natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Johan Sverdrup field development is of a magnitude comparable to the largest NCS offshore developments by establishing a new field centre with four installations and related infrastructure in the first phase. 
Feltutbyggingen Johan Sverdrup er av et omfang som kan sammenlignes med de største offshoreutbyggingene som er gjort på norsk sokkel, med etablering av et nytt feltsenter med fire installasjoner og tilhørende infrastruktur i første fase.
"The contract for front-end engineering design is the key in securing optimal development of the field and maturing a concept for final investment decision by the partners. 
− Kontrakten for forprosjektering er viktig for å sikre optimal utbygging av feltet og utvikling av et konsept for endelig investeringsbeslutning for partnerne.
We are pleased to have secured capacity with an experienced contractor,” says Michelsen. 
Vi er glade for å ha sikret oss kapasitet hos en erfaren kontraktør, sier Michelsen.
Contract award based on strong international competition The award of the FEED contract to Aker Solutions means an important new contract for the supplier industry. 
Kontraktstildelingen basert på sterk internasjonal konkurranse Tildelingen av FEED-kontrakten til Aker Solutions betyr en viktig ny kontrakt for leverandørindustrien.
Margareth Øvrum, Statoil executive vice president for technology, projects and drilling. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
"Statoil and its partners want competent suppliers which can contribute to safe and efficient operations. 
− Statoil og de andre partnerne ønsker kompetente leverandører som kan bidra til trygg og effektiv drift.
We have considered tenders in strong competition in a global market. 
VI har vurdert anbud i sterk konkurranse i et globalt marked.
This contract award is based on an assessment of several factors—such as cost, competence, capacity, quality, HSE and risk sharing suitable for a long-term cooperation," says Margareth Øvrum, Statoil executive vice president for technology, projects and drilling. 
Denne kontraktstildelingen er basert på en vurdering av flere faktorer, så som kostnader, kompetanse, kapasitet, kvalitet, HMS og risikodeling som egner seg i et langsiktig samarbeid, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
New contract strategy to increase efficiency The FEED contract is the first award based on a framework agreement with Aker Solutions for the portfolio of platforms on the Johan Sverdrup field in different development stages. 
Ny kontraktstrategi for økt effektivitet FEED-kontrakten er den første tildelingen basert på en rammeavtale med Aker Solutions for porteføljen av plattformer på Johan Sverdrup-feltet i ulike utviklingsfaser.
The 10-year framework agreement includes options for feasibility and concept studies, FEED and engineering and procurement management (EPma) for future phases. 
Den tiårige rammeavtalen omfatter opsjoner på forstudier og konseptstudier, FEED, og prosjektering og innkjøpsledelse (EPma) for framtidige faser.
This is based on a new contracting strategy for Statoil for large-scale field developments, enabling industrialisation and standardisation across future phases to increase efficiency and reduce cost. 
Dette er basert på en ny kontraktstrategi for Statoil ved utbygging av store felt, noe som gjør det mulig med industrialisering og standardisering i framtidige faser for å øke effektiviteten og redusere kostnadene.
“This contract strategy secures early access to key resources, ensures efficiency in the early phase, and a seamless handover from the FEED phase to detailed engineering—thus facilitating efficiency in the execution phase,” says Michelsen. 
− Denne kontraktstrategien sørger for tidlig tilgang på viktige ressurser, sikrer effektivitet i den tidlige fasen, og en sømløs overgang fra FEED-fasen til detaljert prosjektering – noe som gir større effektivitet i gjennomføringsfasen, sier Michelsen.
The project has a high priority among the other licensees—Lundin Norway, Petoro, Det Norske oljeselskap and Maersk Oil. 
Prosjektet har høy prioritet hos de andre rettighetshaverne — Lundin Norway, Petoro, Det Norske oljeselskap og Maersk Oil.
Developing the Johan Sverdrup field will draw on the experience and knowledge of the whole partnership. 
Utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet vil trekke på hele partnerskapets kunnskap og erfaring.
Media contact Ørjan Heradstvedt Tlf.: +47 917 78 161 
Mediekontakt Ørjan Heradstvedt Tlf.: +47 917 78 161
The Johan Sverdrup field is one of the largest oil discoveries on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Johan Sverdrup-feltet er et av de største oljefunnene på norsk sokkel.
Block 6 is located offshore north-east Greenland in a frontier area. 
Blokk 6 er lokalisert utenfor kysten nord-øst for Grønland i et uutforsket område.
Statoil will hold 52.5%, ConocoPhillips will have 35% and Nunaoil will have 12.5%. 
Statoil vil ha en andel på 52,5 prosent, ConocoPhillips vil ha 35 prosent og Nunaoil vil ha 12,5 prosent.
“We have been present in Greenland since the late 1980s and are constantly building experience and knowledge. 
– Vi har vært til stede på Grønland siden slutten av 1980-tallet og vi har kontinuerlig bygget erfaring og forståelse.
We are taking a stepwise approach to the Arctic, building on more than 30 years of experience from the harsh environment of the Norwegian continental shelf and other Arctic and sub-Arctic regions. 
Vi har en stegvis tilnærming til Arktis, som bygger på mer enn 30 års erfaring fra tøffe værforhold på norsk sokkel og andre arktiske og sub-arktiske områder.
The licence has a 16-year exploration period. 
Lisensen har en leteperiode på 16 år.
The first work carried out is seismic acquisition, after which decisions on further work will be made. 
Første del av arbeidet er innhenting av seismikk, hvor en først etter dette vil ta beslutninger om videre arbeid.
Statoil has carried out both shallow core drilling and scientific work in the area previously to understand the operating environment. 
Statoil har utført både kjerneboring og vitenskaplig arbeid i dette området tidligere for å bygge forståelse av de operasjonelle forholdene.
"We recognise that this is a challenging area, but it is also potentially prospective. 
– Vi ser at dette er et utfordrende område, men et område som også er potensielt prospektivt.
And we believe that Arctic resources in the future will become important to meeting the world’s energy demand. 
Og vi tror arktiske ressurser vil spille en viktig rolle i å møte fremtidens energibehov.
Being in a frontier area, this licence is a long-term project for Statoil and the company will follow its stepwise approach, not going faster than technology allows," says Hansen. 
Siden dette er i et uutforsket område er dette et langsiktig prosjekt for Statoil, og vi vil følge vår stegvise tilnærming og ikke bevege oss raskere enn teknologien tillater, sier Hansen.
This is not the first time Statoil has carried out activities in Greenland. 
Dette er ikke første gang Statoil gjennomfører aktivitet på Grønland.
In the 1990s, Statoil drilled an exploration well in the Fylla area west of Greenland – but the company relinquished this exploration license in 2002. 
På 1990-tallet boret Statoil en letebrønn i Fylla-området vest for Grønland - men selskapet leverte tilbake lisensen i 2002.
Statoil is also partner in three licences - Anu, Napu and Pitu - in the Baffin Bay west of Greenland. 
Statoil er også partner i tre lisenser, Anu, Napu og Pitu, i Baffin-bukta vest for Grønland.
Statoil already holds offshore positions in Arctic conditions in Norway, Russia, the US and Canada. 
Statoil har allerede posisjoner i områder med arktiske utfordringer i Norge, Russland, USA og Canada.
Map - Greenland block 6 GIF 883 kB 
Kart - Grønland blokk 6 GIF 883 kB
No-one was injured during the incident. 
Ingen ble skadet under hendelsen.
The personnel were mustered and approximately half of them were moved to nearby installations since it was uncertain how long the incident would last. 
Personellet ble mønstret og cirka halvparten ble flyttet til nærliggende installasjoner da det var usikkert hvor lenge hendelsen ville vare.
The situation on the platform was quickly normalized, and all transferred personnel were returned to Statfjord A. 
Situasjonen på installasjonen ble imidlertid raskt normalisert, og alt personell ble returnert til Statfjord A.
Production from Statfjord A was resumed today, 29 December. 
Produksjonen fra Statfjord A ble gjenopptatt 29. desember.
Updated 03.01.2014 
Oppdatert 03.01.2014
In our continuous dialogue with the Petroleum Safety Authority Norway the volumes and the chain of events, as we currently know them, have been accounted for. 
I vår løpende dialog med Petroleumstilsynet er mengdene og hendelsesforløpet, slik vi foreløpig kjenner det, redegjort for.
We would also like to mention that the leak consisted of around one cubic metre of stabilised crude. 
Forøvrig gjør vi oppmerksom på at det var stabilisert råolje på ca 1 m3 som lekket.
The oil was collected by the drain system and no oil was spilled to sea. 
Oljen ble samlet opp av dreneringssystemet og ingen olje rant til sjø.
The gas detection was released by gas evaporating from the oil. 
Gassdeteksjonen ble utløst av gass som fordampet fra oljen.
There were 168 personnel on board the installation. 
Det var 168 personer om bord på installasjonen.
Main wellbore 30/11-9 S tested the Askja West prospect and proved a net gas column of 90 metres in Late and Middle Jurassic rocks. 
Hovedbrønnen 30/11-9 S testet Askja Vest-prospektet og påviste en netto gasskolonne på 90 meter i bergarter av sen og mellom jura alder.
May-Liss Hauknes, vice president exploration North Sea in Statoil. 
May-Liss Hauknes, Statoils letedirektør for Nordsjøen.
Side-track 30/11-9 A tested the Askja East prospect and proved a net oil column of 40 metres in the same geological formations. 
Sidesteget 30/11-9 A testet Askja Øst-prospektet og påviste en netto oljekolonne på 40 meter i de samme geologiske formasjonene.
The reservoir properties were as expected in both wells. 
Reservoaregenskapene var som forventet i begge brønnene.
Statoil estimates the total volumes in Askja West and Askja East to be in the range of 19 - 44 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.). 
Statoil anslår de samlede volumene i Askja Vest og Askja Øst til å være mellom 19 og 44 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (oe).
"We are pleased to start 2014 with a gas and oil find in the Askja West and East prospects, in the very heart of the North Sea. 
– Vi er godt fornøyd med å starte 2014 med gass- og oljefunn i Askja Vest- og Øst-prospektene, i hjertet av Nordsjøen.
This demonstrates once again that even the most mature parts of the NCS still have an exciting value creation potential," says May-Liss Hauknes, vice president exploration North Sea in Statoil. 
Dette viser igjen at selv de mest modne delene av norsk sokkel fortsatt har et spennende verdiskapingspotensial, sier May-Liss Hauknes, Statoils letedirektør for Nordsjøen.
"The North Sea is a highly prolific petroleum basin that has delivered new discoveries consistently for over four decades. 
– Nordsjøen er et svært rikt petroleumsbasseng som har levert nye funn fortløpende gjennom fire tiår.
We are convinced that there are still attractive opportunities both in near-field exploration and in more material growth plays," says Hauknes. 
Her finnes det fortsatt attraktive muligheter både gjennom feltnær leting og mer materielle vekstmodeller, sier Hauknes.
"Askja will be considered developed together with the Krafla and Krafla West discoveries made by Statoil in 2011," says Knut Skjoldli, vice president field development in Statoil. 
– En utbygging av Askja vil bli vurdert sammen med Krafla- og Krafla Vest-funnene som Statoil gjorde i 2011, sier Knut Skjoldli, direktør for feltutvikling i Statoil.
Exploration wells 30/11-9 S and 30/11-9 A are situated in PL272 in the North Sea. 
Letebrønnene 30/11-9 S og 30/11-9 A ligger i utvinningstillatelse 272 i Nordsjøen.
Statoil is operator with an interest of 50%. 
Statoil er operatør med en andel på 50 prosent.
The partners are Svenska Petroleum Exploration AS (25%) and Det norske oljeselskap ASA (25%). 
Partnerne er Svenska Petroleum Exploration AS (25 prosent) og Det norske oljeselskap ASA (25 prosent).
For further details on the results of exploration wells 30/11-9 S and 30/11-9 A, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønnene 30/11-9 S og 30/11-9 A, henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map of Askja prospects GIF 540 kB 
Kart over Askja-prospektene GIF 542 kB
The exploration wells 30/11-9 S and 30/11-9 A, drilled by the drilling rig Ocean Vanguard, are located between the Oseberg and Frigg fields and about 13 km southeast of the Statoil-operated Krafla/Krafla West discoveries. 
Letebrønnene 30/11-9 S og 30/11-9 A, som ble boret av boreriggen Ocean Vanguard, ligger mellom Oseberg- og Frigg-feltene og om lag 13 km sørøst for de Statoil-opererte Krafla-/Krafla Vest-funnene.
All necessary repairs on the plant have been completed to ensure a safe and efficient start-up," says Knut Gjertsen, head of Snøhvit operations. 
Vi har fullført nødendige reparasjoner i anlegget for å sikre en sikker og effektiv oppstart, sier Knut Gjertsen produksjonsdirektør for Snøhvit.
The Hammerfest LNG plant was shut down Sunday night due to a gas leak in the processing facility. 
Hammerfest LNG ble stengt ned søndag kveld etter en gasslekkasje i prosessanlegget.
The incident will be investigated by Statoil. 
Hendelsen vil bli gransket av Statoil.
"We started run-up of the Hammerfest LNG plant Tuesday night, and the plant has now reached stable operation. 
– Vi startet oppkjøringen av Hammerfest LNG tirsdag kveld og vi har nå anlegget i stabil drift.
The Kristin gas export project (KGEP) – a pipeline connection between the Kristin field and Polarled – was sanctioned by the KGEP partners (Statoil 53.4%, Petoro 35.6% and GdFS 11%) in conjunction with the Polarled project sanction late 2012. 
Kristin gasseksportprosjekt (KGEP), som omfatter en rørledning mellom Kristin-feltet og Polarled, ble godkjent av partnerne i KGEP (Statoil 53,4 %, Petoro 35,6 % og GdFS 11 %) i forbindelse med at Polarled-prosjektet ble godkjent på slutten av 2012.
Following the last year's project development, the partners have decided to terminate the project based on unsustainable project economics. 
Etter fjorårets utvikling i prosjektet har partnerne besluttet å avslutte det siden økonomien i prosjektet ikke er bærekraftig.
The drivers behind the decision are increased costs and volume risk. 
Årsaken er høyere kostnader og høyere risiko knyttet til volumtilgang.
Håkon Ivarjord, Polarled development project director. 
Håkon Ivarjord, prosjektleder for Polarled-utbyggingen.
KGEP represented less than 5% of the Polarled volumes and the termination does not influence the Polarled project execution. 
KGEP utgjorde mindre enn 5 prosent av volumene i Polarled, og avslutningen av prosjektet vil ikke påvirke gjennomføringen av Polarled-prosjektet.
All relevant stakeholders have been informed about the KGEP partners' decision to terminate the project. 
Alle aktuelle interessenter er blitt informert om KGEP-partnernes beslutning om å avslutte prosjektet.
"It is a necessary decision that has been taken by the KGEP partners. 
– Partnerne i KGEP har tatt en beslutning som var nødvendig.
With the deteriorating project economics, we did not see grounds to continue the KGEP development," says Polarled development project director Håkon Ivarjord. 
Med nedgangen i prosjektets økonomi så vi ingen grunn til å fortsette utviklingen av KGEP-prosjektet, sier prosjektleder for Polarled-utbyggingen Håkon Ivarjord.
KGEP included Kristin platform modifications and a 30-kilometre pipeline to tie into the Polarled pipeline. 
KGEP omfattet modifikasjoner på Kristin-plattformen og en 30-kilometer lang rørledning som skulle kobles til Polarled-rørledningen.
The opportunity for the future connection of the Kristin field to the Polarled pipeline is maintained as necessary connection points continue to be part of the project. 
Muligheten for en framtidig tilkobling av Kristin-feltet til Polarled-rørledningen opprettholdes, siden nødvendige oppkoblingspunkter fortsatt vil være en del av prosjektet.
The importance of a Statoil presence in Azerbaijan was emphasised by Mr Norvik during the ceremony, and he made it clear that the group's ambition was to become the operator of new offshore fields. 
Norvik sa det er viktig for Statoil å være til stede i Aserbajdsjan og slo fast at ambisjonen er å bli operatør på nye oljefelt til havs.
He added that it would strive to achieve a leading role in oil transport systems and in Azerbaijan's gas industry. 
Han sa videre at "selskapet vil strebe etter en ledende rolle i oljetransportsystemet og i landets gassindustri."
Statoil currently has 45 employees in Baku, 70 per cent of whom are local staff. 
Statoil har 45 ansatte i Baku hvorav 70 prosent er lokalt ansatte.
The 800 square metre office lies on the edge of the city centre. 
Det 800 kvadratmeter store kontoret er lokalisert i utkanten av sentrum.
The group expects to invest USD 60 million in Azerbaijan this year, and to more than double that spending in 2000. 
I år forventer Statoil å investere 60 millioner dollar og mer enn doble investeringene neste år.
It ranks today as one of the three largest foreign oil companies operating in the Caucasian country in terms of reserves. 
Selskapet er i dag blant de tre store utenlandske oljeselskapene målt i reserver.
Statoil has an 8.56 per cent interest in the Azerbaijan International Operating Company (AIOC), 25.5 per cent in the Shah Deniz prospect in the Caspian and 15 per cent in the new Alov prospect in the same waters. 
Statoil eier 8,56 prosent i konsortiet Aserbajdsjan International Operating Company (AIOC), 25,5 prosent i Shah Deniz-prospektet og 15 prosent i det nye prospektet Alov i Kaspihavet.
This facility forms part of the group’s efforts to reduce environmentally-harmful VOC emissions from oil loading and storage on fields off Norway. 
Anlegget er et ledd i selskapets arbeid for å redusere miljøskadelige utslipp fra oljedamp som oppstår ved lasting og lagring av olje på feltene på norsk sokkel.
The Norwegian authorities have set an initial requirement that 40 per cent of offshore loading and storage operations must be free of VOC emissions by 31 December 2003. 
Myndighetene krever i første omgang at 40 prosent av laste- og lagringsoperasjonene skal foregå uten VOC-utslipp innen utgangen av 2003.
Installing the Norne plant means that Statoil has now met its part of the requirement. 
Med Norne-anlegget har Statoil nå oppfylt sin del av dette kravet.
Both fields can accordingly load and store oil without VOC emissions. 
Dette betyr at begge feltene kan lagre og laste uten VOC-utslipp.
Two of the shuttle tankers lifting cargoes from Statoil fields also have VOC recovery plants, and facilities are under construction for two further vessels. 
To av bøyelasterne som går på Statoil-opererte felt har VOC-anlegg, og anlegg er under bygging på ytterligere to skip.
The Norwegian government’s long-term goal is that 95 per cent of offshore oil will be loaded and stored without VOC emissions by 31 December 2006. 
I følge myndighetenes langsiktige mål skal 95 prosent av oljen lagres og lastes uten VOC-utslipp innen utgangen av 2006.
The group’s aim is to produce oil and gas without harmful emissions or discharges, she notes. 
Statoils mål er å produsere olje og gass uten skadelige utslipp.
Anti-VOC measures represent an important part of work to reach this target. 
VOC-tiltakene er en viktig del av arbeidet for å nå dette målet, sier hun.
A new plant for recovering volatile organic compounds (VOCs) has begun operating on Statoil’s Norne production ship in the Norwegian Sea. 
Statoil har tatt i bruk et nytt gjenvinningsanlegg for oljedamp (volatile organic compounds, VOC) på produksjonsskipet Norne i Norskehavet.
(Photo: Alan O'Neill) 
(Foto: Alan O'Neill)
The wind turbine generator (WTG) supply contract will cover engineering, procurement, assembly and offshore commissioning. 
Kontrakten for vindturbingeneratorene omfatter prosjektering, anskaffelse, sammenstilling, og ferdigstilling til havs.
Each turbine (6.0 MW) consists of a tower section, a nacelle and three separate rotor blades (154-metre rotor diameter). 
Hver turbin består av et tårn, et maskinhus (inklusive generator), og tre rotorblader.
The engineering work will commence in January 2014 and contributes to design development of the project's design work for foundations and electrical infrastructure. 
Prosjekteringsarbeidet begynner i januar 2014, og bidrar til utviklingsarbeid knyttet til design av fundamenter og elektrisk infrastruktur.
The first batch of turbines shall be ready for load out and installation January 2017. 
Første serie med turbiner skal være klar for utlasting og installering januar 2017.
The service contract will cover operations and maintenance of the WTGs through the first two years after installation is completed, followed by three years where Siemens plc provides Dudgeon with technicians and other agreed services. 
Servicekontrakten dekker drift og vedlikehold av vindturbinene de to første årene etter installasjon, etterfulgt av tre år hvor Siemens plc leverer teknisk kompetanse og andre tjenester til Dudgeon etter avtale.
The estimated value for both contracts is GBP 516 million. 
Den estimerte kontraktsverdien for begge kontraktene er 516 millioner GBP.
The execution of the Dudgeon Offshore Wind Farm project is subject to final investment decision in Q3 2014. 
Gjennomføring av Dudgeon Offshore Wind Farm-prosjektet forutsetter en endelig investeringsbeslutning i tredje kvartal 2014.
Statoil renewable energy senior vice president Siri Espedal Kindem states that this is a significant milestone for the Dudgeon offshore wind project and its owners. 
Statoils direktør for fornybar energi, Siri Espedal Kindem, sier at dette er en betydelig milepæl for havvindprosjektet Dudgeon og eierne.
"The new turbine contract will secure planned progress in the Dudgeon project towards full operation during 2017. 
– Den nye turbinkontrakten vil sikre planlagt framdrift for Dudgeon-prosjektet mot full drift i 2017.
Technology development is fundamental to optimising offshore wind industry costs and solutions, and the use of new large turbines such as these is a main contributor to reducing offshore wind costs." 
Teknologiutvikling er avgjørende for optimalisering av kostnader og løsninger i havvindindustrien, og bruk av disse nye store turbinene er en viktig bidragsyter for å redusere havvindkostnadene, sier Espedal Kindem.
The Dudgeon Offshore Wind Farm is Statoil's second full-scale commercial offshore wind project, and a key project in Norfolk. 
Havvindparken Dudgeon er Statoils andre havvindprosjekt i full skala, og et viktig prosjekt i Norfolk.
Halfdan Brustad, Statoil offshore wind project vice president. 
Halfdan Brustad, Statoils direktør for havvindprosjekter.
Following a successful partnership in developing the Sheringham Shoal Offshore Wind Farm off the coast of North Norfolk, Statoil and Statkraft are working together to develop Dudgeon. 
Etter vellykket samarbeid om utvikling av havvindparken Sheringham Shoal utenfor kysten av nord-Norfolk samarbeider Statoil og Statkraft nå om Dudgeon-utviklingen.
Once in operation, the wind farm will provide renewable energy to approximately 400,000 households in the UK market. 
Når den kommer i drift, vil vindparken levere fornybar energi til omkring 400.000 husstander i det britiske markedet.
"This WTG contract is important for further developing the Dudgeon project towards concept selection and a final investment decision in 2014. 
– Denne turbinkontrakten er viktig for videre utvikling av Dudgeon-prosjektet mot valg av løsning og endelig investeringsbeslutning i 2014.