natgillin/translations-raw huggingface dataset:
– Issue of EUR 1 000 000 000 1,625% Notes due February 17, 2035 
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 1 000 000 000 til 1,625% rente med forfall 17. februar 2035
The settlement date is February 17, 2015. 
Oppgjørsdato er 17. februar 2015.
“Statoil continuously uses the capital markets to secure competitive financing. 
– Statoil vurderer hele tiden mulighetene i markedet for å sikre konkurransedyktig finansiering.
We have a strong financial position, enabling us to use the market in a good way. 
Vi har en solid finansiell stilling som gjør det mulig for oss å bruke kapitalmarkedet på en god måte.
All four issues have been executed under Statoil ASA’s USD 16,000,000,000 Euro Medium Term Note (EMTN) Programme which is listed on the London Stock Exchange. 
Samtlige utstedelser er gjennomført under Statoil ASAs USD 16.000.000.000 Euro Medium Term Note (EMTN) program som er notert på London Stock Exchange.
Investor relations: Peter Hutton, SVP Investor Relations +44 7881 918792 
Investor relasjoner: Peter Hutton, SVP Investor relations +44 7881 918 792
Corporate communication: Lars Erik Lund, +47 41 33 13 69 
Media relations: Lars Erik Lund +47 41 33 13 69
Finance: Fride Seljevold Methi, Vice president, Corporate financing, +47 95 99 06 59 
Finans: Fride Seljevold Methi , Vice president, Corporate financing, +47 95 99 06 59
– Issue of EUR 500 000 000 Floating Rate Notes due August 17, 2019 
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 500 000 000 til flytende rente med forfall 17. august 2019
"This work went very quickly and painlessly," says Tore Bech, manager for the Veslefrikk hull upgrading project. 
"Arbeidet gikk meget raskt og smertefritt.
It will then be monitored from Stord. 
Plattformen vil deretter bli overvåket fra Stord i Hordaland.
Average daily production from Veslefrikk stood at 43,000 barrels for May until the shut-down. 
Før nedstengningen var Veslefrikks gjennomsnittlig produksjon i mai på 43.000 fat olje i døgnet.
An improved landfall solution has led to considerable cost savings for the project. 
Forbedret ilandføringsløsning har ført til betydelige kostnadsbesparelser for prosjektet.
By choosing this option the project is saving around NOK 175 million. 
Prosjektet sparer om lag 175 millioner kroner på å velge dette alternativet.
In the course of the summer months in 2003 a laying barge will lay the pipeline from the Kvitebjørn field to Kollsnes and pull it through the tunnel to the terminal. 
I løpet av sommeren 2003 skal et rørleggingsfartøy installere rørledningen fra Kvitebjørn-feltet til Kollsnes, og trekke røret gjennom tunnelen helt fram til terminalen.
The original plan was based on extending the existing landfall tunnels for the pipelines to Kollsnes. 
Opprinnelig plan gikk ut på å forlenge eksisterende ilandføringstunneler for rørledningene inn til Kollsnes.
This solution would require an extra 1,400 metres of tunnel and two kilometres of pipeline. 
Denne løsningen ville krevd ny tunnellengde på til sammen 1400 meter, og to kilometer ekstra rørledningslengde.
The Kvitebjørn project is on schedule. 
Kvitebjørn-prosjektet går framover i tråd med planlagt løp.
The platform deck with drilling package is about 60 per cent complete. 
Plattformdekket med boreanlegg er vel 60 prosent ferdig.
The jacket is almost finished and will be installed on the North Sea field in September this year. 
Understellet er så godt som ferdig, og skal settes på plass på feltet i Nordsjøen i september i år.
The deck will be lifted into place in March 2003. 
Dekket skal løftes på plass i mars 2003.
The Kvitebjørn field will supply gas from 1 October 2004. 
Kvitebjørn-feltet skal levere gass fra 1. oktober 2004.
Gas and condensate will be transported in separate pipelines to Kollsnes and the Mongstad refinery respectively for further treatment. 
Gass og kondensat skal transporteres i separate rørledninger til henholdsvis Kollsnes og raffineriet på Mongstad i Hordaland for videre behandling.
Statoil has commenced the construction of a landfall tunnel at Kollsnes near Bergen to receive the gas pipeline from the Kvitebjørn field in the North Sea. 
Statoil har startet byggingen av en ilandføringstunnel på Kollsnes i Hordaland som skal ta imot gassrørledningen fra Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen.
"This is a great day. 
– Dette er en stor dag.
We are delivering the PDO for the largest oil discovery on the Norwegian continental shelf since the 1980s. 
Vi leverer PUD for det største oljefunnet på norsk sokkel siden 1980- tallet.
Johan Sverdrup will generate value of great importance to Norway through several decades. 
Johan Sverdrup vil skape verdier av stor betydning for Norge gjennom mange tiår.
The field’s economy is robust also at current oil prices," says Sætre. 
Feltets økonomi er robust også med dagens oljepris, sier konsernsjef Eldar Sætre.
Statoil’s chief executive officer Eldar Sætre. 
Konsernsjef Eldar Sætre.
The capital expenditures for phase one are estimated at NOK 117 billion (2015 value) and the expected recoverable resources are projected at between 1.4-2.4 billion barrels of oil equivalent. 
Investeringskostnadene for første fase er beregnet til 117 milliarder kroner (2015 kroner) og forventet utvinnbare ressurser er anslått til mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter.
For the full field development, capital expenditures are estimated at some NOK 170-220 billion (2015 value) with recoverable resources of between 1.7-3.0 billion barrels of oil equivalent. 
For fullfeltsutbyggingen er investeringskostnadene beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner (2015 kroner) med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.
The Johan Sverdrup oil field is planned to be developed in several phases, Phase one consists of four bridge-linked platforms, in addition to three subsea water injection templates. 
Oljefeltet Johan Sverdrup er planlagt bygget ut i flere faser og første fase består av fire plattformer bundet sammen med gangbroer samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The ambition is a recovery rate of 70%, with advanced technology for increased oil recovery (IOR) in future phases taken into account. 
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent der det er tatt høyde for avansert teknologi for økt utvinning i fremtidige faser.
The development in phase one has a production capacity in the range of 315,000-380,000 barrels per day. 
Utbyggingen i første fase har produksjonskapasitet på i størrelsesorden 315.000 til 380.000 fat pr dag.
First oil is planned for late 2019. 
Planlagt oppstart er sent 2019.
The partnership, consisting of Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil, has recommended Statoil as the operator for all phases of the field development and operation. 
Partnerskapet, bestående av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil, har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
The majority of the partnership has asked the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy to determine the final allocation of resources in Johan Sverdrup, based on the following proposal: Statoil 40.0267%, Lundin Norway 22.12%, Petoro 17.84%, Det norske oljeselskap 11.8933% and Maersk Oil 8.12%. 
Flertallet i partnerskapet har bedt Olje- og energidepartementet om å fastsette den endelige fordelingen av forekomstene i Johan Sverdrup, basert på følgende forslag: Statoil 40,0267%, Lundin Norway 22,12%, Petoro 17,84%, Det norske oljeselskap 11,8933% og Maersk Oil 8,12%.
The majority’s proposal for the allocation of resources is valid until the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy decides the final allocation. 
Flertallets forslag til fordeling av forekomstene legges til grunn frem til departementet fastsetter den endelige fordeling.
Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup project. 
Øivind Reinertsen, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
"The partnership has submitted a very good basis for further proceedings to the ministry," says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup project. 
– Partnerskapet har levert et meget godt grunnlag til departementet for videre behandling,» sier Johan Sverdrups prosjektdirektør, Øivind Reinertsen.
"The Johan Sverdrup development will create ripple effects for the whole society. 
– Utbyggingen vil skape ringvirkninger for hele samfunnet.
We look forward to a continued good cooperation with our partners, the authorities and with a competent and competitive supply industry. 
Vi ser fram til et fortsatt godt samarbeid med partnerne, myndighetene og med en kompetent og konkurransedyktig leverandørindustri.
The field will need the contribution of many suppliers, like a complex jigsaw puzzle where all pieces must be in place before we cross the finish line. 
Feltet vil trenge bidrag fra mange leverandører og summen av dette gjør prosjektet til et komplekst puslespill hvor alle brikkene må være på plass før vi er i mål.
We are excited about getting started,” he concludes. 
Vi gleder oss til å komme i gang, avslutter han.
In addition to the PDO the project will also submit two plans for installation and operation (PIO) for pipeline transportation and the development of power from shore solution. 
I tillegg til innlevering av PUD leverer prosjektet også to Planer for anlegg og drift (PAD) for transportrørledninger og løsning for utbygging av kraft fra land.
Contact - media relations: Morten Eek Press spokesperson Phone: +47 416 89 515 Email: meek@statoil.com 
Kontaktperson - media relations: Morten Eek, Pressetalsperson Telefon: +47 416 89 515 Epost: meek@statoil.com
PDO submission for the Johan Sverdrup field. 
PUD-overlevering for Johan Sverdrup-feltet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,154,144 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.154.144 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 149.56 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 149,56 kroner.
Following this, the share saving plan has 7,806,959 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.806.959 aksjer.
The field, which is tied back to the Oseberg Field Centre, has been developed using two subsea templates with capacity for a total of eight wells. 
Feltet er knyttet opp til Oseberg Feltsenter og er bygget ut med to brønnrammer på havbunnen med plass til totalt åtte brønner.
Arild Dybvig, vice president for fast-track development projects. 
Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggings-prosjekter
The initial phase of the plan initially involves three oil producers and two gas injectors. 
Tre oljeprodusenter og to gass-injektorer er planlagt i første omgang.
“Delta 2 is an important element in extending the lifetime of Oseberg. 
– Delta 2 er viktig for å forlenge levetiden på Oseberg.
It pr​ovides a good example of how we can make lesser discoveries profitable by using existing infrastructure while it is still available,” says Arild Dybvig, vice president for fast-track development projects in Development & Production Norway. 
Dette er et godt eksempel på at vi kan gjøre mindre funn lønnsomme gjennom å benytte eksisterende infrastruktur mens den ennå er tilgjengelig, sier Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggingsprosjekter i Utvikling og produksjon Norge
The start-up of the first well is in line with the development plan and takes place 38 months after the discovery became part of the fast-track portfolio. 
Oppstart av første brønn er i henhold til utbyggingsplanen.
Torger Rød, senior vice president for subsea projects in Technology, Projects & Drilling. 
Torger Rød, direktør for havbunnsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring.
“We’ve delivered yet another high quality, fast-track development according to plan and well within budget,” says Torger Rød, senior vice president for subsea projects in Technology, Projects & Drilling. 
– Vi har levert nok et hurtigutbyggingsprosjekt på plan, godt innenfor budsjett og med god kvalitet, sier Torger Rød, direktør for havbunnsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring.
Oseberg Delta 2 marks a further development on the Delta terrace where oil from two wells on an existing template has been produced since 2008. 
Oseberg Delta 2 er en videre utbygging av Delta-terrassen hvor det siden 2008 har vært produsert olje fra to brønner på en eksisterende brønnramme.
Terje Gunnar Hauge, vice president for operations on Oseberg East. 
Terje Gunnar Hauge, produksjonsdirektør for Oseberg.
“The new development includes gas injection that will give us a substantially greater recovery rate.” 
– Den nye utbyggingen inkluderer gassinjeksjon som vil gi en betydelig økt utvinningsgrad.
“There are also some good opportunities for the further development of the area and an exploration well has already been planned in the southern part of the Delta terrace,” says Terje Gunnar Hauge, vice president for operations on Oseberg East. 
– Det er også gode muligheter for videre utvikling av området og det er allerede planlagt en letebrønn i den sørlige delen av Delta-terrassen, sier Terje Gunnar Hauge, produksjonsdirektør for Oseberg.
The plan for development and operation was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 30 May 2013.​​​​​​​​ 
Plan for utbygging og drift ble levert Olje- og energidepartementet 30. mai 2013.
Facts about Oseberg Delta 2 
Fakta om Oseberg Delta 2
Decision to commence project development: December 2011 
Beslutning om igangsettelse av prosjektutvikling: Desember 2011
PDO approved on 10 October 2013 
PUD godkjent10. oktober 2013
Location: In North Sea, 14 kilometres south of Oseberg Field Centre 
Lokasjon: I Nordsjøen 14 kilometer sør-øst for Oseberg Feltsenter
Volumes: 77 million barrels of oil equivalent (32 mboe oil and 45 mboe gas) 
Volumer: 77 millioner fat oljeekvivalenter (32 mboe olje og 45 mboe gass)
Estimated lifetime: 20 years 
Antatt levetid: 20 år
Partners: Statoil (operator) (49.3%), ConocoPhillips (2.4%), Petoro (33.6%) and Total (14.7%) 
Partnere: Statoil (operatør) (49,3 prosent), ConocoPhillips (2,4), Petoro (33,6) og Total (14,7).
The total investment is slightly less than NOK 7 billion, well below the estimated investment cost when the project was sanctioned. 
De samlede investeringene er i underkant av 7 milliarder kroner, godt under estimerte investeringskostnader ved sanksjonering.
Oseberg Delta 2 illustration JPG 865 kB 
Illustrasjon av Oseberg Delta 2 JPG 865 kB
Oseberg Delta 2 is the tenth project in Statoil’s fast-track portfolio to be completed. 
Oseberg Delta 2 er det tiende av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter som settes i produksjon.
Engineering design will be undertaken at Aibel’s office in Asker outside Oslo 
Ingeniørarbeidet vil foregå ved Aibels kontor i Asker.
The platform deck will be built at the Aibel’s yard in Thailand and Haugesund, and at Nymo’s yard in Grimstad. 
Plattformdekket skal fabrikkeres ved Aibels verft i Thailand og Haugesund og ved Nymo i Grimstad.
Arne Sigve Nylund, executive vice president of Development & Production Norway. 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
Assembly and mechanical completion of the deck will be carried out at the Aibel’s yard in Haugesund with delivery in 2018. 
Sammenstilling og mekanisk ferdigstillelse av boreplattformdekket vil skje ved Aibels verft i Haugesund med levering i 2018.
Installation on the field is planned for the same year. 
Installasjon på feltet er planlagt samme år.
“The Johan Sverdrup field is one of the biggest discoveries on the Norwegian continental shelf that will, for its entire lifetime, be a pillar for Norwegian industry and value creation for the Norwegian society. 
– Johan Sverdrup-feltet er et av de største funnene på norsk sokkel og vil være en bærebjelke for norsk industri og verdiskaping i hele feltets levetid.
On behalf of the partnership we are looking forward to a close cooperation with Aibel in order to ensure a safe and efficient delivery of this project,” says Statoil’s Arne Sigve Nylund, executive vice president of Development & Production Norway. 
På vegne av partnerskapet ser vi fram til et godt og nært samarbeid med Aibel for å sikre en sikker og effektiv leveranse av dette prosjektet, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
“Targeted efforts have been made to reduce cost and ensure a cost-efficient delivery and execution. 
– Vi har jobbet målrettet for å redusere kostnader og sikre kostnadseffektiv leveranse og gjennomføring.
We are therefore pleased to see that Norwegian suppliers have regained their competitiveness. 
Det er derfor gledelig å se at norske leverandører har forbedret konkurransekraften.
The drilling platform is one of four platforms in the planned field centre and it is a complex and challenging project in itself. 
– Boreplattformen er en av de fire plattformene i det planlagte feltsenteret, og det er et komplekst og utfordrende prosjekt i seg selv.
In order to succeed we are dependent on competent suppliers at all stages, and Aibel has been awarded this contract in a very competitive market,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling Statoil. 
For og lykkes er vi avhengig av kompetente leverandører i alle ledd, og Aibel vant oppdraget i et marked preget av sterk konkurranse, sier Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling Statoil. 
Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Investment costs for full field development are estimated to be in the region of NOK 170-220 billion (2015 value) with recoverable resources of between 1.7 and 3.0 billion barrels oil equivalent. 
Investeringskostnadene for fullfeltutbyggingen er beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner (2015 kroner) med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.
Johan Sverdrup’s first phase development involves four installations including an accommodation a drilling, a riser and process platform, as well as three seabed templates for water injection. 
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en bolig-, en bore-, en stigerør- og en prosessplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The platforms will be connected by walkways. 
Plattformene knyttes sammen med gangbroer.
The ambition is a recovery of 70%. 
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent.
At plateau production the field will account for roughly 40% of the total oil production on the Norwegian continental shelf. 
På platå vil feltet stå for om lag 40 prosent av den totale oljeproduksjonen på norsk sokkel.
Start-up is planned for late 2019. 
Planlagt oppstart er sent 2019.
The Johan Sverdrup partnership consists of Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil. 
Johan Sverdrup-partnerskapet består av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil.
The partnership has recommended Statoil as operator for all the field’s phases. 
Partnerskapet har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
The award of this contract is subject to approval of the Plan for Development and Operation in 2015 by the Norwegian Parliament. 
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup feltet i Stortinget i 2015.
The contract includes engineering work, procurement and construction (EPC) of the drilling platform deck. 
Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging (EPC) av dekket til boreplattformen.
The supply base and warehousing facility for Mariner will be operated by Asco from Peterhead, north of Aberdeen. 
Ascos tjenester for Mariner skal driftes fra selskapets forsyningsbase i Peterhead, nord for Aberdeen.
The scopes awarded encompass the provision of supply base services, including personnel, local transportation, marine gas oil, quayside services and a nearby warehousing facility. 
Tjenestene i de tildelte kontraktene omfatter mottak, lagring og håndtering av materiell, samt lokaltransport og drivstoff til fartøy og innretninger.
Asco will perform the services for the Mariner field under two five year contracts, anticipated to start during Q1 2016. 
Asco vil utføre disse tjenestene for Mariner-feltet i henhold til to femårskontrakter, som ventes å tre i kraft i løpet av første kvartal 2016.
The contracts also include 2 x 2 year extension options. 
Kontraktene inneholder også opsjoner på to ganger to års forlengelse.
Gunnar Breivik, managing director for Statoil Production UK. 
Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
(Photo: Ross Johnston - AP - Statoil) 
(Foto: Ross Johnston - AP - Statoil)
“We are pleased with the interest we received in the market for this tendering process. 
‒ Vi er fornøyde med den interessen vi har fått i markedet for denne anbudsprosessen.
We received competitive bids from several highly qualified companies,” says managing director for Statoil Production UK, Gunnar Breivik. 
Vi har mottatt konkurransedyktige tilbud fra flere høyt kvalifiserte selskaper, sier direktør for Statoil Production UK, Gunnar Breivik.
“Production on Mariner requires a high level of drilling activity and the field is reliant on a seamless and cost efficient logistics chain. 
‒ Produksjonen på Mariner krever stor boreaktivitet, og feltet er avhengig av en sømløs og kostnadseffektiv logistikkjede.
Asco is a well-established player and their supply base in Peterhead is a proven, high-performing logistics hub. 
Asco er en etablert aktør for oljeindustrien på britisk sokkel, og forsyningsbasen deres i Peterhead er et anerkjent og velfungerende logistikksenter.
We are looking forward to working closely with Asco to tackle industry challenges and optimise the supply and warehousing services that we depend on for successful operations on Mariner,” Breivik says. 
Vi ser fram til å samarbeide tett med Asco for å takle industrielle utfordringer og få de optimale forsynings- og lagringstjenestene vi er avhengig av for en sikker og effektiv drift på Mariner-feltet, sier Breivik.
The development concept includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket and a floating storage unit (FSU). 
Utbyggingskonseptet omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell og en flytende lagringsenhet (FSU).
Drilling will be carried out from the PDQ drilling rig, with a jack-up rig assisting for the initial years. 
Boringen skal utføres fra boreriggen fra plattformen, med støtte fra en oppjekkbar rigg de første årene.
In the period when both the PDQ and the jack-up are drilling Mariner wells, the field will require at least five sailings a week from the Peterhead supply base. 
I perioden når både riggen på Mariner-plattformen og den oppjekkbare riggen borer brønner på Mariner vil feltet kreve minst fem seilinger i uken fra forsyningsbasen i Peterhead.
Statoil is the operator of the Mariner field with 65.11% equity. 
Statoil er operatør for Mariner-feltet med en eierandel på 65,11 prosent.
Co-venturers are JX Nippon Exploration and Production (U.K.) 
Andre partnere er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Limited (28.89%) and Dyas Mariner Ltd. 
Limited (28,89 prosent) og Dyas Mariner Ltd.
(6%). 
(6 prosent).
The Mariner Field is located on the East Shetland Platform of the UK North Sea, approximately 150 kilometres east of the Shetland Isles. 
Mariner-feltet ligger på den østlige Shetland-plattformen i den britiske delen av Nordsjøen, om lag 150 km øst for Shetlandsøyene.
The development of the Mariner field will contribute more than 250 million barrels reserves with average plateau production of around 55,000 barrels per day. 
Utbyggingen av Mariner-feltet vil gi mer enn 250 millioner fat med reserver, med en gjennomsnittlig platåproduksjon på rundt 55.000 fat per dag.
The field will provide a long-term cash-flow over a 30-year field life. 
Feltet vil sikre langsiktig kontantstrøm i en produksjonsperiode på 30 år.
Production is expected to commence in 2017. 
Produksjonen ventes å starte i 2017.
The concept chosen includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket, with a floating storage unit (FSU). 
Konseptet som er valgt omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell og en flytende lagringsenhet (FSU).