokkel er preget av en aldrende riggflåte og det er nødvendig å sikre tilstrekkelig og hensiktsmessig riggkapasitet til bærekraftige rater.
To address this, Statoil has put light LWI vessels – category A units – into service on a large scale. 
Statoil har tatt i bruk lett brønnintervensjonsfartøy – kategori A enheter - i stor skala, blant annet for å møte disse utfordringene.
“We have great ambitions and a long-term perspective on the NCS. 
– Vi har store ambisjoner og et langsiktig perspektiv på norsk sokkel.
Using purpose-built rigs and vessels in our operations is an important part of Statoil’s rig strategy. 
En viktig del av Statoils riggstrategi er å benytte rigger og fartøy bedre tilpasset våre operasjoner.
The high number of subsea wells in the future will require maintenance, and we are securing capacity in order to meet this need,” says Statoil’s chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen. 
Behovet for vedlikehold er knyttet til det høye antallet subseabrønner fremover og vi sikrer oss kapasitet som er i tråd med dette, sier Jon Arnt Jacobsen, anskaffelsesdirektør i Statoil.
“Island Offshore has delivered solid services and we expect the same going forward. 
– Island Offshore har levert solide tjenester og vi forventer det også i årene fremover.
At the same time we are pleased to have increased the number of suppliers in this market, and through the Eide Well Intervention newbuild we are also employing the latest available technology. 
Samtidig er vi også godt fornøyd med å øke tilfanget av leverandører i dette markedet, og gjennom nybygget som Eide Well Intervention her bidrar med tar vi også i bruk siste tilgjengelige teknologi.
Together these three vessels will provide us with an efficient service fleet for light well intervention services.” 
Til sammen vil disse tre fartøyene gi oss en effektiv tjenesteflåte for lett brønnintervensjon.
Statoil has been pursuing riserless well intervention in subsea wells since 2000, and the technology has steadily improved. 
Statoil har satset på lett brønnintervensjon uten stigerør på havbunnsbrønner siden 2000, og teknologien er stadig utviklet til det bedre.
The category A units will perform services for Statoil and the partners on the Åsgard, Norne, Gullfaks, Oseberg, Heidrun, Snøhvit, Tyrihans, Tordis/Vigdis, Snorre, Statfjord and Sleipner fields. 
Kategori A-enhetene skal utføre tjenester for Statoil og lisenspartnere på feltene Åsgard, Norne, Gullfaks, Oseberg, Heidrun, Snøhvit, Tyrihans, Tordis/Vigdis, Snorre, Statfjord og Sleipner.
The contract awards are contingent on partner approval. 
Tildelingen er betinget partnergodkjennelse i lisensene.
Island Frontier (left) and Eide well intervention unit. 
Island Frontier (til venstre) og Eide well intervention unit.
The estimate includes the Seat, Gávea and Pão de Açúcar discoveries. 
Estimatet inkluderer de tre funnene Seat, Gávea og Pão de Açúcar.
Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil. 
Tim Dodson, Statoils konserndirektør for Leting
“The updated volumes for the pre-salt discoveries confirm the high potential in the Campos Basin and it also strengthens our confidence in our position in the pre-salt Kwanza basin in Angola”, says executive vice president for Exploration in Statoil, Tim Dodson. 
- De oppdaterte volumene for presaltfunnene bekrefter det betydelige potensialet i Campos-bassenget og styrker dessuten vår tro på selskapets presaltposisjon i Kwanza-bassenget i Angola, sier Statoils konserndirektør for Leting, Tim Dodson.
“The development of BM-C-33, including the Pão discovery, in 2800 meters of water will represent exciting new challenges for the partnership and the industry. 
- Utviklingen av BM-C-33 blokken, inkludert Pão-funnet på rundt 2.800 meters havdyp, representerer spennende utfordringer for partnerskapet og industrien.
Statoil’s exploration strategy focuses on high impact wells and the deepening of core areas. 
Statoils letestrategi fokuserer på high impact brønner og en styrking av våre kjerneområder.
The pre-salt success shows that we are delivering on our strategy,” says Dodson. 
Presaltfunnene viser at vi leverer på vår strategi, fortsetter Dodson.
Statoil holds a 35 % interest in the consortium with Repsol Sinopec Brazil as the operator (35%) and Petrobras (30%). 
Statoil har en eierandel på 35 prosent, hvor Repsol Sinopec er operatør for letekonsortiet med 35 prosent eierandel og Petrobras er partner med 30 prosent.
The consortium is preparing an appraisal plan to be presented to the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP). 
Konsortiet forbereder nå et avgrensningsprogram som skal presenteres for det brasilianske oljedirektoratet (ANP).
The high impact Pão de Açúcar well, as announced earlier this year, encountered a hydrocarbon column of around 500 meters. 
Pão de Açúcar-funnet (”high-impact” funn*) som ble annonsert tidligere i år, påtraff en oljekolonne på omkring 500 meter.
The well is located 195 kilometers from the coast of the State of Rio de Janeiro. 
Brønnen er lokalisert 195 kilometer fra kysten uten for Rio de Janeiro.
On 24 May at 13:00 CET Statoil hosts an Exploration seminar where an update will be given on its exploration strategy and exploration activities worldwide. 
Statoil arrangerer et seminar om selskapets letestrategi og leteaktivitet torsdag 24. mai 2012 klokken 13.00 CET.
The seminar will take place in Oslo and will be web-casted at statoil.com. 
Seminaret blir holdt på Vækerø i Oslo og kan også følges via webcast på statoil.com.
Investor relations Lars Valdresbråten, investor relations officer Tel: +47 402 81 789 (mobile) 
Investor relations Lars Valdresbråten, investor relations officer Tel: +47 402 81 789 (mobile)
Statoil Brazil map GIF 880 kB 
Kart - Statoil Brasil GIF 880 kB
The total estimated resources of the block amount to more than 700 million barrels of light crude and 3 Trillion cubic feet (Tcf) of gas. 
De nye totale estimerte ressursene for BM-C-33 utgjør mer enn 700 millioner fat lett olje og 3 Tcf (Trillion cubic feet) med gass.
The gas leak occurred during the testing of emergency shutdown valves. 
Gasslekkasjen oppstod under driftsarbeid med uttesting av nødavstengningsventiler.
Due to shutdown for maintenance on parts of the Heimdal installation the installation was not on stream. 
På grunn av en vedlikeholdsstans på deler av Heimdal-installasjonen var produksjonen allerede stanset.
However, there were still pressurised systems in areas not included in the turnaround. 
Men det var fortsatt trykksatte systemer i områder som ikke var inkludert i vedlikeholdstansen.
The emergency response organisation was mobilised both on the platform and onshore, and standby vessels and helicopters were sent to the area. 
Beredskapsorganisasjonen ble mobilisert både på plattformen og i land, og beredskapsfartøy og helikoptre ble sendt til området.
There were 98 people on board the platform. 
Det var 98 personer om bord på plattformen.
No one was injured during the incident. 
Ingen personer ble skadet i hendelsen.
The personnel on board mustered in lifeboats in accordance with the emergency instructions, but could return to their normal tasks in the afternoon. 
Personellet om bord mønstret i henhold til alarminstruks og kunne returnere til sine normale oppgaver i løpet av ettermiddagen.
Provisionally classified as Red 1 this serious incident is subject to internal investigation in Development and Production Norway (DPN). 
Denne alvorlige hendelsen er foreløpig klassifisert Rød 1 og underlagt intern gransking i Utvikling og produksjon Norge (UPN).
Heimdal Gas Center in the North Sea. 
Heimdal Gass-senter i Nordsjøen.
The Snøhvit gas and condensate field represents the first offshore development in the Barents Sea, and the first project in Europe based on gas liquefaction. 
Det Statoil-opererte gass- og kondensatfeltet Snøhvit er den første utbyggingen i Barentshavet og det første prosjektet i Europa basert på produksjon av flytende, nedkjølt naturgass (LNG).
Producing liquefied natural gas (LNG) opens a new and forward-looking commercial opportunity for Statoil, and will supplement its existing gas expertise. 
LNG åpner en ny og framtidsrettet forretningsmulighet for Statoil som supplerer selskapets gasskompetanse.
The project will have substantial economic spin-offs in northern Norway. 
Snøhvit vil gi store økonomiske ringvirkninger i Nord-Norge.
Plans call for work to begin in the near future, with production starting in 2006 and lasting until about 2030. 
Utbyggingen planlegges å starte med det første, og produksjonen skal etter planen starte i 2006.
Statoil has been a partner with Lukoil in the West Qurna 2 project since the two companies won a competitive bid in 2009. 
Statoil har vært samarbeidspartner med Lukoil i West Qurna 2 siden de to selskapene vant budrunden i 2009.
Statoil will have no financial commitments towards the project as of 1 January 2012. 
Alle økonomiske forpliktelser overfor prosjektet opphørte med virkning fra 1. januar 2012.
The commercial terms of the transaction are confidential. 
Forretningsvilkårene knyttet til transaksjonen er konfidensielle.
"We are happy with the cooperation with Lukoil and the Iraqi authorities and pleased to see that the project continues to progress,” he adds. 
– Vi er fornøyd med samarbeidet med Lukoil og irakiske myndigheter og at framdriften i prosjektet fortsetter, tilføyer han.
Peter Mellbye, executive vice president for Development and Production International in Statoil. 
Peter Mellbye, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt i Statoil.
Earlier this year Statoil and its partners chose a fixed processing platform concept, by which the gas is to be connected to the Sleipner field while the oil is to be transported by ship. 
Statoil og partnerne valgte tidligere i år bunnfast prosessplattform som konsept, der gassen skal knyttes opp mot Sleipner-feltet, mens oljen skal transporteres ut med skip.
Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer at Statoil. 
Jon Arnt Jacobsen, anskaffelsesdirektør i Statoil
Before the investment decision is made, the selected solution is to be quality-assured in part through various design studies (FEED), which are now taking place. 
Før investeringsbeslutning gjøres skal valgt løsning kvalitetssikres blant annet gjennom ulike designstudier (FEED) som nå pågår.