natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The development has demonstrated the strong competitiveness of the Norwegian supplier industry. 
Utbyggingen har demonstrert norsk leverandørindustris sterke konkurranseevne.
“Gudrun has proven that we are able to take our industry into a new era with global competition and local value creation,” said Statoil’s chief executive Helge Lund in his speech at the opening. 
– Med Gudrun har vi vist at vi kan ta vår næring inn i en ny epoke med global konkurranse og lokal verdiskaping, sa konsernsjef Helge Lund i sin tale under åpningen.
Using the infrastructure 
Bruker infrastrukturen
On Gudrun, Statoil has combined a new field development with existing pipelines and facilities. 
På Gudrun har Statoil kombinert utbyggingen av et nytt felt med eksisterende rørledninger og anlegg.
The oil and gas from Gudrun is processed on the Sleipner A platform which is located 50 kilometres further south. 
Oljen og gassen fra Gudrun blir prosessert på Sleipner A-plattformen som ligger 50 kilometer lenger sør.
The gas is then piped to Europe, while the oil is piped along with the Sleipner condensate to the Kårstø processing complex north of Stavanger for shipment. 
Derfra sendes gassen i rørledning videre til Europa, mens oljen går med Sleipner-kondensat til Kårstø-anlegget i Rogaland for utskiping.
“Gudrun is a good example of how we manage to realise projects by combining new field developments with existing infrastructure. 
– Gudrun er et godt eksempel på hvordan vi klarer å realisere prosjekter ved å kombinere nye feltutbygginger med infrastruktur som allerede finnes.
This is good value creation that helps maintain activity and extends the life of a wide range of offshore fields and facilities,” said Lund. 
Det er god verdiskapning som bidrar til å opprettholde aktivitet og forlenge levetiden på et bredt spekter av felt og anlegg på sokkelen, sa Lund.
The recoverable reserves on Gudrun are about 184 million barrels of oil equivalent. 
De utvinnbare reservene på Gudrun er om lag 184 millioner fat oljeekvivalenter.
The platform already produces 30,000 barrels per day. 
Plattformen bidrar allerede med 30.000 fat per dag.
Norwegian prime minister Erna Solberg and Statoil CEO Helge Lund were greeted by Gudrun platform manager Ole Martin Bakken. 
Statsminister Erna Solberg og konsernsjef Helge Lund ble ønsket velkommen om bord av plattformsjefen på Gudrun-plattformen, Ole Martin Bakken.
“Safety on this rig does not meet contractual requirements, and new measures adopted after a fatal accident on 17 April have not been satisfactorily followed up,” says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway. 
"Årsaken til at vi hever kontrakten med Dolphin er at sikkerheten på riggen ikke er i overensstemmelse med kontraktens krav og at de nye tiltak etter den fatale ulykken 17. april, ikke har vært tilfredsstillende fulgt opp," sier Henrik Carlsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
Although the termination takes effect immediately, operations on Byford Dolphin will be wound down in a safe way. 
Kontrakten heves med umiddelbar virkning, men aktivitetene på riggen skal avsluttes på en sikker måte.
The charter originally ran until 8 October. 
Statoils kontrakt med Dolphin skulle opprinnelig utgått 8. oktober i år.
The rig was working on Esso’s Sigyn discovery in the Norwegian North Sea when a 44-year-old man died. 
Byford Dolphin var på oppdrag på det Esso-opererte Sigyn-feltet i Nordsjøen da en 44 år gammel mann omkom.
Statoil is drilling on behalf of Esso because Sigyn will be tied back to its Sleipner East field. 
Statoil utførte boretjenestene for Esso ettersom Sigyn skal knyttes til det Statoil-opererte Sleipner Øst-feltet.
An investigation launched by Statoil after the accident has now reported. 
Statoils granskningsrapport etter ulykken på Sigyn-feltet er ferdigstilt.
It identified the direct cause of the incident as a spool piece weighing almost 200 kilograms falling through a hole in the drill floor onto a working platform nearly 14 metres below. 
Den direkte årsaken til dødsfallet var at et nært 200 kg tungt rørstykke falt ned gjennom et hull fra boredekket omtrent 14 meter ned på en arbeidsplattform.
The accident was triggered by the hole in the drill floor being inadequately secured. 
Den utløsende årsak til ulykken var blant annet at hullet i dekket ikke var godt nok sikret.
However, the report concluded that the underlying factors included inadequate planning, insufficient understanding of risk, and failure to ensure that procedures were observed. 
I rapporten blir det konkludert med at de bakenforliggende årsakene til ulykken var utilstrekkelig planlegging, forståelse for risiko og manglende oppfølging av prosedyrer.
In addition, communication on the rig relating to work being carried out was deficient. 
I tillegg var det mangelfull kommunikasjon på riggen i forbindelse med de arbeidsoperasjoner som pågikk.
After the accident, Statoil, Esso and Dolphin agreed to implement a number of immediate measures in order to bring the rig back into work. 
Etter ulykken ble Statoil, Esso og Dolphin enige om iverksetting av en rekke umiddelbare tiltak for å kunne gjenoppta arbeidet på riggen.
Byford Dolphin was shut down for seven days. 
Før arbeidet på Byford Dolphin kunne fortsette var riggen nedstengt i sju dager.
“Safety has a high priority in Statoil, but our investigation shows that we failed to live up to our own targets on this occasion,” says Mr Carlsen. 
"Sikkerhetsarbeid har høy prioritet i Statoil, men vår granskning viser at vi denne gangen ikke har klart å leve opp til våre egne mål.
“The accident will have consequences for the supervision of our operations on drilling units.” 
Ulykken vil få konsekvenser for oppfølgingen av våre aktiviteter på boreinnretninger," sier Carlsen.
He emphasises that Statoil has now implemented a number of in-house measures. 
Han understreker at Statoil nå har tatt en rekke grep internt.
The drilling superintendent function will be strengthened and rig supervision better coordinated, for instance. 
Borelederfunksjonen skal styrkes og oppfølgingen av boreinnstallasjonene skal bli bedre samordnet.
Supervisors will also devote more time and energy to practical efforts relating to health, safety and the environment out on the rigs. 
Lederne skal også bruke mer tid og krefter på praktisk helse-, miljø- og sikkerhetsarbeid ute på installasjonene.
A charter with rig contractor Dolphin for the Byford Dolphin drilling unit has been terminated by Statoil. 
Statoil hever kontrakten med Dolphin om bruk av boreriggen Byford Dolphin.
The corroded pipe will be replaced. 
Det korroderte røret vil bli byttet ut.
Troll C has a daily equity production of some 58,000 barrels of oil, and exports 8 million cubic metres of gas. 
Troll C har en daglig egenproduksjon på rundt 58.000 fat olje og eksporterer 8 millioner kubikkmeter gass.
In addition some 34,000 barrels of oil and 2 million cubic metres of gas are transported from the Fram field through the Troll C platform. 
34.000 fat olje og 2 millioner kubikkmeter gass fra Fram-feltet gjennom Troll C-plattformen.
Statoil’s interests: Troll: 30.58% Fram: 45% 
Statoils eierandeler: Troll: 30,58 prosent Fram: 45 prosent
The Troll C platform in the North Sea. 
Troll C-plattformen i Nordsjøen.
(Illustration: GeoGraphic / Statoil) 
(Illustrasjon: GeoGraphic / Statoil)
"Aasta Hansteen is one of the biggest and most complex industrial projects in Europe. 
– Aasta Hansteen er et av de største og mest komplekse industriprosjektene i Europa.
With the Polarled pipeline we are taking the Norwegian gas infrastructure northward across the Arctic Circle for the first time." 
Med Polarled-rørledningen krysser vi for første gang polarsirkelen med norsk gassinfrastruktur.
"We are building the largest SPAR platform in the world, and we are setting a new depth record of 1,300 metres for a field development and pipeline on the NCS," says Torolf Christensen, Statoil’s head of Aasta Hansteen, at a press conference during ONS 2014. 
– Vi bygger den største spar-plattformen i verden, og vi setter ny dybderekord på 1300 meter for en feltutvikling og rørledning på norsk sokkel, sier Torolf Christensen, Statoils direktør for Aasta Hansteen på en pressekonferanse under ONS 2014.
Torolf Christensen, Statoil’s head of Aasta Hansteen. 
Torolf Christensen Statoils direktør for Aasta Hansteen.
The investments in Aasta Hansteen and the Polarled pipeline total NOK 57 billion. 
Aasta Hansteen og Polarled-rørledningen utgjør til sammen 57 milliarder kroner i investeringer.
The plan for development and operation was approved in 2013, and today the project is under development in several parts of the world. 
Plan for utbygging og drift ble godkjent i 2013, og i dag er prosjektet under utvikling over hele verden.
The hull and the topside are being constructed in South Korea, while the equipment packages and subsea facility and pipeline equipment are delivered globally. 
Skrog og plattform er under bygging i Sør-Korea, mens utstyrspakker og havbunnsutstyr og rørledningsleveranser kommer fra hele verden.
The first offshore work started in the summer of 2014 and involves laying of a fibre-optic cable on the seabed and installation of rocks on the seabed for the pipeline. 
Sommeren 2014 startet første installasjon til havs med legging av en fiberoptisk kabel på feltet og installasjon av stein på havbunnen for rørledningen.
The project is on schedule for production start-up in the third quarter of 2017. 
Prosjektet er i rute til produksjonsoppstart tredje kvartal 2017.
"Aasta Hansteen is a pioneering project with regard to local ripple effects. 
– Aasta Hansteen er et pionerprosjekt på lokale ringvirkninger.
The development has so far realised more than NOK 400 million in spinoff effects in northern Norway, and more than 200 people are involved in the construction of Aasta Hansteen and Polarled on the Helgeland coast." 
Så langt i utbyggingen har vi realisert mer enn 400 millioner kroner i ringvirkninger i Nord-Norge og over 200 personer bidrar i byggingen av Aasta Hansteen og Polarled på Helgelands-kysten.
"We expect considerable spinoffs in the installation work to be carried out offshore and during production drilling on the field. 
– Vi venter betydelige ringvirkninger framover i det kommende installasjonsarbeidet offshore og under produksjonsboringen på feltet.
The main Aasta Hansteen spinoffs will occur in the field’s operating phase," says Christensen. 
De største ringvirkningene for Aasta Hansteen vil dessuten komme i driftsfasen av feltet, sier Christensen.
"The Norwegian supplier industry is well positioned in the project execution. 
– Norsk leverandørindustri er godt posisjonert i prosjektgjennomføringen.
Suppliers with a Norwegian billing address are delivering more than half of the equipment packages for the Aasta Hansteen topside. 
Leverandører med norsk fakturaadresse leverer over halvparten av utstyrspakkene til Aasta Hansteen-dekket.
In subsea equipment, 93% is being provided by suppliers with a Norwegian billing address," says Christensen. 
For undervannsleveransene har 93 prosent av leverandørene norsk fakturaadresse, sier Christensen.
"The combination of deep waters, harsh weather conditions and a long distance from existing infrastructure on Aasta Hansteen is unique globally. 
– Kombinasjonen av havdyp, røffe værforhold og lang avstand fra eksisterende infrastruktur på Aasta Hansteen er unikt i verden.
In order to meet these challenges we have cooperated closely with the supplier industry, and jointly we are developing a new deepwater standard. 
For å løse disse utfordringen har vi jobbet tett sammen med leverandørindustrien, og vi utvikler en sammen en ny dypvannsstandard.
The expertise we acquire will be applied in new developments both on the NCS and internationally," says Helge Hagen, project manager for the Aasta Hansteen subsea development. 
– Kompetansen vi tilegner oss vil vi anvendelse i nye utbygginger både på norsk sokkel og internasjonalt, sier Helge Hagen som er prosjektleder for subsea-utbyggingen av Aasta Hansteen.
Illustration: The Aasta Hansteen platform will be the largest SPAR platform in the world. 
Illustrasjon av Aasta Hansteen-plattformen, som blir den største spar-plattformen i verden.
In June, the corporate executive committee approved the return of temporary manning to the plant to finalise the implementation of the outstanding security requirements. 
I juni godkjente konsernledelsen en retur med midlertidig bemanning til anlegget for å sluttføre implementeringen av gjenværende sikkerhetskrav.
Lars Christian Bacher, executive vice president for Development & Production International. 
Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI).
“The decision to resume ordinary operations also at In Amenas is the result of a thorough and stepwise process of identifying necessary security measures, implementing them and validating that they are in place and operational,” says Lars Christian Bacher, executive vice president for Development & Production International (DPI). 
– Beslutningen om å gjenoppta ordinære operasjoner også ved In Amenas er et resultat av en grundig og stegvis prosess for å identifisere nødvendige sikringstiltak, implementere disse og validere at de er på plass og fungerer, sier Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI).
Since the In Amenas attack, Statoil has worked systematically with its partners in Algeria with the aim of resuming ordinary operations in Algeria. 
Siden angrepet på In Amenas har Statoil arbeidet systematisk sammen med partnerne i Algerie med sikte på å gjenoppta ordinær virksomhet i Algerie.
The security improvements at In Amenas are also based on recommendations of the investigation conducted after the attack. 
Styrkingen av sikkerheten ved In Amenas er også basert på anbefalingene i granskningen som ble gjennomført i etterkant av angrepet.
In parallel with this work, the company has carried out a continuous and comprehensive improvement effort to enhance the general security work in Statoil. 
Parallelt med dette har selskapet hatt et pågående og omfattende forbedringsarbeid for å styrke det generelle sikkerhetsarbeidet i Statoil.
The goal of this programme is to achieve considerable improvements both with regard to awareness, organization, systems and use of resources. 
Målet for dette programmet er å oppnå betydelige forbedringer både i forhold til bevissthet, organisering, systemer og bruk av ressurser.
Through the security improvement effort at the Algeria plants the joint venture has introduced physical security measures at all operating plants. 
Gjennom arbeidet med å forbedre sikringen av anleggene i Algerie, har joint venturet fått på plass fysiske sikringstiltak ved alle driftssteder.
The security work, both in Statoil and in the joint venture, has furthermore been reorganized, and the dialogue with Algerian authorities on securing of the plants has been improved. 
I tillegg har organiseringen av sikringsarbeidet både i Statoil og i joint venturet blitt reorganisert og det er etablert en bedre dialog med algeriske myndigheter knyttet til sikring av anleggene.
Algerian authorities have also initiated and introduced security measures beyond those implemented by the joint venture. 
Algeriske myndigheter har også tatt initiativ til og gjennomført sikringstiltak utover de som er gjennomført i joint venturet.
“We will now, in cooperation with our partners, continue our systematic work to maintain the high level of the security measures, to ensure that we have a good understanding of the security threats and adjust our security measures as required,” continues Bacher. 
– Vi vil nå, sammen med våre partnere, fortsette et systematisk arbeid med sikte på å holde sikringstiltakenes kvalitet på et høyt nivå, forsikre oss om at vi har en god forståelse av trusselbildet og justere sikringstiltakene hvis det er behov for det, fortsetter Bacher.
Media contact: Knut Rostad, press spokesperson Tel: +47 90548990 
Kontaktperson for presse: Knut Rostad, pressetalsmann Tel: +47 90548990
The corporate executive committee has decided that ordinary rotation is to be resumed at the plant as all defined security measures have been implemented. 
Konsernledelsen har besluttet at ordinære rotasjon kan gjenopptas ved In Amenas anlegget ettersom alle definerte sikringskrav nå er gjennomført.
DNV GL will lead a joint industry project (JIP) with important subsea operators to find industrial standards which will make it more profitable to develop larger projects with subsea processing technology. 
DNV GL skal lede et ‘Joint Industry Project’ (JIP) mellom viktige subsea-operatører, for å finne fram til bransjestandarder som vil gjøre det mer lønnsomt å bygge ut større prosjekter med subsea prosesseringsteknologi.
Today, subsea developments are characterised by tailor-made solutions. 
I dag kjennetegnes subsea-utbygginger med skreddersydde løsninger.
Subsea pumps have been used in many oil fields, and the first subsea compression systems will be installed in 2014 to increase gas production from the Åsgard and Gullfaks fields. 
Subsea-pumper har blitt tatt i bruk på mange oljefelt og de første subsea kompresjonssystemene blir installert i 2014 for å øke gassproduksjonen på feltene Åsgard og Gullfaks.
Margareth Øvrum, executive vice president in Technology, Projects & Drilling in Statoil. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
By standardising tie-in technology and module sizes it will be easier to combine different types of technology and modules to adapt developments to project needs. 
Gjennom å standardisere sammenkoblingsteknologi og modulstørrelser, vil man lettere kunne sette sammen ulik teknologi og moduler for å kunne tilpasse en utbygging til et prosjekts behov.
“Think of the modules as LEGO bricks. 
– Se på det som lego-klosser.
By having standardised module dimensions which may be assembled by means of standard tie-ins, we may combine technology from different suppliers, and also cover several needs through subsea solutions. 
Ved å ha standardiserte moduldimensjoner som kan settes sammen ved hjelp av standard sammenkoblinger, kan vi kombinere teknologi fra ulike leverandører, og dermed kunne dekke flere behov gjennom subsea-løsninger.
This will reduce costs and increase volume,” says executive vice president in Technology, Projects & Drilling in Statoil, Margareth Øvrum. 
Dette vil føre til lavere kostnader og økt volum, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The cooperation project should be set up by the end of the first quarter in 2015. 
Samarbeidsprosjektet skal være på plass i løpet av første kvartal 2015.
The standards to be established should be so-called open standards, meaning that this is technology which all suppliers may use, without special rights. 
Standardene som etableres skal være såkalte åpne standarder, som betyr at dette skal være teknologi alle leverandører kan benytte seg av, uten spesielle rettigheter.
"The industry needs to lower costs to enable more subsea developments and increase the use of subsea processing technology," Øvrum says. 
– Industrien må få ned kostnadene for å kunne muliggjøre flere subsea-utbygginger og økt bruk av subsea prosesseringsteknologi, sier Øvrum.
During the last 10-12 years, costs related to subsea developments have increased by 250%. 
I løpet av de 10-12 siste årene har kostnadene ved Subsea-utbygginger økt med 250 prosent.
Standardisation is one of the improvement measures to reduce costs and increase efficiency in operations which Statoil presented as part of its capital markets day in February this year. 
Standardisering var ett av forbedringstilltakene for å få ned kostnader og mer effektiv drift Statoil presenterte som del av sin kapitalmarkedsdag i februar i år.
Øvrum emphasises that this standardisation will not take place at the cost of new and important technology development. 
Øvrum utdyper at denne standardiseringen ikke skal skje på bekostning av ny og viktig teknologiutvikling.
"It is important not only for Statoil, but for the industry in general, that competition is maintained in the development of the process technology itself, and the input which is made to the modules. 
– Det er viktig for Statoil, og industrien generelt, at konkurransen opprettholdes på utviklingen av selve prosessteknologien, og det som inngår i modulene.
By standardising the tie-ins and the module sizes, it will be possible to make use of the best technology for each individual function, independent of supplier," she says. 
Gjennom å standardisere sammenkoblingene og modulstørrelsene vil man kunne ta i bruk den beste teknologien til hver enkelt funksjon, uavhengig av leverandør, sier hun.
"This will lead to more subsea projects being realised, benefitting both operators and suppliers. 
– Dette vil føre til flere subsealøsninger som vil komme både leverandørselskap og operatører til gode.
We will achieve increased recovery as more projects will be profitable to develop. 
Vi oppnår økt utvinning fordi flere prosjekter vil bli lønnsomme.
Standard solutions will be easier and safer to handle, which will also reduce maintenance costs," says Øvrum. 
Det blir enklere å håndtere det samme utstyret noe som bedrer sikkerheten i tillegg til at vedlikeholdskostnader blir redusert fordi det er lettere å trekke ut modulene, sier Øvrum.
Earlier this year, Statoil awarded contracts for feasibility studies related to the implementation of subsea processing factories. 
Tidligere i år delte Statoil ut kontrakter for mulighetsstudier rundt gjennomføring av Subsea prosessanlegg.
The following three contracts were awarded: 
Følgende tre kontrakter ble tildelt:
FMC – Oil boosting case 
FMC – Oil boosting case
Saipem – Åsgard subsea pre-compression case 
Saipem – Åsgard Subsea pre-compression case
Kongsberg – SoW in control systems 
Kongsberg – SoW på Control systems
Installation of subsea template at the Åsgard field in the Norwegian Sea. 
Installasjon av havbunnsramme på Åsgard-feltet i Norskehavet sommeren 2013.
Owned by Smedvig of Stavanger, West Epsilon is currently drilling wells on Statoil's Sleipner fields in the Norwegian North Sea. 
Smedvig-eide West Epsilon borer for tiden brønner på Sleipner-feltene i Nordsjøen.
"It'll depend on the outcome of discussions we're having with the Sleipner licence about using this unit, but we hope the rig can come back into operation during 2000." 
"Vi er diskusjoner med Sleipner-lisensen om bruk av riggen.
In its golden days Huldra produced more than 11 million standard cubic metres of gas and 4,000 standard cubic metres of condensate per day. 
I Huldras glansdager var produksjonen på over 11 millioner standard kubikkmeter gass og 4.000 standard kubikkmeter kondensat per dag.
Being the first Statoil-operated platform without permanent staffing, Huldra was operated from the Veslefrikk B platform located around 16 kilometres away. 
Huldra var den første Statoil-opererte plattformen uten fast bemanning og har vært styrt fra Veslefrikk B-plattformen som ligger om lag 16 kilometer unna.
Operational and maintenance tasks on Huldra have temporarily required personnel on the installation. 
Drifts- og vedlikeholdsoppgaver på Huldra har gjort det nødvendig å ha tidvis bemanning på installasjonen.
Possibilities of reusing the platform 
Muligheter for gjenbruk av plattformen
The Huldra cessation project was launched some years ago to prepare a concept, plans and impact assessment of the cessation. 
Huldra avviklingsprosjekt har pågått i noen år for å utrede konsept, planer og konsekvenser ved avviklingen.
The project has considered the possibility of reusing the platform instead of scrapping it, and the platform was therefore put up for sale in 2011. 
Prosjektet har vurdert mulighet for gjenbruk av plattformen i stedet for opphugging, og plattformen ble i 2011 lagt ut for salg på annonsesiden Finn.no.
The project is still actively seeking a solution of reuse. 
Prosjektet jobber fortsatt aktivt for å få til en gjenbruksløsning.