natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“Additional prospectivity has been mapped and will be tested throughout 2014 and 2015. 
– Ytterligere prospektivitet er kartlagt og vil bli testet gjennom 2014 og 2015.
We expect to drill several additional exploration and appraisal wells and hope that the results from these wells will continue to add gas volumes for a future large-scale gas infrastructure development,” says Maden. 
Vi forventer å bore flere lete- og avgrensningsbrønner, og håper at resultatene fra disse brønnene vil fortsette å tilføre gassvolumer til en framtidig utbygging i stor skala, sier Maden.
Statoil operates the licence on Block 2 on behalf of Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) and has a 65% working interest. 
Statoil er operatør for lisensen i blokk 2 på vegne av Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) og har 65 prosents eierandel.
ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited holds the remaining 35%. 
ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited eier de resterende 35 prosentene.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for Block 2. 
Statoil har vært I Tanzania siden 2007, da selskapet ble tildelt operatøransvar for blokk 2.
(*1 Tcf =180 million barrels of oil equivalent) 
(*1 Tcf =180 millioner fat oljeekvivalenter)
Map of the Piri discovery GIF 995 kB 
Kart over Piri funnet GIF 995 kB
The discovery of an additional two to three trillion cubic feet (tcf*) of natural gas in place in the Piri-1 well brings the total of in-place volumes up to approximately 20 tcf in Block 2. 
Funnet av ytterligere 2 til 3 billioner kubikkfot (tcf*) gass i Piri-1-brønnen øker de samlede tilstedeværende volumene i blokk 2 til omkring 20 tcf.
There are no reports of any injuries resulting from the attack. 
Det er ikke rapportert om noen personskader som følge av angrepet.
Statoil is now following up the incident towards its own employees, licence partners and relevant authorities. 
Statoil følger nå opp hendelsen overfor egne ansatte, partnerskapet og mot relevante myndigheter.
At approximately 06.00 this morning an attack was made against the Krechba plant. 
Rundt klokken 06:00 ble det gjennomført et angrep mot anlegget på Krechba.
The information we have received indicates that the attack was carried out by use of a vehicle and a mobile weapon firing explosives at the plant. 
Informasjonen vi nå sitter på, tilsier at angrepet ble gjennomført ved hjelp av et kjøretøy og et mobilt våpen som avfyrte eksplosiver mot anlegget.
The attackers then left the area. 
Angriperne forlot deretter området.
Three strikes were identified at the plant. 
Det er konstatert tre nedslag ved anlegget.
The Algerian military reportedly has control of the area. 
Det algeriske militæret rapporteres å ha kontroll over området.
Statoil’s emergency organisation has been demobilised, but the Joint Venture and the partners continue to monitor the situation in cooperation with relevant authorities. 
Statoils beredskapsorganisasjon er demobilisert, men Joint Venturet og partnerne fortsetter å følge situasjonen i samarbeid med relevante myndigheter.
There were a total of just above 600 employees at the plant, 3 of them from Statoil. 
Totalt befant det seg i overkant av 600 ansatte ved anlegget, hvorav 3 fra Statoil.
None of the employees at the plant are injured, and the three Statoil employees are safe inside the plant. 
Alle ansatte ved anlegget er uskadd, og de tre Statoils ansatte er i trygghet inne på anlegget.
No evacuation from this plant or any other plants in Algeria has been planned. 
Det er ikke foretatt eller planlagt evakuering fra dette eller andre anlegg i Algerie.
Statoil’s top priority is the security of its employees. 
Statoil har sikkerheten til sine ansatte som førsteprioritet.
After the In Amenas attack in 2013, the security of plants in Algeria has been strongly improved, and ordinary operations were resumed during 2014. 
Etter angrepet på In Amenas i 2013 er sikkerheten rundt anlegg i Algerie styrket vesentlig, og ordinære operasjoner ble gjenopptatt i løpet av 2014.
Statoil will, in accordance with our procedures, carry out a review of the attack, and together with the partners consider, as part of the ordinary operations, the need for any further security measures at the plants in Algeria. 
Statoil vil, i tråd med våre rutiner, foreta en gjennomgang av angrepet, og sammen med partnerne vurdere behov for ytterligere sikkerhetstiltak ved anleggene i Algerie som en løpende del av virksomheten.
Emergency situation in Algeria (2016-03-18) 
Beredskapssituasjon i Algerie (2016-03-18)
Our activities in Algeria 
Våre aktiviteter i Algerie
The helicopters will fly from Aberdeen or Sumburgh on the Shetland Isles to the Statoil-operated Mariner field, 250 kilometres off the north-eastern coast of Scotland. 
Helikoptrene skal fly fra Aberdeen eller Sumburgh på Shetlandsøyene til Mariner-feltet, der Statoil er operatør, 250 kilometer utenfor nørdøstkysten av Skottland.
The contract has a duration of five years, plus an extension option for up to three years. 
Kontrakten har en varighet på fem år, med opsjon på opp til tre år.
The service is anticipated to begin in mid-2016. 
Tjenesten forventes å starte i midten av 2016.
Gunnar Breivik, managing director of Statoil Production UK and head of the Aberdeen office. 
Gunnar Breivik, administrerende direktør for Statoil Production UK og leder for Aberdeen-kontoret.
(Photo: Ross Johnston AP/Statoil) 
(Foto: Ross Johnston AP/Statoil)
“We will have substantial offshore activity as the Mariner project enters the hook-up and commissioning phase in 2016 and production starts in 2017. 
- Vi får en betydelig offshorevirksomhet når Mariner-prosjektet går over i oppkobling- og ferdigstillingsfasen i 2016, og kommer i drift i 2017.
We are also pleased with the flexibility in the contract, including options for servicing our exploration activity and possible expansion on the UKCS,” Breivik noted. 
Vi er også fornøyd med fleksibiliteten i kontrakten, som omfatter opsjon på betjening av letevirksomheten vår, og mulig ekspansjon på britisk sokkel, sier Breivik.
CHC Helicopter’s regional director, Mark Abbey, said the award recognises the safe and reliable service that CHC has provided to Statoil over a number of years, from a number of locations around the world. 
CHC Helicopters regionsdirektør, Mark Abbey, sier at tildelingen anerkjenner den sikre og pålitelige tjenesten som CHC har levert for Statoil i et antall år, fra en rekke steder rundt omkring i verden.
“We’re proud to partner with Statoil as they start up operations in the UK sector. 
- Vi er stolte over å være samarbeidspartner med Statoil når selskapet starter opp virksomheten på britisk sokkel.
Our pilots, engineers and support teams will be using their extensive experience of the North Sea environment to help Statoil to go further, do more in the Mariner field, and come home safely.” 
Våre piloter, ingeniører og støtteteam vil bruke sin omfattende erfaring fra Nordsjøen for å hjelpe Statoil til å satse videre, gjøre mer på Mariner-feltet, og komme trygt hjem igjen.
Mariner is the largest field development on the UKCS in more than a decade with a gross investment of more that USD 7 billion. 
Mariner er største feltutbyggingen på britisk sokkel på mer enn ti år med en bruttoinvestering på mer enn 7 milliarder amerikanske dollar.
The field is located on the East Shetland Platform of the UK North Sea. 
Feltet ligger på Østshetlandsplattformen i britisk del av Nordsjøen.
The development of the Mariner field will contribute more than 250 million barrels of oil equivalent with an average plateau production of around 55,000 barrels per day. 
Utbyggingen av Marinerfeltet vil bidra med mer enn 250 millioner fat olje med en gjennomsnittlig platåproduksjon på omkring 55.000 fat per dag.
Production is expected to commence in 2017. 
Produksjonen forventes å starte i 2017.
The field will provide a long term cash-flow over a 30-year field life. 
Feltet vil gi en langsiktig kontantstrøm gjennom en levetid på 30 år.
Statoil is the operator of the field with 65.11% equity. 
Statoil er operatør for feltet med 65,11 % eierandel.
Other partners include JX Nippon Exploration and Production (U.K.) 
De andre partnerne er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Limited (28.89%) and Dyas UK Ltd. 
Limited (28,89 %) og Dyas UK Ltd.
(6%). 
(6 %).
--- For more information about Statoil’s activity in the UK, please see www.statoil.com/uk 
--- Mer informasjon om Statoils aktivitet i Storbritannia finnes på: www.statoil.com/uk
The contract calls for CHC to operate two Sikorsky S-92 aircraft on behalf of Statoil. 
I samsvar med kontrakten skal CHC operere to Sikorsky S-92-maskiner på vegne av Statoil.
The key issue was to what extent current coal, oil and gas reserves will be burnable, and therefore valuable, to investors if future climate policies limit carbon emissions. 
Hovedspørsmålet var i hvilken grad nåværende kull-, olje- og gassreserver ville være brennbare, og derfor ha verdi for investorer, dersom fremtidig klimapolitikk setter begrensninger for karbonutslippene.
I believe oil and gas companies can continue to secure attractive shareholder returns in the context of globally effective climate policies and a long term sustainable energy mix. 
Jeg mener at olje- og gasselskapene kan fortsette å sikre attraktiv avkastning til aksjonærene innenfor rammene av en effektiv global klimapolitikk og en langsiktig bærekraftig energimiks.
There is without doubt a need to change world energy consumption patterns if we are to prevent an increase in global average temperatures of more than 2C above pre-industrial levels, with significantly lower greenhouse gas emissions. 
Det er utvilsomt et behov for å endre verdens energiforbruksmønster hvis vi skal kunne forhindre en økning i den globale gjennomsnittstemperaturen på mer enn 2°C over førindustrielt nivå, med betydelig lavere utslipp av drivhusgasser.
By implementing a globally co-ordinated climate policy that secures a sufficiently high price on greenhouse gas emissions and stimulates energy efficiency improvements, the incentives would encourage a more balanced energy mix. 
Iverksetting av en globalt samordnet klimapolitikk som sikrer en tilstrekkelig høy pris på utslipp av drivhusgasser og stimulerer til forbedret energieffektivitet vil fremme en mer balansert energimiks.
This would lead to lower energy demand, lower carbon intensity and improve the chances of avoiding unsustainable temperature increases. 
Dette vil føre til en lavere etterspørsel etter energi, lavere karbonintensitet, og økte muligheter til å unngå ikke- bærekraftige temperaturøkninger.
With such policies in place, the IEA, Statoil and other forecasters have demonstrated that we will still use significantly more gas in 2040 than today, and much more oil than can be produced from existing fields as they fall off their peak levels. 
Med slik politikk på plass har Det internasjonale energibyrået (IEA), Statoil og andre vist i prognoser at vi fremdeles vil bruke betydelig mer gass i 2040 enn i dag, og mye mer olje enn det vi kan produsere fra eksisterende felt etter hvert som de ikke lenger produserer på toppnivå.
Even if we are able to limit the temperature rise to 2C, between 60 per cent and 70 per cent of overall energy supply in 2040 must be delivered by fossil fuels. 
Selv om vi klarer å begrense temperaturøkningen til 2°C, må mellom 60 og 70 prosent av samlet energiforsyning i 2040 dekkes av fossile brensler.
This will require significant investments because existing reserves cannot deliver the required energy. 
Dette vil kreve betydelige investeringer fordi eksisterende reserver ikke kan levere den nødvendige energien.
Chosen investments will balance the considerations of risks, costs, commodity prices and profitability, and will deliver sustainable returns to investors. 
Valgte investeringer vil avveie hensyn til risiko, kostnader, produktpriser og lønnsomhet, og vil levere bærekraftig avkastning til investorene.
I agree with Mr Wolf that we should worry about the climate but I also believe that climate policies that support sustainable development can satisfy investors in oil and gas companies. 
Jeg er enig med Wolf i at vi skal bekymre oss for klimaet, men jeg mener samtidig at klimapolitikk som støtter opp under bærekraftig utvikling kan være gunstig for investorer i olje- og gasselskaper.
Those competing at the front will deliver the better returns over time. 
De som konkurrerer i front vil levere den beste avkastningen over tid.
Helge Lund, President and CEO, Statoil ASA, Stavanger, Norway 
Helge Lund, konsernsjef Statoil ASA, Stavanger, Norge
“The opening of the IOR centre is a milestone for us, but our main resource is still our clever and knowledgeable colleagues who create wonderful results in applying their skills.” 
– Åpningen av IOR-senteret er en milepæl for oss, men den aller viktigste ressursen er allikevel våre kunnskapsrike og dyktige medarbeidere som skaper fantastiske resultater med sin kompetanse.
Norwegian petroleum and energy minister Tord Lien and Trondheim mayor Rita Ottervik officially opened the IOR centre. 
Olje- og energiminister Tord Lien og Trondheims ordfører Rita Ottervik, sto for den offisielle åpningen av IOR-senteret.
The minister had the following message: 
Ministeren kom med følgende budskap:
We had not come this far without targeted efforts by the authorities and the oil companies. 
Vi hadde ikke kommet dit vi er i dag uten målrettet satsing fra myndighetenes og oljeselskapenes side.
Research and technology development have been key elements in achieving the record-high recovery rate we already see on the NCS. 
Forskning og teknologiutvikling har vært sentrale elementer blant annet for den rekordhøye utvinningsgraden vi allerede finner på norsk sokkel.
If the recovery rate increases by one percent, it will increase our income from the NCS by NOK 300 billion.” 
Øker utvinningsgraden én prosent representerer det 300 milliarder i økte inntekter fra norsk sokkel.
“Research and new technology will be key factors in times ahead to keep costs low and energy production and value creation high. 
– Framover vil forskning og ny teknologi være en nøkkelfaktor for å holde kostnadene nede, og energiproduksjon og verdiskapingen oppe.
For several decades Statoil has been highly instrumental in technology development on the NCS and is among the companies with the highest recovery rate. 
Statoil har i flere tiår vært en viktig aktør for teknologiutviklingen på norsk sokkel og er blant de selskapene som produserer med høyest utvinningsgrad.
Today’s opening of Statoil’s IOR centre is significant for the future of the NCS, and illustrates that Statoil wants to contribute to optimal use of NCS resources also in the future.” 
Dagens åpning av Statoils IOR-senter er en stor og viktig begivenhet for fremtiden til norsk sokkel, og illustrerer at Statoil også i fremtiden ønsker å bidra til best mulig ressursutnyttelse på sokkelen.
In connection with the opening of the IOR centre the guests and employees were given a guided tour of the new laboratories. 
I forbindelse med åpningen av IOR-senteret fikk gjester og ansatte en guidet tur i de nye laboratoriene.
Its goal is to develop technologies that will lead to further increase of the recovery rate from the reservoirs, and to reach the ambition of a 60% recovery rate on the NCS. 
Formålet er å utvikle teknologier som gjør det mulig å øke utvinningsgraden fra reservoarene ytterligere, og å jobbe mot ambisjonen om 60 prosent utvinning på norsk sokkel.
Statoil has already approved measures that give the company and partners reason to expect an oil recovery rate above 50% on the NCS. 
Statoil har allerede besluttet tiltak som gjør at selskapet og partnere forventer å få ut mer enn 50 prosent av oljen på norsk sokkel.
This will create huge values for Norwegian society. 
Dette er en enorm verdiskapning for det norske samfunnet.
The global average is currently 35%, according to the Norwegian ministry of petroleum and energy. 
Det globale gjennomsnittet ligger i dag på 35 prosent i følge Olje og Energidepartementet.
The main contribution to improved recovery is the drilling of new wells and maintenance of existing wells. 
Det viktigste bidraget til økt utvinning er boring av nye brønner og vedlikehold av eksisterende brønner.
The more wells we drill, the larger parts of the oil reservoirs we will reach. 
Jo flere brønner, jo større deler av oljereservoarene når vi.
The IOR centre will play a key role in Statoil’s efforts to improve the efficiency of drilling operations. 
IOR-senteret vil ha en sentral rolle i Statoils satsing for å effektivisere boreoperasjonene.
The IOR centre will focus on improved recovery from all types of reservoirs on the NCS – old and new. 
IOR-senteret vil ha fokus på øke utvinningen fra alle typer reservoar på norsk sokkel– nye og gamle.
Statoil will also use the technology to improve recovery on our international fields. 
Selskapet vil også bruke denne teknologien til å øke utvinningen på våre internasjonale felt.
It will allow us to follow the oil movements and flows in various rocks on pore level. 
Den vil gjøre det mulig å følge oljens bevegelser og strømninger i forskjellige bergarter ned på porenivå.
Through high-resolution 2D and 3D images it will be possible to see which IOR method is best suited in each reservoir, and at the same time get a deeper understanding of how the reservoir is formed with regard to clay, pore size and cracks. 
Høyoppløselige bilder i 2D og 3D gjør det mulig å se hvilke IOR-metoder som fungerer best i ulike reservoarer, og samtidig få bedre forståelse for hvordan reservoaret er bygd opp i forhold til leire, porestørrelser og sprekker.
“Our next goal is the oil which is difficult to extract. 
– Det er de vanskelige fatene som nå står for tur.
We have a steep learning curve ahead of us, which will be tougher for every percentage point we achieve, but these volumes are of high value to us. 
Vi har en bratt klatretur foran oss som blir hardere for hvert prosentpoeng vi oppnår, men dette er volumer med stor verdi for oss.
A dedicated IOR lab gives Statoil a unique opportunity to solve future IOR challenges,” he said. 
En egen IOR-lab gir Statoil en unik mulighet for å løse kommende IOR-utfordringer, sa han.
FACTS ABOUT IMPROVED RECOVERY 
FAKTA OM ØKT UTVINNING
The main contribution to improved recovery is drilling of new wells and maintenance of existing wells. 
Det viktigste bidraget til økt utvinning er boring av nye brønner og vedlikehold av eksisterende brønner.
Development of 3D and 4D seismic is also essential. 
I tillegg er utvikling av 3D og 4D-seimsikk sentralt.
An increase in the recovery rate from 50% to 60% represents around 4 billion barrels, or equivalent to Statfjord (3.75 billion barrels), Dagny (170 million barrels) and Gudrun (70 million barrels) combined. 
Økningen i utvinningsgrad fra 50 til 60 prosent utgjør omlag 4 milliarder fat, eller like mye som Statfjord (3,75 mrd fat), Dagny (170 mill fat) og Gudrun (70 mill fat) til sammen.
Half of Statoil’s research portfolio is related to improved recovery. 
Halvparten av Statoils forkningsportefølje er relatert til økt utvinning.
On all Statoil-operated fields in Norway combined we have reached an increase in recovery rate from 30% to 50% on average compared to the estimates of the plan for development and operation (PDO). 
På Statoil-opererte felt i Norge under ett, har vi klart å øke forventet utvinning fra 30 til 50 prosent i gjennomsnitt i forhold til det som ble forespeilet i Planene for utvikling og drift (PUD).
This equals 7.5 billion barrels of oil, or around two extra Statfjord fields (the most productive oil field on the NCS). 
Dette utgjør 7,5 milliarder fat olje, eller om lag to ekstra Statfjord-felt (feltet som har produsert mest olje på norsk sokkel).
Improved recovery tasks currently involve 3000 Statoil employees and around 300 projects. 
3000 ansatte i Statoil jobber med økt utvinning og vi har omkring 300 pågående prosjekter innen økt utvinning.
The global improved recovery rate is 35% on average. 
Gjennomsnittet for økt utvinning på verdesbasis er 35 prosent.
The average on the NCS, including all operators, is 47%. 
Gjennomsnittet for norsk sokkel med alle operatører er 47 prosent.
The average for Statoil is 50%. 
Statoils gjennomsnitt er 50 prosent.
It was drilled to 4,542 metres and resulted in a dry well. 
Den ble boret til 4542 meter og resultatet var en tørr brønn.
The well is located 130 kilometres offshore the Faroe Islands and was respudded in May 2014. 
Brønnen ligger 130 km fra Færøyene og boringen startet opp igjen i mai 2014.
It was drilled using the West Hercules semi-submersible rig in a water depth of 450 metres. 
Den ble boret av den halvt nedsenkbare riggen West Hercules på 450 meters vanndyp.
This is the second exploration well that has been drilled in licence 006 which covers an area of approximately 579 square kilometres. 
Dette er den andre letebrønnen som har blitt boret i lisens 006, som dekker et område på omtrent 579 kvadratkilometer.
Statoil has been in the Faroe Islands since 2000 and holds a significant acreage position with four operated licences. 
Statoil har vært til stede på Færøyene siden 2000 og har en betydelig posisjon med fire opererte lisenser.
The licences are basalt-covered and target multiple and diverse plays. 
Lisensene er dekket av basalt og målene er ulike og varierte.
Statoil's position in the Faroe Islands is in line with the company's exploration strategy of early access at scale and establishing a leading position in frontier areas. 
Statoils posisjon på Færøyene er koblet mot selskapets letestrategi med tidlig tilgang på areal i stor skala og å etablere en ledende posisjon i uutforskede områder.
Partners in licence 006 are: Statoil 35% (operator), ExxonMobil 49%, OMV 15% and Atlantic Petroleum 1%. 
Partnere I lisens 006 er: Statoil 35 % (operatør), ExxonMobil 49 %, OMV 15 % og Atlantic Petroleum 1 %.
West Hercules will now move on to licence 008 in the Faroe Islands, where Statoil also is operator, to drill the Sula/Stelkur well. 
West Hercules vil nå flyttes til lisens 008 på Færøyene, hvor Statoil også er operatør, for å bore Sula/Stelkur-brønnen.
The drilling rig West Hercules will now start drilling on the Sula/Stelkur well in the Faroe Islands. 
Boreriggen West Hercules går nå i gang med boring av Sula/Stelkur-brønnen på Færøyene.
That means a doubling of normal staffing on the TLP, which will continue producing at normal levels during the conversion. 
Produksjonen skal gå som normalt under ombyggingen.
"Our biggest challenge is therefore to complete the conversion in a safe manner without disrupting production," says Mr Mork. 
"Vår største utfordring blir derfor å gjennomføre arbeidene om bord på en sikker måte uten å forstyrre produksjonen," sier Mork.
Heidrun is currently producing at its plateau rate of roughly 210,000 barrels of oil per day. 
I dag produserer Heidrun-feltet maksimalt (på platå) rundt 210.000 fat olje i døgnet.
The field also sends some 800 million cubic metres of associated gas per year through the Haltenpipe line to Statoil's methanol plant at Tjeldbergodden in mid-Norway. 
Samtidig leverer feltet årlig cirka 0,8 milliarder kubikkmeter assosiert gass gjennom Haltenpipe til metanolfabrikken på Tjeldbergodden i Midt-Norge.
Without the Heidrun north flank project, production would go off plateau around 2001. 
Hadde ikke Heidrun platåprosjekt blitt satt gang, skulle produksjonen begynt å avta rundt 2001.
Currently reinjected in Heidrun, this volume will be exported through the Åsgard Transport trunkline via Statoil's Kårstø complex north of Stavanger to customers in continental Europe. 
Gassen er beregnet for salg til kunder på kontinentet og skal eksporteres gjennom Åsgard transport som blir knyttet til Statoils anlegg på Kårstø i Rogaland.
The Heidrun plateau project, including the gas line to Åsgard, has been costed at just over NOK 5 billion and is due to be completed on 1 October 2000. 
Heidrun platåprosjekt, inkludert transportrøret til Åsgard, koster vel fem milliarder kroner og skal være avsluttet 1. oktober 2000.
Oil production from the field is expected to continue until 2020. 
Oljeproduksjonen fra Heidrun er beregnet til å vare fram til omkring 2020.
Limited 
Limited