natgillin/translations-raw huggingface dataset:
NOK 6 000 million 
6 000 MNOK
Estimated total value 4-year contract period + 2 x 2-year options:* 
Estimert totalverdi 4 års kontraktsperiode + 2 x 2 års opsjoner:*
NOK 12 000 million 
12 000 MNOK
*) These are frame agreements, and an estimate of how much Statoil will spend on the purchase of services from these companies in the coming years. 
*) Dette er rammeavtaler, og et anslag over hvor mye Statoil vil bruke på å kjøpe tjenester fra disse selskapene de neste årene.
**) Statoil acts as Technical Service Provider on behalf of Gassco, the operator. 
**) Statoil opptrer som Technical Service Provider på vegne av operatøren Gassco.
Oseberg field centre in the North Sea. 
Oseberg feltsenter i Nordsjøen.
The agreements, which have duration of four years with two two-year extension options, will occupy 280 people during the period. 
Avtalene varer i fire år med en opsjon på forlenging i to pluss to år, og sysselsetter om lag 280 personer i perioden.
The agreements also apply to Kårstø and Kollsnes where Statoil, in its capacity as technical service provider, signs agreements on behalf of the operator, Gassco. 
Avtalene gjelder også Kårstø og Kollsnes der Statoil som teknisk tjenesteyter inngår avtaler på vegne av operatøren Gassco.
Kristin, Åsgard, Heidrun, Njord 
Kristin, Åsgard, Heidrun, Njord
Kollsnes 
Kollsnes
Statfjord 
Statfjord
This has a total value of around NOK 1.46 billion over eight years. 
Dette har en samlet verdi av om lag 1,46 milliarder kroner over åtte år.
AGR Emiteam will carry out inspections on: 
AGR Emiteam skal utføre inspeksjoner på:
Kårstø/Draupner 
Kårstø/Draupner
Oseberg 
Oseberg
Brage, Heimdal, Huldra, Veslefrikk 
Brage, Heimdal, Huldra, Veslefrikk
Kvitebjørn, Visund, Grane 
Kvitebjørn, Visund, Grane
This has a total value of around NOK 747 million over eight years. 
Dette har en samlet verdi av om lag 747 millioner kroner over åtte år.
In addition, the Harstad based company, Noweco, has been awarded the contracts for Norne and Snøhvit, while Axess, which is headquartered in Molde, will carry out inspections on Tjeldbergodden. 
I tillegg har Harstad-baserte Noweco fått kontraktene for Norne og Snøhvit, mens Axess med hovedkontor i Molde skal utføre inspeksjoner på Tjeldbergodden.
These contracts have a value of around NOK 46 and 36 million respectively. 
Disse kontraktene er verd henholdsvis om lag 46 og 36 millioner kroner.
Stronger competition 
Økt konkurranse
Statoil wants to help maintain the diversity and competition in the market by separating the inspection contract from the more comprehensive maintenance and modification contracts for areas where this has not been done before, thereby allowing more companies to bid. 
Statoil ønsker å bidra til å opprettholde mangfoldet og konkurransen i markedet ved å skille ut inspeksjonskontrakten fra de mer omfattende vedlikeholds- og modifikasjonskontraktene for de områder hvor dette ikke har vært gjort tidligere.
Statoil is pleased to see that more companies participated in the competition for the contracts. 
Statoil er fornøyd med at flere selskaper var med i konkurransen om kontraktene.
“By means of increased competition and the introduction of new suppliers, we believe that we can improve the quality while managing to maintain the right cost level,” says Opedal. 
- Gjennom økt konkurranse, og ved å kunne spille på flere leverandører, tror vi kvaliteten går opp samtidig som vi klarer å holde kostnadsnivået riktig, sier Opedal.
It is the first time Statoil enters into this type of agreement following the merger with the oil and energy division of Hydro in 2008. 
Det er første gang denne typen avtaler tildeles etter fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassdivisjon i 2008.
Although previously there were several different types of agreements, they have now been standardised. 
Tidligere var det flere ulike typer avtaler, nå er avtalene standardiserte.
The Kårstø facility north of Stavanger. 
Kårstø-anlegget i Rogaland.
Established by Statoil in 2001, Tampnet has since grown to serve 34 oil and gas fields and carrying traffic for over 60 platforms operated by a multitude of oil companies. 
Selskapet ble etablert av Statoil i 2001, og har siden utviklet seg til å betjene 34 olje- og gassfelt og ta seg av trafikken til over 60 plattformer som drives av en rekke oljeselskaper.
Pioneering the industry, Tampnet has developed a high capacity, resilient and low latency communication network of fibre backbone cables and radio links, serving both the Norwegian and the UK sector of the North Sea. 
Nettverket betjener både norsk og britisk sektor i Nordsjøen.
Gunnar Halvorsen, Senior Partner of HitecVision, comments: “We are impressed by the development of Tampnet under Statoil’s ownership, and are pleased to have been entrusted by Statoil to become the new owners of the company. 
– Vi er imponert over utviklingen til Tampnet under Statoils eierskap, og vi er glad for at Statoil har tro på oss som nye eiere av selskapet, sier Gunnar Halvorsen, seniorpartner i HitecVision.
Tampnet, being a niche supplier of critical services to the oil and gas companies, is typical of the sort of company HitecVision invests in. 
Som nisjeleverandør av kritiske tjenester til olje- og gasselskapene er Tampnet et godt eksempel på den type selskaper HitecVision investerer i.
As offshore oil platforms are becoming more automated, and integrated operations between teams onshore and workers out on the platforms increase in scope and complexity, reliable communications facilities become ever more important. 
- Pålitelige kommunikasjonssystemer blir stadig viktigere ettersom oljeplattformer til havs blir mer automatisert samtidig som integrerte operasjoner mellom enhetene på land og arbeiderne ute på plattformene øker i omfang og kompleksitet.
We have followed and invested in this segment before, and believe Tampnet has great future potential. 
Vi har fulgt med i og investert i dette segmentet tidligere, og vi mener at Tampnet har et stort potensial i framtiden.
We look forward to working with the company’s management to develop it further.” 
Vi ser fram til å samarbeide med selskapets ledelse for å utvikle det videre, sier Halvorsen.
Per Helge Svensson, Managing Director of Tampnet, adds: “We have had a great co-operation with Statoil as owner and customer, and look forward to continuing a close relationship. 
– Vi har et utmerket samarbeid med Statoil som eier og kunde, og vi ser fram til å fortsette dette nære samarbeidet.
HitecVision as a new owner is welcomed by both Tampnet management and employees. 
HitecVision som ny eier ønskes velkommen av både ledelsen og de ansatte i Tampnet.
We know HitecVision as a leading investor for our type of company, with a strong track record in this segment, and we have noted the success of previous investments. 
Vi kjenner HitecVision som en ledende investor i vår type selskaper med gode resultater i dette segmentet, og vi har lagt merke til at tidligere investeringer har vært vellykkede.
With this strong investor backing, we will be able to grow Tampnet further as the preferred supplier of high quality communications services to the global oil and gas industry.” 
Med denne sterke investoren i ryggen vil vi kunne videreutvikle Tampnet som den foretrukne leverandøren av kommunikasjonstjenester av høy kvalitet til den globale olje- og gassindustrien, sier Svensson.
The transaction is subject to approval from relevant competition authorities, and is expected to close in August. 
Transaksjonen forutsetter godkjenning av aktuelle konkurransemyndigheter, og den skal etter planen sluttføres i august.
Tampnet will continue its operations as before, under the present management. 
Tampnet vil fortsette driften som før og vil ha samme ledelse.
RBC Capital Markets acted as exclusive financial advisor to Statoil on the transaction. 
RBC Capital Markets har vært finansiell rådgiver for Statoil i transaksjonen.
Tampnet operates a large high capacity communication network between offshore installations. 
Tampnet driver et omfattende høyhastighetsnettverk for datakommunikasjon mellom offshoreinstallasjoner.
Production had been shut down on Gullfaks C since a well incident occurred on 19 May. 
Etter en brønnhendelse 19. mai har produksjonen på Gullfaks C vært stengt ned.
Activities on board have been concentrated on plugging the C-06 well systematically from the bottom and up. 
Aktiviteten om bord har siden vært konsentrert om å plugge brønnen C-06 systematisk nedenfra og oppover.
Statoil decided therefore to shut down production. 
Statoil besluttet derfor å stenge produksjonen.
“We’ve now installed three cement plugs and one mechanical plug in the well,” says Rune Gaasø, acting head of Gullfaks drilling and well operations. 
– Vi har nå installert tre sementplugger og en mekanisk plugg i brønnen.
“This isolates the well from the reservoir and a high-pressure zone in the Shetland/Lista formation. 
Dette isolerer mot reservoaret og høytrykkssonen i Shetland/Lista-formasjonen.
Thorough risk assessment 
Grundig risikovurdering
A hole has been identified in a casing at a depth of 1,400 metres. 
Det er identifisert et hull i et fôringsrør på ca 1.400 meters dyp.
The well is stable and has no leaks. 
Brønnen er stabil og har ingen lekkasje.
“We’re now going to work to seal the hole before we temporarily abandon the well and facilitate re-use of the well slot,” says Gaasø. 
– Nå vil vi arbeide med å tette hullet før vi forlater brønnen midlertidig og videre legger til rette for gjenbruk av brønnslissen, sier Gaasø.
In the work to put the barriers in place in the well Statoil has used methods with the lowest possible risk of escalating the situation, with good support from various specialist entities in the company, as well as from contractors and external partners. 
I arbeidet med å få på plass barrierene i brønnen har Statoil anvendt metoder med lavest mulig risiko for eskalering av situasjonen og hatt god støtte fra ulike fagmiljøer i selskapet, våre leverandører og eksterne samarbeidspartnere.
Comprehensive start-up plan 
Omfattende oppstartsplan
The Gullfaks organisation has prepared a detailed start-up plan which is more extensive than is normal after a planned maintenance turnaround, for instance. 
Gullfaks-organisasjonen har utarbeidet en detaljert oppstartsplan, som er mer omfattende enn det som er vanlig for eksempel etter revisjonsstans.
Acting operations vice president Helge Kjell Rørnes is happy that the barriers are now intact and that the platform is approaching normalisation. 
Fungerende produksjonsdirektør Helge Kjell Rørnes er glad for at barrierene nå er intakte og at plattformen nærmer seg normalsituasjon.
“The situation has been demanding and has involved many people,” he says. 
– Situasjonen har vært krevende, med mange mennesker involvert.
“Our work has taken time but spending time making completely sure that we’re taking the correct measures was the right thing to do.” 
Arbeidet har tatt tid, men det har vært riktig å bruke denne tiden for å forsikre oss om at vi gjør de riktige tiltakene, sier han.
Statoil has appointed an investigation team to examine the incident of 19 May. 
Statoil har nedsatt en granskingsgruppe som undersøker hendelsen 19. mai.
On the basis of the team’s report the company will be able to draw relevant lessons about making well constructions more robust. 
Rapporten fra gruppen vil danne grunnlag for selskapets videre læring og robustgjøring av brønnkonstruksjoner.
To start with the agreement covers modifications of the Sleipner A and Sleipner T platforms as part of the Gudrun field development. 
I første omgang innebærer avtalen modifikasjoner på Sleipner A- og Sleipner T-plattformene som del av utbyggingen av Gudrun-feltet.
Aker Solutions has been awarded the framework agreement in strong competition with other market players. 
Aker Solutions er tildelt rammeavtalen etter sterk konkurranse i markedet.
The agreement includes engineering, purchasing, fabrication and installation of equipment. 
Rammeavtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp, fabrikasjon og installasjon av utstyr.
The intention of the agreement is to ensure the best possible utilisation of the Sleipner installations for tie-back of new fields in the area. 
Intensjonen med rammeavtalen er å sikre at Sleipner-anleggene blir utnyttet på best mulig måte for tilknytning av nye felt i området.
Sleipner will process oil and gas from Gudrun in addition to supplying power to the Gudrun platform. 
Sleipner skal prosessere olje og gass fra Gudrun, og i tillegg levere strøm til Gudrun-plattformen.
The gas will be processed on Sleipner A before it is transported to Sleipner T for carbon dioxide removal. 
Gassen skal prosesseres på Sleipner A før den videreføres til Sleipner T for fjerning av CO2.
The gas will be transported to the gas markets from Sleipner A. 
Gassen vil bli transportert videre til gassmarkedene fra Sleipner A.
The oil is received at Sleipner A for stabilisation. 
Oljen kommer inn på Sleipner A for stabilisering.
Water and salts are removed before export to the Kårstø processing plant north of Stavanger. 
Vann og salter fjernes før videre eksport til Kårstø-anlegget i Rogaland.
The Sleipner area has been, and will continue to be, one of the most interesting areas on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Sleipner-området har vært og vil fortsatt være et av de mest interessante områdene på norsk sokkel.
The Gudrun development is a major field development project in the Sleipner area, and this framework agreement will be an important tool for efficient execution of ongoing and future development projects. 
Utbygging av Gudrun er et større feltutbyggingsprosjekt i Sleipner-området, og denne rammeavtalen vil være et viktig verktøy for effektiv gjennomføring av pågående og framtidige utbyggingsprosjekter.
The Gudrun field is one of Statoil’s largest development projects on the NCS. 
Gudrun-feltet er blant Statoils største utbyggingsprosjekter på norsk sokkel.
It contains around 127 million barrels of oil equivalent. 
Det rommer om lag 127 millioner fat oljeekvivalenter.
The contract for constructing the steel jacket has already been awarded to Aker Solutions, and the contract for transport and installation of the jacket and the topside has been awarded to Saipem. 
Fra før er kontrakter for byggingen av stålunderstellet tildelt Aker Solutions, og transport og installasjon av understell og dekk tildelt Saipem.
The end of the 100-kilometre-long power cable is pulled on board the Gjøa platform. 
Her trekkes enden av den 100 kilometer lange strømkabelen om bord på Gjøa-plattformen.
The cable is the world’s longest of its kind. 
Kabelen er verdens lengste av sitt slag.
(Foto: Jan Richard Finne/Statoil) 
(Foto: Jan Richard Finne/Statoil)
Protecting the environment from CO2emissions 
Sparer miljøet for CO2-utslipp
Present calculations show that Statoil will avoid 210,000 tonnes of carbon dioxide (CO2) emissions per year by providing the Gjøa platform with power from shore. 
Dagens beregninger viser at Statoil på denne måten unnlater å slippe ut 210.000 tonn CO2 i året ved å forsyne Gjøa-plattformen med strøm fra land.
This is the equivalent of the annual emissions by about 100,000 cars. 
Det tilsvarer utslippet fra om lag 100.000 biler.
The alternative would have been a traditional solution using gas turbines on the platform as electricity generators. 
Alternativet ville være en tradisjonell løsning med gassturbiner på plattformen som strømprodusenter.
Statoil and the contractor ABB have worked together for several years to develop a technology which makes it possible to replace the gas turbines on board a floating platform with a power cable from land. 
Gjennom flere år har Statoil jobbet sammen med leverandøren ABB med å utvikle en teknologi som gjør det mulig å erstatte gassturbinene om bord på en flytende plattform med en strømkabel inn til land.
New technology 
Ny teknologi
The platform will require a maximum of 40 megawatts of electricity from land. 
Plattformens maksimale behov for krafttilførsel fra land vil være 40 megawatt.
The 90,000-volt cable is 100 kilometres long. 
Kabelen er 100 kilometer lang og har en spenning på 90.000 volt.
It comprises a static and a flexible part. 
Kabelen består av en statisk og en fleksibel del.
Running between the seabed and the floating platform, the flexible part of the cable has been the biggest challenge. 
Den fleksible delen av kabelen går mellom havbunnen og den flytende plattformen, og har vært den største ufordringen.
The necessary technology did not exist before and had to be developed through the Gjøa project. 
Teknologien som var nødvendig fantes ikke fra før og måtte utvikles gjennom Gjøa-prosjektet.
“Developing and adopting new technology is our most important measure for reducing the environmental impact of our operations,” notes Midttun. 
– Å utvikle og ta i bruk ny teknologi er vårt viktigste virkemiddel for å redusere belastningen på miljøet fra vår virksomhet, slår Midttun fast.
Statoil has been the operator for Gjøa in the development phase. 
Under utbyggingsfasen har Statoil stått som operatør for Gjøa-feltet.
“This is a good example of how Statoil can play a part in solving some of the climate challenges in collaboration with the supplies industry,” says Bjørn Midttun, head of subsea installations, pipelines and marine operations on the Gjøa field. 
– Dette er et godt eksempel på hvordan Statoil kan bidra til løsninger på noen av klimautfordringene i samarbeid med leverandørindustrien, sier Bjørn Midttun, leder for undervannsinstallasjoner, rørledninger og marine operasjoner på Gjøa-feltet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,350,824 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.350.824 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 129.94 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 129,94 kroner.
Following this, the share saving plan has 6,080,889 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.080.889 aksjer.
It embraces engineering, procurement, and construction of the platform deck and processing facility and mating with the steel jacket. 
Kontrakten omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og fabrikasjon av plattformdekk med prosessanlegg og sammenkobling med stålunderstellet.
The contract is worth about NOK 2.7 billion. 
Kontrakten har en verdi på ca 2,7 milliarder kroner.
Terje Masdal, project director in Statoil. 
Terje Masdal, prosjektdirektør i Statoil.
The topsides will be built with a process facility for partial treatment of oil and gas. 
Plattformdekket skal bygges med prosessanlegg for delvis behandling av olje og gass.
Gudrun will be supplied with electricity through a cable from the Sleipner field. 
Gudrun-plattformen skal forsynes med strøm gjennom kabel fra Sleipner-feltet.
The contract to construct the steel jacket was awarded earlier to Aker Solutions, and Saipem won the contract for transport and installation of the jacket and topsides. 
Fra før er kontrakter for byggingen av stålunderstellet tildelt Aker Solutions, og transport og installasjon av understellet og dekk tildelt Saipem.
Two-thirds of this is oil. 
To tredeler av dette er olje.
The reservoir has high pressure and temperature and will require the technology developed by Statoil and applied in the Kvitebjørn and Kristin developments. 
Reservoaret har høyt trykk og temperatur, og krever teknologi som Statoil har utviklet og brukt blant annet i utbygging av feltene Kvitebjørn og Kristin.
Oil and gas will be transported from the Gudrun field to the Sleipner A platform. 
Olje og gass vil bli transportert fra Gudrun-feltet til Sleipner A-plattformen.
The gas will be sent on to the gas markets from Sleipner A. 
Gassen vil bli transportert videre til gassmarkedene fra Sleipner A.
Gudrun’s platform and transport solution creates a good basis for developing more oil and gas fields in the area. 
Plattform- og transportløsningen på Gudrun skaper et godt grunnlag for utbygging av flere olje- og gassfelt i området.
Facts about Gudrun 
Fakta om Gudrun
North Sea oil and gas field in production licence 025, about 55 kilometres north of the Sleipner A platform 
Olje- og gassfelt i Nordsjøen i lisensområde PL025, om lag 55 kilometer nord for Sleiper A-plattformen
The field will be developed with a steel-jacket platform and a processing facility for partial stabilisation of oil and gas 
Feltet bygges ut med plattform på stålunderstell med prosessanlegg for delvis stabilisering av olje og gass
The platform will be tied back to existing facilities in the Sleipner area and the processing plant at Kårstø, north of Stavanger 
Plattformen knyttes opp mot eksisterende anlegg i Sleipner-området og prosessanlegget på Kårstø i Nord-Rogaland.
The high pressure and temperature reservoir lies at a depth of 4,200-4,700 metres 
Reservoaret ligger på 4.200-4.700 meters dyp og har høyt trykk og høy temperatur
Planned production start-up in the first quarter of 2014 
Planlagt produksjonsstart første kvartal 2014
Licensees: Statoil, operator (46.8%), Marathon Petroleum (28.2%) and GdF Suez (25%) 
Rettighetshavere: Statoil, operatør (46,8 prosent), Marathon Petroleum (28,2) og GDF SUEZ (25)
Illustration of the Gudrun field PDF 420 kB 
Illustrasjon av Gudrun-feltet PDF 420 kB
Aibel won the contract amid strong international competition. 
Aibel er tildelt kontrakten etter sterk internasjonal konkurranse.
The Ahwas, Bibi Hakimeh and Marun are major fields, and together they produce around 1.5 million barrels of oil per day. 
Storfeltene Ahwas, Bibi Hakimeh og Marun produserer til sammen rundt 1,5 milloner fat olje i døgnet.
This is about half the daily oil production from the Norwegian continental shelf. 
Det tilsvarer rundt halvparten av den daglige oljeproduksjonen fra norsk sokkel.
Statoil and NIOC will carry out field studies and gather data. 
Statoil og NIOC skal gjennomføre feltstudier og samle inn data.
Another participant in this work will be the national research institution, Ripi. 
I dette arbeidet deltar også det nasjonale forskningsselskapet Ripi.
Statoil has entered into a cooperation agreement with the state-owned National Iranian Oil Company (NIOC) for field studies relating to increased recovery from three oil fields in Iran. 
Statoil har inngått et samarbeid med det statlige oljeselskapet National Iranian Oil Company (NIOC) om feltstudier for økt utvinning fra tre oljefelt i Iran.
The quarterly result was affected by a 32% increase in liquids prices measured in NOK, a 6% increase in equity production and a 12% decrease in gas prices measured in NOK. 
Kvartalsresultatet var påvirket av en 32 prosent økning i væskepriser målt i norske kroner, en økning i egenproduksjon på 6 prosent, og et fall i gjennomsnittsprisen på gass på 12 prosent målt i norske kroner.
Also impairments, loss on derivatives and a provision for an onerous contract influenced net operating income. 
Også nedskrivninger, tap på derivater og avsetning for en tapskontrakt påvirket driftsresultatet.
Adjusted earnings in the second quarter 2010 were NOK 36.4 billion, up 25% from second quarter 2009 when adjusted earnings were NOK 29.2 billion. 
Justert driftsresultat i andre kvartal 2010 var på 36,4 milliarder kroner, en oppgang på 25 prosent fra andre kvartal 2009, da justert driftsresultat var på 29,2 milliarder kroner.
Net income in the second quarter of 2010 was NOK 3.1 billion. 
Resultatet i andre kvartal 2010 var på 3,1 milliarder kroner.
This result reflects higher oil prices and increased liftings, lower net financial losses and lower tax rates partly offset by lower gas prices, impairments, losses on derivatives and an onerous contract compared to the second quarter of 2009, when net income was zero and the tax rate unusually high. 
Sammenlignet med andre kvartal 2009, da resultatet var null og skatteprosenten uvanlig høy, ble resultatet positivt påvirket av høyere oljepriser og økt løfting, lavere netto finanskostnader og redusert skatteprosent, delvis motvirket av lavere gasspriser, nedskrivninger, tap på derivater og avsetning for en tapskontrakt.