natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Aker Solutions will perform the services for the Mariner field under a five-year contract, anticipated to start in August this year. 
Aker Solutions skal utføre tjenestene for Mariner-feltet i henhold til en femårskontrakt, med forventet start i august i år.
Stork will commence services in January 2015, also under a five-year term. 
Stork begynner tjenesteleveransen i januar 2015.
Both contracts include two 2-year extension options. 
Begge kontrakter har opsjoner på to ganger to år.
The Mariner platform is currently under construction and production is scheduled to start in 2017. 
Mariner-plattformen er under bygging, og skal etter planen settes i drift i 2017.
The contracts will support a significant number of the 700 onshore and offshore positions planned for the Mariner field. 
Kontraktene vil støtte et betydelig antall av de 700 planlagte land- og offshorebaserte stillingene knyttet til Mariner-feltet.
“Statoil UK has performed an extensive market screening during the strategy phase of this tender process and the response from the market has been very positive. 
- Statoil UK har utført en omfattende markedsscreening under strategifasen av denne anbudsprosessen, og reaksjonen fra markedet har vært veldig positiv.
We hope to build long-term, high performance relationships with our suppliers. 
Vi håper å bygge opp et langsiktig leverandørforhold med høy ytelse.
Establishing common goals with key suppliers on safety, quality and efficiency is paramount to success for the Mariner field,” says Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.) 
Å etablere felles mål for sikkerhet, kvalitet og effektivitet med leverandørene er avgjørende for gode resultater på Mariner-feltet, sier Gunnar Breivik, administrerende direktør, Statoil Production (U.K.)
Limited. 
Limited.
“Mariner is the largest new offshore development in the UK in more than a decade. 
- Mariner er den største nye utbyggingen på britisk sokkel på mer enn ti år.
A major part of the local value creation from this project will be found in the operations phase and we are pleased with the competitive and cost-effective solutions achieved in the UK supply chain. 
En stor del av den lokale verdiskapningen fra dette prosjektet vil komme i driftsfasen, og vi er fornøyd med de konkurransedyktige og kostnadseffektive løsningene som vi har oppnådd i den britiske forsyningskjeden.
This contract will support a significant number of jobs directly with wider effects for the north east of Scotland and the UK.” 
Denne kontrakten vil underbygge en betydelig direkte sysselsetting og i tillegg gi ringvirkninger i den nordøstlige delen av Skottland og Storbritannia.
Aker Solutions will deliver the maintenance planning system in the pre-operations phase, and maintenance and modification services during the hook-up and commissioning phase, followed by the operations phase from 2017 onwards. 
Aker Solutions skal levere vedlikeholdsplanleggingssystemet i før-driftsfasen, og vedlikehold og modifikasjonstjenester under sammenkoblings- og ferdigstillingsfasen, samt i driftsfasen fra 2017.
The Mariner project entails investments of more than GBP 4.5 billion. 
Mariner-prosjektet omfatter investeringer på mer enn 4,5 milliarder britiske pund.
The field is expected to produce for at least 30 years. 
Feltet forventes å produsere i minst 30 år.
The average production is estimated at around 55,000 barrels of oil per day over the plateau period. 
Gjennomsnittsproduksjonen anslås til omkring 55.000 fat olje per dag gjennom platåperioden.
The development plan includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket, with a floating storage unit (FSU). 
Feltet skal bygges ut med en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell, samt et lagringsskip (FSU).
Statoil is the operator of Mariner with 65.11% equity. 
Statoil er operatør for Mariner med 65,11 % eierandel.
(6%). 
(6 %)
Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.) 
Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.)
The Dudgeon development will now move into a new phase, starting with construction of onshore cables and an onshore substation. 
Dudgeon-utbyggingen vil nå gå over i en ny fase, som begynner med legging av kabler og bygging av transformatorstasjon på land.
Offshore construction will start in 2016. 
Utbyggingsaktiviteter til havs vil starte i 2016.
“With today’s investment decision, we have once again proven Statoil’s ability to create value within the offshore wind business by utilising 40 years of leading competence and experience from complex oil and gas industry projects. 
- Dagens investeringsbeslutning innebærer at Statoil igjen skaper verdier innen vindkraft til havs ved å bygge videre på selskapets erfaring og ledende kompetanse innen gjennomføring av komplekse olje- og gassutbyggingsprosjekter.
This is in line with our commercial and stepwise approach to renewable energy development,” says Statoil executive vice president Eldar Sætre. 
Dette er i tråd med vår kommersielle og gradvise tilnærming til utbygging av fornybar energiproduksjon, sier konserndirektør i Statoil, Eldar Sætre.
Statoil’s investment is expected to be NOK 5.5 billion after the partnership structure has been finalised. 
Statoils investering ventes å være på rundt 5,5 milliarder kroner, etter at samarbeidsstrukturen er klar.
Siri Espedal Kindem, Statoil’s senior vice president for renewable energy. 
Siri Espedal Kindem, Statoils direktør for fornybar energi.
“We are very satisfied to have reached a positive decision for Dudgeon. 
– Vi er godt fornøyd med at vi har oppnådd en positiv beslutning for Dudgeon.
This strengthens and confirms Statoil’s strategic ambition of gradual and profitable growth as an industrial offshore wind player. 
Dette styrker og bekrefter Statoils strategiske ambisjon om gradvis og lønnsom vekst som en industriell havvindaktør.
Dudgeon represents a strong partnership with broad experience and expertise within the energy sector and offshore wind,” says Statoil’s senior vice president for the renewable energy cluster, Siri Espedal Kindem. 
Dudgeon representerer et sterkt samarbeidsprosjekt med bred erfaring og kompetanse innen energisektoren og havvind, sier Statoils direktør for fornybar energi, Siri Espedal Kindem, og legger til:
"We believe this project could further strengthen our position in the UK, benefiting from the positive and constructive dialogue already established with UK authorities, local communities and suppliers. 
– Vi mener at dette prosjektet kan styrke vår posisjon i Storbritannia ytterligere, basert på den positive og konstruktive dialogen som allerede er opprettet med britiske myndigheter, lokalsamfunn og leverandører.
Building on the Sheringham Shoal experience, we now look forward to a progressive dialogue with key stakeholders such as the Norfolk public community, the local supply chain and the authorities.” 
Ved å bygge på erfaringer fra Sheringham Shoal, ser vi nå fram til en videre dialog med viktige interessenter, som for eksempel de lokale myndighetene i Norfolk, den lokale leverandørkjeden og myndighetene.
Combining Statoil’s offshore competence with Statkraft’s experience with large renewable energy projects will generate value for owners, suppliers and UK industry as a whole. 
En kombinasjon av Statoils offshore-kompetanse og Statkrafts erfaring fra store prosjekter innen fornybar energi vil skape verdier for eierne, leverandørene og britisk industri generelt.
The Dudgeon investment could provide benefits for the UK’s offshore wind industry. 
Dudgeon-investeringen kan gi fordeler for den britiske havvindindustrien.
“Today’s decision underlines the success of our new contracts and will bring about a steady stream of investment in renewable electricity. 
- Dagens beslutning understreker hvor vellykkede våre nye kontrakter er, og viser at de vil føre til en strøm av investeringer innen fornybar energi.
As the best place in the world to invest in offshore wind, the UK is attracting millions of pounds of investment, supporting hundreds of local green jobs and strengthening its energy supply with home-grown sources. 
Som det beste stedet i verden å investere i havvindprosjekter, tiltrekker Storbritannia seg millioner av pund i investeringer.
We have already attracted £34 billion of private sector investment in renewable electricity since 2010, with the potential to create almost 37,000 jobs in the UK,” says UK energy minister Michael Fallon. 
Siden 2010 har vi tiltrukket oss investeringer innen fornybar energi for 34 milliarder pund.
Statoil is the operator of the Dudgeon Offshore Wind Project and will lead the project towards production, followed by operations starting in 2017. 
Statoil er operatør for Dudgeon havvindprosjekt og vil lede prosjektet fram mot ferdigstillelse og full produksjon fra 2017.
Press contact: Morten Eek +47 41689515 meek@statoil.com 
Pressekontakt: Morten Eek +47 41689515 meek@statoil.com
Investor relations: Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations +47 90934148 / +47 22972042 
Investorrelasjoner: Morten Sven Johannesen, direktør, investor relations +47 90934148 / +47 22972042
Dudgeon Offshore Wind Farm will be constructed with 67 wind turbines, each with a capacity of 6 MW, totalling 402 MW installed generation capacity. 
Dudgeon havvindpark vil bli bygget ut med en produksjonskapasitet på 402 MW.
This is enough energy to power up to approximately 410,000 UK homes. 
Dette tilsvarer nok strøm til å forsyne inntil om lag 410.000 britiske hjem.
The North Sea project site is located 32 km offshore, north of the town of Cromer in North Norfolk, and 20 km north-east of the Sheringham Shoal Offshore Wind Farm. 
Havvindparken vil ligge i Nordsjøen, 32 km nord for byen Cromer i det nordlige Norfolk, og 20 km nordøst for havvindparken Sheringham Shoal.
The license for the Dudgeon site was awarded by the UK Government during the Round 2 allocation in 2003. 
Lisensen for Dudgeon havvindpark ble tildelt av britiske myndigheter i den andre tildelingsrunden i 2003.
Local-landscape-Harald-Pettersen JPG 2 MB 
Local-landscape-Harald-Pettersen JPG 2 MB
Dudgeon field layout JPG 1 MB 
Dudgeon field layout JPG 1 MB
Dudgeon detailed overview map JPG 1 MB 
Dudgeon detailed overview map JPG 1 MB
When completed, Dudgeon will provide renewable energy for up to 410,000 households in the UK. 
Når utbyggingen av havvindparken er fullført, vil Dudgeon levere fornybar energi til omkring 410.000 britiske hjem.
“The transactions are part of Statoil’s continued optimisation and portfolio adjustments process. 
– Transaksjonene er en del av Statoils løpende optimalisering og justering av porteføljen.
We do this to maximise value of core assets. 
Vi gjør dette for å maksimere verdien av våre kjerneområder.
The transactions will allow Statoil to unlock capital ahead of an extensive drilling campaign in the Kwanza basin,” says Gareth Burns, senior vice president in Global Strategy and Business Development (GSB) in Statoil. 
Transaksjonene bidrar til at Statoil kan frigjøre kapital forut for en omfattende borekampanje i Kwanza-bassenget, sier Gareth Burns, direktør i Global Strategy and Business Development (GSB) i Statoil.
In block 39 the 10% divestment is accomplished through two separate, but simultaneous transactions. 
I blokk 39 er salget gjort gjennom to separate, men samtidige transaksjoner.
The deals are subject to approval by Sonangol E&P, the Angolan minister of petroleum and the licence partners. 
Avtalene forutsetter godkjenning fra Sonangol E&P, petroleumsministeren i Angola og lisenspartnerne.
On 3 April 2014 Statoil also announced the acquisitions by WRG Angola Block 38 Limited and WRG Angola Block 39 Limited (both 50/50 joint ventures owned by White Rose Energy Ventures and Genel Energy plc) of a 15% interest in block 39 from Statoil and a 15% interest in block 38 from China Sonangol International Holdings. 
3. april 2014 annonserte Statoil at WRG Angola Block 38 Limited og WRG Angola Block 39 Limited (begge 50:50 joint ventures eid av White Rose Energy Ventures og Genel Energy plc) hadde kjøpt andeler på 15 prosent i blokk 39 fra Statoil og 15 prosent i blokk 38 fra China Sonagol International Holdings.
These transactions have now received the approval of Sonangol P.P., the Angolan Ministry of Petroleum and the licence partners, and pending formalities are expected to be completed shortly. 
Disse transaksjonene er nå godkjent av Sonangol P.P., det angolanske oljeministeriet og lisenseierne, og gjenværende formaliteter ventes å bli fullført i nær framtid.
After completion of all transactions, the equities will be: 
Når transaksjonene er gjennomført vil eierskapene se slik ut:
• Block 39: Statoil (Operator – 37.5%), Total (7.5%), WRG (15%), Ecopetrol (10%), Sonangol P&P (30%) • Block 38: Statoil (Operator – 45%), WRG (15%), Ecopetrol (10%), Sonangol P&P (30%) 
• Blokk 39: Statoil (operatør – 37,5 %), Total (7,5 %), WRG (15 %), Ecopetrol (10 %), Sonangol P&P (30 %) • Blokk 38: Statoil (operatør – 45 %), WRG (15 %), Ecopetrol (10 %), Sonangol P&P (30 %)
In addition to the Statoil-operated blocks 38 and 39, Statoil is partner in blocks 22, 25 and 40 in the Kwanza basin. 
I tillegg til de Statoil-opererte blokkene 38 og 39 er Statoil partner i blokkene 22, 25 og 40 i Kwanza-bassenget.
The exploration blocks were awarded by Sonangol in December 2011. 
Leteblokkene ble tildelt av Sonangol i desember 2011.
The Angolan continental shelf is the largest contributor to Statoil's oil production outside Norway and is a key building block for Statoil’s international production growth. 
Angolansk sokkel er største bidragsyter til Statoils oljeproduksjon utenfor Norge og en viktig bidragsyter til Statoils internasjonale produksjonsvekst.
Statoil’s equity production from Angola equaled approximately 200,000 barrels of oil per day in 2013. 
Statoils egenproduksjon fra Angola var på om lag 200.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2013.
Statoil has participating interests in four producing assets and several other licenses in the Congo basin. 
Statoil har andeler i fire produserende blokker og flere andre lisenser i Congo-bassenget.
Gareth Burns, senior vice president in Global Strategy and Business Development (GSB) in Statoil. 
Gareth Burns, direktør i Global Strategy and Business Development (GSB) i Statoil.
On Wednesday 2 July it was made public that Prosafe Offshore has been awarded a contract for the use of Safe Scandinavia in connection with this campaign. 
Onsdag 2. juli ble det gjort kjent at Prosafe Offshore har blitt tildelt en kontrakt for bruk av Safe Scandinavia i forbindelse med borekampanjen.
Support vessel Safe Scandinavia is currently a flotel, but it will be modified to enable it to store and treat drilling fluid and cuttings as the drilling operations take place. 
Støttefartøyet Safe Scandinavia er i dag et flotell, men skal bygges om slik at det kan lagre og behandle borevæske og borekaks mens boreoperasjonene pågår.
Transferring treatment capacity from Oseberg Øst to Safe Scandinavia will enable greater amounts of drilling fluid and cuttings to be stored. 
Ved å flytte behandlingskapasiteten fra Oseberg Øst til Safe Scandinavia vil man lagre større mengder borekaks og borevæske.
The support vessel will help make drilling operations more efficient, and enable longer wells to be drilled than is currently the case. 
Støttefartøyet vil bidra til mer effektive boreoperasjoner, og gjøre det mulig å bore lengre brønner enn i dag.
The drilling of new wells is an important measure towards boosting recovery rates and doubling the lifetime of the Oseberg Øst field. 
Boring av nye brønner er et viktig virkemiddel for å øke utvinningsgraden og doble levetiden på Oseberg Øst-feltet.
Kjetil Hove, senior vice president for operations in Development & Production Norway. 
Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og Produksjon Norge.
“We are expecting to increase the recovery rate on Oseberg Øst from around 20% to up to 30% when we drill the first planned wells. 
- Vi forventer å øke utvinningsgraden på Oseberg Øst fra rundt 20 prosent til opp mot 30 prosent når vi borer de første planlagte brønnene.
We also have the possibility of drilling more wells and further increasing the recovery rate towards 40%, which is almost double the rate in the plan for development and operation. 
Vi har også sikret oss mulighet til å bore ytterligere brønner som vil ta utvinningsfaktoren opp mot 40 prosent, som er nesten en dobling i forhold til det vi hadde i Plan for utbygging og drift (PUD).
As operator we are determined to ensure the greatest possible recovery of profitable barrels, and are pleased that the license has taken this important decision,” says Kjetil Hove, senior vice president for operations in Statoil's Development & Production Norway business area. 
Som operatør er vi opptatt av å sikre høyest mulig utvinning av lønnsomme fat, og er glad for at partnerskapet har tatt denne beslutningen, sier Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og Produksjon Norge i Statoil.
The contract is of three years’ duration with the option of extending the contract, by one year at a time, for four years. 
Kontrakten har en varighet på tre år, med opsjon på å forlenge kontrakten med ett år om gangen i fire år.
Safe Scandinavia will be modified by Westcon in Ølensvåg. 
Safe Scandinavia skal bygges om ved Westcon i Ølensvåg.
“We have worked intensively to achieve profitability in this project, which is time critical in terms of recovering remaining resources, and are satisfied at having come up with a good concept. 
- Vi har jobbet intenst for å få lønnsomhet i dette prosjektet som er tidskritisk i forhold til å få ut gjenværende ressurser og er fornøyd med å ha jobbet fram et godt konsept.
Our solution also provides the possibility of developing the field in the longer term,” adds Hove. 
Løsningen gir også mulighet til å videreutvikle feltet på lengre sikt, sier Hove.
Oseberg Øst is the smallest of the platforms in the Oseberg area. 
Oseberg Øst er den minste av plattformene i Oseberg-området.
It is situated 25 kilometres northeast of the Oseberg field centre. 
Den ligger 25 kilometer nordøst for Oseberg feltsenter.
Field development includes an integrated drilling, accommodation and production platform with equipment for first-phase processing. 
Feltet er bygd ut med en integrert bore-, bolig- og produksjonsplattform med utstyr for førstetrinns prosessering.
The field’s reservoirs are layered and there is limited communication between the layers, which makes recovery demanding compared with the other Oseberg fields. 
Reservoarene på feltet er lagdelt med begrenset kommunikasjon mellom lagene, noe som gjør utvinningen krevende sammenlignet med de andre Oseberg-feltene.
Statoil has a 49.30% licence share in Oseberg Øst. 
Statoil har en eierandel på 49,30 prosent på Oseberg Øst.
The other partners are Petoro (33.6%), Total E&P Norge (14.70%) and ConocoPhillips Skandinavia (2.4%). 
De andre partnerne er Petoro med 33,6 prosent, Total E&P Norge med 14,70 prosent og ConocoPhillips Skandinavia med 2,4 prosent.
Oseberg Øst. 
Oseberg Øst.
Statoil is planning to re-commission the rig after the turn of the year. 
Statoil planlegger for at riggen skal settes i oppdrag igjen etter årsskiftet.
The rig is currently engaged in operations on Visund and is scheduled to complete its work there in August. 
Riggen utfører i dag oppdrag på Visund og skal etter planen være ferdig med arbeidet i august.
The period for which the rig is being taken out of operation is equivalent to less than 3 % of Statoil’s drilling capacity on the Norwegian continental shelf (NCS) this year. 
Tidsrommet riggen tas ut av drift utgjør mindre enn 3 % av den borekapasiteten Statoil har på norsk sokkel dette året.
“We subject our rig portfolio to continuous assessment, so that we are sure of having the right rig on the right job at all times,” says Tore Aarreberg, head of rig procurement. 
– Vi foretar stadig vurdering av riggporteføljen vår, slik at vi sørger for å ha riktig rigg til riktig jobb til en hver tid, sier Tore Aarreberg, leder for rigganskaffelser.
The rig is on contract until 2017 and will be used for the drilling and completion of production wells on various NCS fields, thus boosting recovery from existing fields. 
Riggen er på kontrakt til 2017 og skal brukes til boring og komplettering av produksjonsbrønner på ulike felt på norsk sokkel og dermed øke utvinningen fra eksisterende felt.
This means that Scarabeo5 will be laid up for a brief period. 
Det betyr at Scarabeo5 legges i opplag for en kortere periode.
Entitled “Statoil’s collection of art”, the show is drawn from one of the largest corporate collections of contemporary Norwegian art in the country. 
Det er en av de største norske bedriftssamlingene av samtidskunst.
“It’s fun to show part of our collection to local people,” says Ms Falkenhaug. 
"Vi synes det er morsomt å vise en del av kunsten vår for Stavangers befolkning.
A first exhibition of artworks owned by Statoil is being opened today, 15 May, by chief executive Olav Fjell at the Stavanger Art Society’s premises. 
"Kunst i Statoils eie" heter utstillingen som konsernsjef Olav Fjell åpner i dag, 15. mai, i Stavanger Kunstforening.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 9,053,673 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9.053.673 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 187.77 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 187,77 kroner.
Following this, the share saving plan has 8,788,818 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8.788.818 aksjer.
(Photo: Øyvind Nesvåg) 
(Foto: Øyvind Nesvåg)
Extensive analyses and inspections in 2013 revealed a need to reinforce the Njord A platform structure. 
Etter omfattende analysearbeid og inspeksjoner i 2013 avdekket Statoil behov for å forsterke plattformkonstruksjonen på Njord A.
To be on the safe side, Statoil opted to keep production shut down until the reinforcements were in place. 
For å være på den sikre siden har produksjonen vært nedstengt fram til forsterkningene kom på plass.
Arve Rennemo, head of Njord operations. 
Produksjonsdirektør Arve Rennemo.
"We have extended Njord's lifetime by improving recovery on the field, and by finding more oil and gas in the area. 
– Vi har forlenget levetiden på Njord-feltet ved å øke utvinningen fra Njord-reservoaret, og ved å finne mer olje og gass i området.
The Njord A platform has been with us the entire time, and we want to make sure that the structure can withstand the loads it will be exposed to," says head of Njord operations Arve Rennemo. 
Njord A-plattformen har vært med oss hele tiden, og vi er opptatt av å sikre at plattformkonstruksjonen tåler belastningene den blir utsatt for, sier produksjonsdirektør Arve Rennemo.
The work that has been done through the winter and spring has strengthened the structure, so the platform can resume production. 
Gjennom arbeidet som har blitt utført gjennom vinteren og våren er konstruksjonen blitt betydelig forsterket, slik at plattformen nå kan gjenoppta produksjonen.
The work of reinforcing the structure has mainly consisted of bracing the primary beams and struts, and increasing the length of the secondary beams under the platform. 
Arbeidet med å forsterke strukturen har hovedsakelig bestått av å forsterke primærdragere med stivere, og øke lengden på sekundærdragere under plattformen.
The long-range plan is to further bolster the platform to prepare it for future drilling operations and an extended lifetime on the Njord field. 
På lengre sikt er det planer om å styrke plattformen ytterligere for å kunne gjennomføre framtidige boreoperasjoner og gi økt levetid på Njord-feltet.
Statoil also has studies in progress to assess how the Njord area and the Haltenbanken area in the Norwegian Sea can be further developed. 
Statoil har også studier på gang for å vurdere hvordan Njord-området og området ved Haltenbanken i Norskehavet skal utvikles videre.
The Njord A platform has been in production since 1997. 
Njord A-plattformen har vært i produksjon siden 1997.
(Photo: Ole-Andreas Nylund) 
(Foto: Ole-Andreas Nylund)