natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In addition to a diverse exploration portfolio in Brazil, Statoil operates the Peregrino field in the Campos basin, which came on stream in April 2011. 
I tillegg til en variert leteportefølje i Brasil, er Statoil operatør for Peregrino-feltet i Campos-bassenget, som kom i produksjon i april 2011.
Statoil is currently the largest international operator in the country. 
Statoil er i dag den største internasjonale operatøren i landet.
Statoil is also operator of some of the world's largest oil and gas discoveries over the last couple of years and has a strong safety and environmental record. 
Statoil er også operatør for noen av verdens største olje- og gassfunn som er gjort de siste årene, og kan vise til sterke sikkerhets- og miljøresultater.
Espirito Santo map GIF 905 kB 
Espirito Santo kart GIF 905 kB
On 19th March, Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) approved Statoil’s acquisition of Vale SA’s 25% equity in the BM-ES-22A concession in the Espírito Santo basin offshore Brazil. 
Den 19. mars godkjente Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) Statoils overtakelse av en andel på 25 prosent fra Vale SA i BM-ES-22A-lisensen i Espírito Santo-bassenget utenfor kysten av Brasil.
10,400.073572 
10.400,073572
42,360.605921 
42.360,605921
With Statoil as one of its principal sponsors, this volume will weigh almost 10 kilograms - in part because it features a number of three-dimensional seismic maps. 
Statoil er en av hovedsponsorene for boka, som vil veie bortimot 10 kilo.
Gareth Burns, Gareth Burns, senior vice president for exploration strategy and business development in Statoil. 
Gareth Burns, direktør for strategi og forretningsutvikling i leting i Statoil.
“This is part of Statoil's active portfolio management. 
– Dette er en del av Statoils aktive porteføljeforvaltning.
The farm-down reflects the attractiveness of Statoil’s acreage in Angola and having WRG onboard allows us to share exploration risk, while retaining a significant working interest. 
Ved å få WRG med på laget, kan vi dele leterisikoen, samtidig som vi beholder en betydelig eierandel.
WRG brings technical experience to a challenging geological setting, and we look forward to a productive relationship with them in Angola,” says Gareth Burns, senior vice president for exploration strategy and business development in Statoil. 
– WRG tilfører faglig kompetanse til dette utfordrende geologiske området, og vi ser fram til et produktivt samarbeid med dem i Angola, sier Gareth Burns, direktør for strategi og forretningsutvikling i leting i Statoil.
Statoil operates block 39 and retains a 40% interest after the farm down. 
Statoil er operatør for blokk 39 og beholder en 40 prosents eierandel etter nedsalget.
The remaining 30% interest is held by Sonangol P&P, 15% interest by Total and 15% interest by WRG. 
De andre lisenshaverne er Sonangol P&P (30 prosent), Total (15) og WRG (15).
WRG has also acquired from China Sonangol International Holdings Limited its 15% interest in the Statoil-operated block 38. 
WRG har også kjøpt en 15 prosents eierandel fra China Sonangol International Holdings Limited i Statoil-opererte blokk 38.
Following the acquisition Statoil’s 55% interest remains unchanged. 
Statoils 55 prosents eierandel forblir uendret.
The remaining 30% interest is held by Sonangol P&P and 15% interest by WRG. 
De resterende andelene eies av Sonangol P&P (30 prosent) og WRG (15 prosent).
The deals are subject to approval by Sonangol E&P, the Angolan minister of petroleum and the licence partners. 
Avtalene forutsetter godkjennelse fra Sonangol E&P, petroleumsministeren i Angola og lisenspartnerne.
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 blokk 22, 25 og 40 i Kwanza-bassenget.
The blocks were awarded by Sonangol in December 2011. 
Blokkene ble tildelt i desember 2011.
Steinar Pollen, Statoil’s country manager in Angola. 
Steinar Pollen, Statoils landsjef i Angola.
Statoil with Total and BP completed the world’s largest 3D survey across the licenses covering blocks 24, 25, 40, 38 and 39 in January 2013. 
Sammen med Total og BP gjennomførte Statoil verdens største 3D-undersøkelse på tvers av lisensene som dekker blokk 24, 25, 40, 38 og 39 i januar 2013.
The survey covered 26,300 square kilometres. 
Undersøkelsen dekket 26.300 kvadratkilometer.
The partnership in the Statoil-operated blocks 38 and 39 is now well advanced with the in-house processing of seismic data and the prospect evaluation for the future drilling programme. 
I de Statoil-opererte blokkene 38 og 39 er nå arbeidet godt i gang med intern seismikkprosessering og prospektvurdering for det framtidige boreprogrammet.
Statoil will start drilling in its Kwanza-operated portfolio during the second quarter of 2014. 
Statoil starter boringen i de opererte blokkene i Kwanza-porteføljen i løpet av andre kvartal 2014.
Dilolo-1 is the first high-impact prospect to be drilled in block 39. 
Dilolo-1 er første prospekt med høyt potensial (high impact) som skal bores i blokk 39.
Following the drilling of Dilolo, Statoil will operate its second commitment well in Block 38 to the north of Block 39. 
Etter boring av Dilolo fortsetter vi med den andre forpliktelsesbrønnen nord for blokk 39.
In the next two to three years, Statoil will in total participate in eight commitment wells in the Kwanza basin. 
De neste to årene skal Statoil delta i til sammen åtte forpliktelsesbrønner i Kwanza-bassenget.
Statoil is also partner and has shares in blocks 4/05, 15, 15/06, 17 and 31 in the Congo Basin offshore Angola. 
Statoil er også partner og har andeler i blokk 4/05, 15, 15/06, 17 og 31 i Congo-bassenget utenfor kysten av Angola.
“The Angolan continental shelf is the largest contributor to our oil production outside Norway and a key building block in our international strategy. 
– Angolansk sokkel er største bidragsyter til vår oljeproduksjon utenfor Norge og en viktig byggestein i vår internasjonale strategi.
Angola yielded approximately 200,000 barrels of oil equivalent per day in equity production in 2013, which is around 28% of our total international oil and gas output,” says Steinar Pollen, Statoil’s country manager in Angola. 
Angola sørget for en egenproduksjon på omkring 200.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2013, som er omkring 28 prosent av vår samlede internasjonale olje- og gassproduksjon, sier Steinar Pollen, Statoils landsjef i Angola.
WRG is a 50/50 joint venture comprising White Rose Energy Ventures and Genel Energy plc. 
WRG er et joint venture-selskap som eies med 50 prosent hver av White Rose Energy Ventures og Genel Energy plc.
Per Rygh, competition secretary for NAL 
Per Rygh, konkurransesekretær i norske arkitekters landsforbund (NAL)
Hans Birger Thomseth, project leader 
Hans Birger Thomseth, prosjektleder
In our view this project provides us with the best land utilisation, best economy and the best architectural and functional solutions,” says Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway (DPN), and location manager in Stavanger. 
Vår vurdering er at dette prosjektet gir oss best tomteutnyttelse, best økonomi og de beste arkitektoniske og funksjonelle løsningene, sier Arne Sigve Nylund konserndirektør produksjon og utvikling Norge (UPN), og plassjef i Stavanger.
The project proposal locates the new building close to the entrance section of the existing building and the planned collective axis towards Vassbotn. 
Prosjektforslaget legger nybygget nær inngangspartiet til eksisterende bygg på Forus Vest og den planlagte kollektivaksen mot Vassbotn.
This strengthens the urbanisation of the area aimed at, e.g., by the Forus Vision. 
Dette styrker urbaniseringen av området som blant annet Forusvisjonen legger opp til.
The building has an elliptic layout that is slanting from the 16th floor towards the north to the 1st floor towards the south, which gives the building a distinctive appearance. 
Bygget har en elliptisk planform som skråner fra 16. etasje mot nord til 1. etasje mot sør, og gir bygget et særpreg.
Due to a highly area-efficient building shape and office solution, the gross area is far smaller than the other project proposals in the competition. 
På grunn av en svært arealeffektiv bygningsform og kontorløsning, blir bruttoarealet langt lavere enn de andre prosjektutkastene i konkurransen.
The possibilities for later construction stages are also outlined, showing a total of three buildings of the same shape, but different sizes. 
Muligheter for senere byggetrinn er også skissert, og viser i alt tre bygg med lik form, men av ulik størrelse.
The existing building at Forus West can be maintained until a third building is established, if relevant, which makes the concept very flexible. 
Eksisterende bygg på Forus Vest kan beholdes inntil eventuelt bygg 3 etableres, og dette gjør konseptet veldig fleksibelt.
As architectural competitions differ from ordinary project procurements in Statoil the National Association of Norwegian Architects (NAL) has been involved as advisers in the process. 
Da arkitektkonkurranser er ulikt vanlige prosjektanskaffelser i Statoil, har Norske Arkitekters Landsforbund (NAL) vært benyttet som rådgivere i prosessen.
“The architectural competition was announced and performed as an international project competition. 
– Arkitektkonkurransen ble utlyst og gjennomført som en internasjonal begrenset prosjektkonkurranse.
This has been successful, and has resulted in a high-quality winning proposal. 
Dette har vært vellykket og gitt et vinnerutkast med svært gode kvaliteter.
Statoil has combined internal processes and best practice in the architecture sector, and implemented this competition in an exemplary manner,” says Per Rygh, competition secretary for NAL. 
Statoil har kombinert interne prosesser og arkitektbransjens beste praksis, og gjennomført denne konkurransen på en forbilledlig måte, sier Per Rygh konkurransesekretær i norske arkitekters landsforbund (NAL).
Statoil will now mature its plans for the new building based on Wingårdhs’ project proposal, and clarify important regulation issues prior to deciding the further progress. 
Statoil vil nå modne nybyggplanene basert på Wingårdhs’ konkurranseutkast og avklare viktige reguleringsspørsmål før videre fremdrift vurderes.
“When the company reduces the investment costs for 2014-2016 compared with former plans, this also affects office building projects. 
– Når selskapet reduserer investeringskostnadene for 2014-2016 i forhold til tidligere planer berører dette også kontorbyggprosjektet.
The project's progress plan will therefore be postponed by 12 months in relation to the original plan. 
Derfor vil fremdriftsplan utsettes i 12 måneder i forhold til det som var prosjektets opprinnelige plan.
We must now clarify issues related to parking and other important regulation issues before we proceed with the project,” says Hans Birger Thomseth, project leader in Statoil. 
Fremover må vi bedre avklare problemstillinger knyttet til parkering og andre viktige reguleringsspørsmål før vi går videre, sier Hans Birger Thomseth, prosjektleder i Statoil.
Evaluation report - New office building PDF 849 kB 
Juryrapport nytt kontorbygg PDF 968 kB
E=mc2 illustrations PDF 41 MB 
E=mc2 illustrations PDF 41 MB
Arne Sigve Nylund, EVP Development and Production Norway and location manager in Stavanger 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør UPN og plasssjef i Stavanger
Statoil is the second-largest supplier of gas to Europe. 
Statoil er den nest største gassleverandøren til Europa.
“The good news is that it can be done. 
– Den gode nyheten er at det er mulig.
The ongoing process in Europe of establishing an energy and climate policy framework post-2020 is a golden opportunity to achieve this,” said Bjørnson. 
Prosessen som nå er underveis i Europa med etablering av et rammeverk for energi- og klimapolitikk etter 2020 er en gylden mulighet til å oppnå dette, sa Bjørnson.
“Our position is clear—we support a single CO2 target with at least 40% emission cuts in 2030, driven by a strengthened and more flexible CO2 emissions trading system. 
– Vår holdning er klar – vi støtter ett enkelt CO2-mål med utslippskutt på 40 prosent i 2030, drevet fram av et sterkere og mer fleksibelt system for kvotehandel.
This will help drive emission reductions in the most cost-efficient way.” 
Dette vil være den mest kostnadseffektive måten å oppnå utslippskutt på.
Bjørnson underlined that if Europe is to succeed in reaching its decarbonisation target of 85-90% reductions by 2050, Europe needs to get rid of coal. 
Bjørnson understreket at hvis Europa skal lykkes med å oppnå sine CO2-reduksjonsmål om kutt på 85-90 % innen 2050, må man kvitte seg med kull.
“Natural gas is one of Europe's most important and versatile sources of energy. 
– Naturgass er en av Europas viktigste og mest allsidige energiressurser.
In a low-carbon future, natural gas has to have a large share in the energy mix,” said Bjørnson. 
I en lavkarbonfremtid må gass fylle en stor andel av energimiksen, sa Bjørnson.
Further, the region is surrounded by huge natural gas resources. 
I tillegg er regionen omgitt av store naturgassressurser.
“A well-functioning market is the best way of attracting this gas to Europe,” said Bjørnson. 
– Et velfungerende marked er den beste måten å få denne gassen til Europa på, sa Bjørnson.
The resources are connected to Europe through an extensive and robust pipeline network. 
Ressursene er knyttet til Europa gjennom et omfattende og robust gassrørnett.
“With this in mind, we think of Norwegian gas as part of European indigenous supply,” remarked Bjørnson. 
– Med dette i tankene anser vi norsk gass som en del av Europas egenproduksjon, kommenterte Bjørnson.
Europe’s energy objectives and 2030 process 
E uropas energimål og 2030-prosessen
• The EU is committed to an 80-95% greenhouse gas emission reduction by 2050. 
• EU har som mål å kutte klimagassutslippene med 80-95 prosent innen 2050.
The 2009 energy and climate policy package set out the first steps towards decarbonisation by means of targets to be reached by 2020 in emission reduction, renewables and energy efficiency. 
Klimapolitikkpakken fra 2009 definerer de første målene som skal oppnås innen 2020 innen utslippsreduksjon, fornybar energi og energieffektivitet.
• As the 2020 framework is nearing its end, in January of this year the European Commission proposed a policy framework for 2030, consisting of a 40% emission reduction as well as a 27% renewable target. 
• Etter hvert som rammeverket for 2020 nærmer seg slutten, foreslo EU-kommisjonen et politisk rammeverk for 2030 i januar i år, bestående av et utslippskuttmål på 40 prosent, samt et fornybarmål på 27 %.
This proposal serves as a starting point for negotiations that are currently taking place between EU member states. 
Dette forslaget er grunnlaget for forhandlingene som nå foregår mellom EUs medlemsland.
• In a meeting at the end of March European heads of state and government committed to taking stock of progress of the negotiations in June, and taking the final decision on the 2030 framework no later than October 2014. 
• I et møte i slutten av mars lovet Europeiske statsoverhoder og regjeringssjefer å summere opp status for forhandlingene i juni, og ta den endelige beslutningen om 2030-rammeverket innen oktober 2014.
Rapid agreement is necessary due to the EU’s commitment to put forward a pledge for the international climate negotiations by the first quarter of 2015. 
Det er viktig å oppnå enighet raskt slik at man kan oppfylle EUs mål om å legge fram en forpliktelse i forhold til de internasjonale klimaforhandlingene i første kvartal 2015.
Statoil EU 2030 position PDF 83 kB 
Statoil EU 2030 position PDF 83 kB
Rune Bjørnson 2nd European Energy Congress Brussels 31 March 2014 PDF 1 MB 
Rune Bjørnson - presentation at the 2nd European Energy Congress, Brussels 31 March 2014 PDF 1 MB
Rune Bjørnson, Statoil natural gas senior vice president. 
Rune Bjørnson, Statoils direktør for gass.
Margareth Øvrum, head of Technology, Projects and Drilling 
Margareth Øvrum, direktør, Teknologi, prosjekter og boring
The new field contributes to important production from the Norwegian shelf. 
Det nye feltet bidrar med viktig produksjon fra norsk sokkel.
Statoil expects to recover 184 million barrels of oil and gas (oil equivalent) from the field. 
Statoil forventer å ta ut 184 millioner fat olje og gass (oljeekvivalenter) på feltet.
"Gudrun illustrates how we can maximise value creation and realise new projects on the Norwegian shelf by combining new field developments with existing pipelines and facilities," says Nylund. 
- Gudrun viser hvordan vi kan maksimere verdiskaping og realisere nye prosjekter på norsk sokkel ved å kombinere nye feltutbygginger med eksisterende rørledninger og anlegg, sier Nylund.
Around 16.5 million man hours have gone into the Gudrun field development, and a significant number of suppliers from many different countries have contributed to this effort. 
Det er lagt ned drøyt 16,5 millioner arbeidstimer i utbyggingen av Gudrun-feltet, og flere hundre leverandører fra mange land har bidratt.
The Gudrun investment decision was made during the financial crisis. 
Investeringsbeslutning for Gudrun ble tatt under finanskrisen.
When the plan for development and operation (PDO) was submitted in 2010, Gudrun was Statoil's only mega-project (investments in excess of NOK 12 billion). 
Da plan for utbygging og drift (PUD) ble levert i 2010 var Gudrun Statoils eneste megaprosjekt (investering over 12 milliarder kroner).
Now Gudrun is the first in a long line of field developments operated by Statoil: 
Nå er Gudrun den første i en lang rekke av feltutbygginger som Statoil har ansvaret for:
"We have delivered the Gudrun field on time and below the cost estimate in the PDO. 
- Vi er stolte av å ha levert Gudrun-feltet på tid og under kostnadsestimatet i PUD.
Choosing a global strategy for Gudrun has contributed to reducing the costs," says Margareth Øvrum, head of the Technology, Projects and Drilling business area in Statoil. 
Det at vi har valgt en global strategi for Gudrun har bidratt til å holde kostnadene nede, sier Margareth Øvrum, direktør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The Gudrun platform (Photo: Harald Pettersen/Statoil) 
Gudrun-plattformen (Foto: Harald Pettersen/Statoil)
Worth the wait 
Verd å vente på
This is a high temperature-high pressure field, and the need for new drilling technology was one of the reasons why these reserves were left in the bank for such a long time. 
Feltet har høyt trykk og høy temperatur, og behovet for ny teknologi innen boring var én av årsakene til at reservene lå lenge i banken.
Now we also have available capacity in existing facilities and pipelines. 
Nå er det også ledig kapasitet i eksisterende anlegg og rørledninger.
Oil and gas from Gudrun is sent to Sleipner, where it will be processed before the oil is sent on to Kårstø and the gas to Europe, all through existing pipelines tied in to Sleipner. 
Olje og gass fra Gudrun sendes til Sleipner, der den blir behandlet før oljen går videre til Kårstø og gassen til Europa, alt gjennom eksisterende rørledninger knyttet opp til Sleipner.
This allows us to benefit from previous investments made on the Norwegian shelf, Nylund explains: 
Slik drar vi nytte av investeringer som alt er gjort på norsk sokkel, forklarer Nylund:
Gudrun's start-up came at the perfect time." 
Tidspunktet for oppstart av Gudrun er perfekt, sier Nylund.
Modifications have also been carried out on Sleipner and at Kårstø as part of the Gudrun project. 
Som en del av Gudrun-prosjektet er det også utført modifikasjoner på Sleipner og på Kårstø.
First in a row 
Først av flere
Gudrun will be operated from Statoil's offices at Vestre Svanholmen in Sandnes, and is the first new field Statoil operates from the Stavanger region since Sleipner in 1993. 
Gudrun skal drives fra Statoils kontorer på Vestre Svanholmen i Sandnes, og er det første nye feltet Statoil driver fra Stavanger-regionen siden Sleipner i 1993.
"It's good to see a new field joining the old giants - Statfjord, Snorre and Sleipner. 
- Det er gledelig å se at de eldre gigantene Statfjord, Snorre og Sleipner nå får selskap av et nytt felt.
Later on, Gina Krog will also come to Operations South. 
Senere kommer også Gina Krog til Drift Sør.
This field will also be tied in to Sleipner - yet another win-win situation," says Nylund. 
Også dette feltet knyttes opp mot Sleipner, nok en vinn-vinn-situasjon, sier Nylund.
Leaders from Statoil and the Gudrun field and field development will be available for interviews at Statoil's office in Vestre Svanholmen 1 from 11.00 to 13.30 today. 
Representanter fra Statoil-ledelsen, produksjonssjef for Gudrun og leder for Gudrun feltutvikling vil være tilgjengelig for pressen ved Statoils kontor på Vestre Svanholmen 1 i Sandnes fra 11.00 til 13.30 i dag.
Press contact: Ørjan Heradstveit Media contact for Statoil's upstream activities on the Norwegian continental shelf E-mail: orher@statoil.com Mobile: +47 917 78 161 
Pressekontakt: Ørjan Heradstveit Mediekontakt for Statoils oppstrømsaktiviteter på norsk sokkel Epost: orher@statoil.com Mobil: +47 917 78 161
Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør, Utvikling og produksjon Norge
(Photo: Todd Korol) 
(Foto: Todd Korol )
The 2013 Oil Sands Report presents performance indicators for production, energy consumption, emissions intensity and resource use at the Leismer Demonstration Project and in the Kai Kos Dehseh (KKD) leases in northern Alberta. 
Oljesandrapporten for 2013 oppgir prestasjonsindikatorer for produksjon, energiforbruk, utslippsintensitet og ressursbruk ved Leismer demonstrasjonsprosjekt og området Kai Kos Dehseh (KKD) i det nordlige Alberta.
As indicated in the 2012 report , production was expected to decrease slightly in 2013 due to a planned multi-week plant shutdown for facility maintenance and the integration of new scientific research and experimental development measures. 
Som angitt i 2012-rapporten var det ventet at produksjonen ville gå noe ned i 2013 på grunn av planlagt nedstengning av anlegget i flere uker for vedlikehold og integrering av nye forsknings- og utviklingstiltak.
Ståle Tungesvik, Statoil Canada country manager and senior vice president. 
Ståle Tungesvik, direktør og landsjef for Statoil Canada.
Production decreased from 16,000 barrels of oil per day in 2012 to 15,000 barrels of oil per day in 2013. 
Produksjonen gikk ned fra 16.000 fat olje per dag i 2012 til 15.000 fat olje per dag i 2013.
CO2 intensity increased from 55.6 kg CO2/barrel to 69.7 kg CO2/barrel. 
CO2-intensiteten gikk opp fra 55,6 kg CO2 per fat til 69,7 kg CO2 per fat.
The CO2 intensity in 2011 was 72.7 kg CO2/barrel. 
CO2-intensiteten i 2011 var på 72,7 kg CO2 per fat.
“Our long-term CO2 targets for reduced carbon dioxide intensity in the production process with 25% by 2020 and 40% by 2025 remain firm,” says Statoil Canada country manager and senior vice president Ståle Tungesvik. 
– Våre langsiktige mål, som går ut på å redusere CO2-intensiteten i produksjonsprosessen med 25 prosent innen 2020 og 40 prosent innen 2025, ligger fast, sier direktør og landsjef for Statoil Canada, Ståle Tungesvik.
The increase in CO2 intensity was anticipated due to two primary operational factors: 
Det var ventet en økning i CO2-intensitet på grunn av to hovedfaktorer i driften:
More steam was utilised in 2013 when a fourth steam generator was added to support new well pads and our current production wells. 
Det ble brukt mer damp i 2013 da en fjerde dampgenerator ble tatt i bruk for å støtte nye brønnplattinger og brønner som er i produksjon.
We experienced an imbalance in the reservoir after a planned maintenance period. 
Vi hadde en ubalanse i reservoaret etter en planlagt vedlikeholdsperiode.
As a result, production levels were lower and steam use higher than usual—and this impacted our overall CO2 intensity rate. 
Som et resultat ble produksjonsnivået lavere og bruken av damp høyere enn normalt – dette påvirket vår totale CO2-intensitet.