natgillin/translations-raw huggingface dataset:
It was built at Keppel FELS in Singapore, and was delivered one month ahead of schedule, without any HSE incidents. 
Den ble bygget ved Keppel FELS i Singapore, og ble levert en måned før tiden - uten HMS-hendelser.
(The article continues below...) 
(Artikkelen fortsetter under bildet...)
Tonny Lemqvist (left), Morten Hyvik and Mikal Thormodsen. 
Tre fornøyde menn på Maersk Integrator: Tonny Lemqvist (t.v.), Morten Hyvik og Mikal Thormodsen.
Mikal Thormodsen was in charge of the intake of the rig, and followed the construction on behalf of Statoil in Singapore. 
Mikal Thormodsen har ledet inntaket av riggen og fulgt opp byggingen på vegne av Statoil i Singapore.
The reason he gives for the success is good cooperation: 
Han begrunner suksessen med godt samarbeid:
"Several parties have been involved with different jobs and responsibilities, however we have had one joint goal: Having the rig ready to start drilling operations at the field in the summer of 2015,” says Thormodsen. 
– Vi har vært flere involverte parter med ulike jobber og ulikt ansvar, men vi har hatt et felles mål : Få riggen klar til å starte boreoperasjoner på feltet sommeren 2015.
Risk and optimism 
Risiko og optimisme
It is not unusual that newbuilds are delayed, and rigs must often undergo a period of yard work in Norway before they are ready for their offshore assignment. 
Det er ikke uvanlig at nybygg er forsinket, og ofte må rigger ha verkstedopphold i Norge en periode før de kan gå til felt og starte jobben.
The Gina Krog project chose to set clear, ambitious goals and to be optimistic. 
Gina Krog-prosjektet valgte imidlertid å sette klare, ambisiøse mål og være optimister.
"The rig arrived in Norway in April and Maersk carried out the final tests and preparations in Åmøyfjorden outside Stavanger, however without needing to dock the rig. 
– Riggen kom til Norge i april, og Maersk gjennomførte de siste testene og klargjøringen i Åmøyfjorden utenfor Stavanger, men uten at riggen trengte å gå til kai.
We were also able to get all third-party equipment on board in time. 
Vi har også fått om bord alt tredjepartsutstyret i tide.
It has not been easy, but we managed it," says Morten Hyvik, project manager for Gina Krog Drilling and Wells. 
Det har ikke vært lett, men vi fikk det til, sier Morten Hyvik, prosjektleder for Gina Krog boring og brønn.
Maersk delivered the rig on time and budget and without HSE incidents. 
Maersk leverte riggen innenfor de fastsatte tids- og kostnadsrammene – uten HMS-hendelser.
"We now expect this good trend to continue and that we will carry out safe and efficient drilling operations. 
– Nå regner vi med at den gode trenden fortsetter og at vi får levert sikre og effektive boreoperasjoner.
The rig design facilitates this," says Hyvik. 
Riggens design legger til rette for dét, sier Hyvik.
The "Maersk Integrator" drilling rig on the Gina Krog field in the North Sea. 
Boreriggen Maersk Integrator på Gina Krog-feltet i Nordsjøen.
Statoil estimates the volumes in Julius to be between 15 and 75 million barrels of recoverable oil equivalent. 
Statoil anslår volumene i Julius til mellom 15 og 75 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
The well 2/4-23S aimed also to appraise the King Lear gas and condensate discovery made by the PL146/PL333 partnership in 2012. 
Formålet med brønn 2/4-23S var også å avgrense gass- og kondensatfunnet i King Lear-området som partnerne i PL146/PL333 gjorde i 2012.
The well provided important information on reservoir distribution and reservoir communication in the King Lear discovery. 
Brønnen ga viktig informasjon om reservoarutbredelsen og –kommunikasjonen i King Lear-funnet.
The acquired data will now be further analysed. 
Dataene blir nå analysert.
It is expected that the King Lear volumes will stay within the previously communicated range of 70-200 million barrels of recoverable oil equivalent. 
King Lear-volumene forventes å ligge innenfor tidligere kommuniserte anslag på 70-200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
“The King Lear and Julius discoveries are located in one of the most mature parts of the Norwegian continental shelf - just 20 kilometres north of Ekofisk, the first commercial NCS discovery made 45 years ago. 
– King Lear- og Julius-funnene ligger i et av de mest modne områdene på norsk sokkel - bare 20 kilometer nord for Ekofisk, det første drivverdige funnet som ble gjort på norsk sokkel for 45 år siden.
The discoveries confirm Statoil’s view that even such mature areas of the NCS still have an interesting exploration potential,” says May-Liss Hauknes, Statoil vice president for exploration in the North Sea. 
Funnene bekrefter Statoils oppfatning om at selv slike modne områder på norsk sokkel fortsatt har et interessant letepotensial, sier May-Liss Hauknes, Statoils letedirektør for Nordsjøen.
Edward Prestholm 
Edward Prestholm
“Since the King Lear discovery, the main focus of the licence partnership has been to clarify the resource basis within PL146/PL333. 
– Siden King Lear-funnet har hovedfokus for lisenspartnerne vært å fastslå ressursgrunnlaget innenfor PL146/PL333.
Following the positive results of the Julius well, the partnership will start working on an optimal plan for a timely development of the discovered resources. 
Etter de positive resultatene fra Julius-brønnen vil partnerne begynne arbeidet med en optimal plan for utvikling av ressursene i funnet på rett tidspunkt.
The Julius discovery will be included in the resource base for a future PL146/PL333 development decision,” says Edward Prestholm, acting head of early phase field development on the NCS in Statoil. 
Julius-funnet vil innngå i ressursgrunnlaget for en framtidig utbyggingsbeslutning for PL333, sier Edward Prestholm, fungerende leder i Statoil for tidligfaseutvikling på norsk sokkel.
For further details on the results of exploration well 2/4-23S, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate. 
For ytterligere informasjon om resultatene fra letebrønn 2/4-23S, se pressemelding fra Oljedirektoratet.
Map Julius prospect GIF 503 kB 
Kart Julius-prospektet GIF 504 kB
The discovery well 2/4-23S, drilled by Maersk Gallant, proved gas and condensate in the Ula formation. 
Funnbrønn 2/4-23S, boret av Maersk Gallant, påviste gass og kondensat i Ula-formasjonen.
Statoil environmental diesel 50 is a slightly heavier product than the diesel grades it has replaced. 
Statoil miljødiesel 50 er et litt tyngre produkt enn dieseltypene det erstatter.
Statoil’s net income according to IFRS for the second quarter was NOK 10.1 billion, compared to NOK 12.0 billion in the same period in 2014. 
Statoils IFRS-resultat for andre kvartal var 10,1 milliarder kroner, sammenlignet med 12,0 milliarder kroner i samme periode i 2014.
The gain from the divestment of the Shah Deniz project and the South Caucasus Pipeline was NOK 12.3 billion, impacting the IFRS results. 
IFRS-resultatet ble påvirket av gevinsten fra salget av Shah Deniz-prosjektet og South Caucasus- rørledningen på til sammen 12,3 milliarder kroner.
Earnings per share were NOK 3.15, down from NOK 3.75 in the same period last year. 
Resultat per aksje var 3,15 kroner, en nedgang fra 3,75 kroner i samme periode i fjor.
“We continue to progress our effort to improve operational and capital efficiency, and reduce cost. 
– Vi fortsetter innsatsen for å øke effektiviteten, styrke avkastningen fra våre investeringer og redusere kostnadene.
Reduced underlying operational expenses both on the Norwegian continental shelf (NCS) and in our international operations, as well as reduced capital expenditures, demonstrate that our initiatives are effective. 
Reduserte driftskostnader både på norsk sokkel og i vår internasjonale virksomhet og lavere investeringer viser at tiltakene er effektive.
In June we announced adjustments to the company’s structure and operating model to further strengthen our competitiveness,” says Sætre. 
I juni kunngjorde vi også justeringer av selskapets organisasjonsstruktur og driftsmodell for å styrke vår konkurranseevne ytterligere, sier Sætre.
Despite divestments, Statoil delivered production of 1.873 million barrels of oil equivalent per day in the second quarter, up 4% compared to the same period in 2014. 
Til tross for salg av eiendeler, leverte Statoil en produksjon på 1,873 millioner foe per dag i andre kvartal, en økning på 4 % sammenlignet med samme periode i 2014.
The underlying production growth, after adjusting for divestments, was 7% compared to the second quarter last year. 
Den underliggende produksjonsveksten, etter justering for salg, var 7 % i andre kvartal 2015 sammenlignet med i fjor.
The production from the NCS grew 7% in the second quarter of 2015 compared to last year. 
Produksjonen fra norsk sokkel økte med 7 % i andre kvartal 2015 sammenlignet med året før.
The increase was mainly due to ramp-up of production on various fields, higher gas sales from the NCS and lower maintenance compared to the second quarter of 2014. 
Økningen skyldtes hovedsakelig opptrapping av produksjon på ulike felt, høyere gassalg fra norsk sokkel og lavere vedlikehold sammenlignet med andre kvartal 2014.
Expected natural decline and reduced ownership shares from divestments partially offset the increase. 
Forventet naturlig nedgang og reduserte eierandeler som følge av salg motvirket delvis denne økningen.
Equity production outside of Norway was 724,000 barrels of oil equivalent per day and represented almost a 4% increase, adjusted for the Shah Deniz divestment. 
Egenproduksjonen utenfor Norge var 724 tusen foe per dag, en økning på nesten 4 % justert for salget av Shah Deniz-prosjektet.
In the quarter, Statoil made two discoveries on the NCS. 
Statoil gjorde to funn på norsk sokkel i andre kvartal.
In July, Statoil announced a discovery in the Julius prospect in the King Lear area in the North Sea. 
I juli kunngjorde Statoil et funn i Julius-prospektet i King Lear-området i Nordsjøen.
Three wells are on-going, one on the United Kingdom continental shelf, one in the Gulf of Mexico and one in Canada. 
Boring pågår i tre brønner - én på britisk sokkel, én i Mexicogolfen og én i Canada.
In addition, Statoil has secured access to frontier acreages offshore Nicaragua and Myanmar. 
I tillegg har Statoil sikret tilgang til ikke-utforskede områder utenfor kysten av Nicaragua og Myanmar.
The adjusted exploration expense in the quarter was NOK 4.1 billion, up from NOK 2.7 billion in the second quarter of 2014. 
De justerte leteutgiftene i kvartalet var 4,1 milliarder kroner, en økning fra 2,7 milliarder kroner i andre kvartal 2014.
Cash flow from operations amounted to NOK 48.0 billion in the first half of 2015. 
I første halvår 2015 var kontantstrøm fra driften 48,0 milliarder kroner.
Statoil maintained a strong capital structure, and net debt to capital employed at the end of the quarter is reduced to 22.4%. 
Statoil opprettholder en sterk finansiell posisjon og netto gjeldsgrad var redusert til 22,4 % ved utgangen av kvartalet.
Organic capital expenditure was USD 7.8 billion in the first half, and the guidance has been revised downwards to USD 17.5 billion for 2015 due to effects of the on-going efficiency program and the USD/NOK exchange rate. 
Organiske investeringer var 7,8 milliarder USD i første halvår, og prognosene for 2015 er nedjustert til omkring 17,5 milliarder USD på grunn av virkninger av det pågående effektiviserings-programmet og av valutakursen USD/NOK.
With effect from first quarter of 2016, Statoil will change to USD as presentation currency. 
Med virkning fra første kvartal 2016 endrer Statoil presentasjonsvaluta til USD.
The change reflects the company’s underlying exposure to the USD as well as better alignment of its reporting to peers. 
Endringen skyldes selskapets underliggende eksponering mot USD og samtidig som den tilpasser rapporteringen til sammenlignbare selskaper.
As a consequence of the change in presentation currency, Statoil will also declare its quarterly dividend in USD. 
Som følge av endringen av presentasjonsvaluta vil Statoil også fastsette sitt kvartalsutbytte i USD.
The change will be implemented from the second quarter of 2015 and Statoil is announcing the second quarter dividend in both USD and NOK, based on the exchange rate on 27 July 2015. 
Statoil kunngjør utbyttet for andre kvartal 2015 både I amerikanske dollar og norske kroner basert på valutakurs per 27. juli 2015.
The change in dividends policy implies that dividend will be announced in USD going forward. 
Fra tredje kvartal vil utbytte ved rapportering bli kunngjort i USD, mens endelig utbytte i NOK vil annonseres i forkant av utbetaling.
The board of directors has decided to pay dividend of USD 0.2201 per ordinary share equivalent to NOK 1.80 for the second quarter and the Statoil share will trade ex-dividend on the Oslo Stock Exchange 13 November 2015. 
Styret har besluttet å utbetale et ordinært utbytte på 0,2201 USD per aksje, tilsvarende 1,80 kroner, for andre kvartal og Statoil-aksjen vil bli notert eksklusiv utbytte på Oslo Børs 13. november 2015.
Statoil reported net income in accordance with IFRS of NOK 10.1 billion, including gains from divestments. 
Statoils rapporterte IFRS-resultat for perioden var 10,1 milliarder kroner, inklusiv salgsgevinster.
Our financial results were characterised by gains from divestments and lower prices. 
Våre finansielle resultater var preget av salgsgevinster og lavere priser.
Also in the second quarter, we report a close to neutral free cash flow after dividend and proceeds," says president and CEO of Statoil ASA, Eldar Sætre. 
Vi rapporterer en tilnærmet nøytral fri kontantstrøm etter utbytte og salgsvederlag også i andre kvartal, sier konsernsjef i Statoil ASA, Eldar Sætre.
Adjusted earnings were NOK 22.4 billion in the second quarter compared to NOK 32.3 billion in the same period in 2014. 
Justert driftsresultat var 22,4 milliarder kroner i andre kvartal, sammenlignet med 32,3 milliarder kroner i samme periode i 2014.
The reduction was primarily a consequence of lower oil prices in the second quarter of 2015 compared to the same period last year. 
Nedgangen skyldtes hovedsakelig lavere oljepriser i andre kvartal 2015 sammenlignet med same periode i fjor.
Realised average liquids prices in the quarter were down 28% measured in NOK compared to the second quarter last year. 
Gjennomsnittlige realiserte væskepriser i kvartalet var 28 % lavere enn i andre kvartal i fjor målt i norske kroner.
Adjusted earnings after tax were NOK 7.2 billion, compared to NOK 9.9 billion in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var 7,2 milliarder kroner, sammenlignet med 9,9 milliarder kroner i samme periode i fjor.
The serious incident frequency (SIF) for the 12 months period ending 30 June 2015 was 0.6, compared to 0.7 the same period last year. 
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var 0,6 for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2015, sammenlignet med 0,7 i samme periode i fjor.
Arild Dybvig 
Arild Dybvig
«GSO demonstrates how we can increase recovery and profitability by use of standardised, simplified development solutions tied to existing infrastructure,” says Arild Dybvig, vice president for fast-track projects in Development & Production Norway. 
– GSO viser hvordan vi kan øke utvinning og lønnsomhet ved hjelp av standardiserte, enkle utbyggingsløsninger tilknyttet eksisterende infrastruktur, sier Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggingsprosjekter i Utvikling og produksjon Norge.
Marit Berling 
Marit Berling
«Helping utilise spare processing capacity, the project extends the Gullfaks A platform life beyond 2030,» says Marit Berling, vice president for Gullfaks operations. 
– Prosjektet bidrar til å utnytte ledig prosesseringskapasitet og forlenger levetiden for Gullfaks A-plattformen utover 2030, sier Marit Berling, produksjonsdirektør for Gullfaks.
GSO represents our focus on improved recovery, standardisation and industrialisation – in line with Statoil’s continuous effort of maximising value creation on the Norwegian continental shelf. 
GSO er en satsing innen økt utvinning, standardisering og industrialisering - i tråd med Statoils kontinuerlige arbeid for å maksimere verdiskapingen på norsk sokkel.
This project is part of Statoil’s fast-track portfolio, but it has a larger and more complex subsea scope than ordinary developments of this kind. 
Prosjektet er en del av Statoils hurtigutbyggingsportefølje, men med et større og mer komplekst undervanns-omfang enn det som er normalt for denne typen utbygginger.
Trond Bokn 
Trond Bokn
«Close to 800 vessel days and 2.3 million working hours have been completed with good HSE results. 
– Det er gjennomført nærmere 800 fartøysdøgn og 2.3 millioner arbeidstimer med gode HMS- resultater.
GSO is our most comprehensive fast-track project,» says Trond Bokn, vice president for subsea projects in Technology, Projects & Drilling. 
GSO er vårt mest omfattende hurtigutbyggingsprosjekt, sier Trond Bokn, direktør for undervannsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring.
The project also involved 370 drilling rig days. 
– I tillegg er det gjennomført 370 dager med borerigg.
The drilling programme will continue through the first quarter of 2016. 
Boreprogrammet vil fortsette ut første kvartal 2016.
GSO covers two subsea templates, four production wells, two gas injectors, a gas injection pipeline and a total of three production tubings, in addition to umbilicals and power cables for pipeline heating. 
GSO omfatter to havbunnsrammer, fire produksjonsbrønner, to gassinjektorer, rørledning for gassinjeksjon og totalt tre produksjonsrør, i tillegg til kontroll-linjer og strømkabler for oppvarming av rørledninger.
There are a total of 22 subsea tie-ins. 
Totalt er det 22 undervanns-tilknytninger.
The Gullfaks A platform in the North Sea. 
Gullfaks A-plattformen i Nordsjøen.
The field, jointly owned by Statoil and Chinese Sinochem, achieved the milestone on August 2. 
Feltet, som eies av Statoil og kinesiske Sinochem, nådde milepælen 2. august.
"We are pleased to have reached a major milestone in our Peregrino operations,” says Pål Eitrheim, country manager of Statoil Brazil. 
– Vi er glade for å ha nådd en viktig milepæl i Peregrino-virksomheten vår, sier Pål Eitrheim, landsjef for Statoil i Brasil.
“Peregrino demonstrates the power of possible, and we are proud to operate a project that is both exciting and challenging. 
– Peregrino viser kraften i det mulige, og vi er stolte over å drive et prosjekt som er både spennende og utfordrende.
These results reflect the professionalism of our people, and the application of technology developed by Statoil, in Brazil and elsewhere. 
Resultatene avspeiler våre ansattes fagkompetanse, og bruk av teknologi utviklet av Statoil, i Brasil og andre steder.
We are constantly learning and we look forward to reaching new milestones as we continue to develop this large field”, he says. 
Vi lærer hele tiden, og vi ser fram mot å nå nye milepæler etter hvert som vi fortsetter å utvikle dette store feltet, sier han.
Pål Eitrheim, country manager of Statoil Brazil. 
Pål Eitrheim, landsjef for Statoil i Brasil.
According to a report published by the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) in March 2015, Peregrino is Brazil's eighth largest field, and has the second heaviest oil ever produced in Brazil. 
Ifølge en rapport utgitt av olje- og energimyndighetene i Brasil (the Brazilian National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels - ANP) i mars 2015, er Peregrino Brasils åttende største felt, og har den nest tyngste oljen som er produsert i Brasil noen gang.
It is also the largest field operated by Statoil outside Norway and accounts for about 12% of its international production (around 720 thousand barrels per day). 
Det er også det største feltet som drives av Statoil utenfor Norge, og står for omkring 12 prosent av selskapets internasjonale produksjon (omkring 720.000 fat per dag).
The recoverable reserves are estimated between 300-600 million barrels. 
De utvinnbare reservene anslås til mellom 300-600 millioner fat.
The operation includes two fixed drilling platforms (WHP A and WHP B), and a floating production and storage unit (FPSO Peregrino), with a production capacity of 100,000 barrels per day. 
Driften omfatter to faste boreplattformer (WHP A og WHP B), og et produksjonsskip (FPSO Peregrino), med en produksjonskapasitet på 100.000 fat per dag.
Statoil holds a 60% stake and is the operator of the field, while Sinochem holds the remaining 40%. 
Statoil har 60 prosents andel og er operatør for feltet, mens de resterende andelene (40 prosent) eies av Sinochem.
With an excellent track record, Peregrino has achieved all production, efficiency, cost and safety targets in 2014. 
Peregrino kan vise til meget gode resultater og har nådd alle produksjons-, kostnads- og sikkerhetsmål i 2014.
In January this year, the development plan of Peregrino Phase II was submitted to ANP. 
I januar i år ble utbyggingsplanen for Peregrino Fase II til levert ANP.
With total estimated investments of USD 3.5 billion, the project involves a new drilling platform (WHP C) and will add about 250 million barrels in recoverable reserves to the Peregrino field. 
Prosjektet, med anslåtte samlede investeringer på 3,5 milliarder dollar, omfatter en ny boreplattform (WHP C), og vil øke de utvinnbare reservene i Peregrino-feltet med omkring 250 millioner fat.
Phase II of the project will enable the extension of the economic life of Peregrino and is an important and strategic part of Statoil’s ambition to consolidate a strong position in Brazil. 
Fase II av prosjektet muliggjør forlengelse av Peregrinos økonomiske levetid og er en viktig og strategisk del av Statoils ambisjon om å konsolidere en sterk posisjon i Brasil.
The Peregrino field includes two fixed drilling platforms (WHP A and WHP B), and the floating production and storage unit FPSO Peregrino. 
Peregrino-feltet omfatter to faste boreplattformer (WHP A og WHP B) og produksjonsskipet (FPSO Peregrino)
“Northern Norway is an important focus area for Statoil, and the Arctic Race has become an attraction in two years. 
– Nord-Norge er et viktig satsingsområde for Statoil, og Arctic Race har på to år blitt en attraksjon.
We look forward to three new years as the main partner,” says Reidar Gjærum, senior vice president for corporate communication in Statoil. 
Vi ser fram til tre nye år som hovedsamarbeidspartner, sier Reidar Gjærum, kommunikasjonsdirektør i Statoil.
There was a cheerful atmosphere in Harstad when the contract between Statoil and the Arctic Race of Norway was renewed today. 
Det var god stemning i Harstad da avtalen mellom Statoil og Arctic Race of Norway ble fornyet i dag.
Statoil continues as the main sponsor for another three years. 
Statoil fortsetter som hovedsponsor for tre nye år.
Reidar Gjærum, senior vice president for corporate communication in Statoil. 
Reidar Gjærum, kommunikasjonsdirektør i Statoil.
“Statoil was essential to making the Arctic Race of Norway a reality, and without support from Statoil we would not have had the foundation for a professional bicycle race in 2013. 
– Statoil var helt avgjørende for at Arctic Race of Norway ble en realitet, og uten støtten fra Statoil ville vi i 2013 ikke hatt fundamentet for et profesjonelt sykkelritt.
I am very pleased to have our main partner on board also for the next three years,” says Knut-Eirik Dybdahl, general manager for the Arctic Race of Norway. 
Jeg er veldig glad for at vår hovedsamarbeidspartner er med også de neste tre årene, sier Knut-Eirik Dybdahl, daglig leder for Arctic Race of Norway.
Attracts great attention worldwide 
Interesse for rittet verden over
Building a strong brand – abroad and at home - is part of Statoil’s business strategy, and running through some of the most beautiful landscape Norway has to offer, the Arctic Race of Norway contributes to this. 
Å bygge en tydelig merkevareprofil – ute og hjemme – er et ledd i Statoils forretningsstrategi, og det internasjonale, profesjonelle sykkelrittet Arctic Race of Norway, som går gjennom noe av det vakreste landskapet Norge kan by på, bidrar til det.
Broadcast to more than 180 countries this professional bicycle race attracts great attention worldwide. 
Rittet følges med stor interesse verden over og blir kringkastet til over 180 land.