natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Recoverable reserves in Gjøa are put at 82 million barrels of oil and condensate and 40 billion cubic metres of gas. 
De utvinnbare reservene på Gjøa er 82 millioner fat olje og kondensat og 40 milliarder kubikkmeter gass.
Vega is expected to yield 26 million barrels of condensate and 18 billion cubic metres of gas. 
På Vega regner partnerne med å få ut 26 millioner fat kondensat og 18 milliarder kubikkmeter gass.
This oil and gas field was discovered in 1989. 
Olje- og gassfeltet Gjøa ble oppdaget i 1989.
Statoil has been the development operator, with GDF Suez replacing it for the production phase. 
Statoil har vært operatør under utbyggingsfasen, mens GDF Suez skal være operatør for driftsfasen.
Statoil will continue to be a partner in the field. 
Statoil blir imidlertid med som samarbeidspartner også i framtiden.
The platform stands 45 kilometres from land at the northernmost end of the North Sea. 
Plattformen er plassert 45 kilometer fra land, helt nord i Nordsjøen.
Oil from Gjøa will be piped to Mongstad via the Troll II line. 
Oljen fra Gjøa fraktes til Mongstad, via Troll II-rørledningen.
Gas will be piped through the British Flags system to St Fergus in the UK. 
Gassen fraktes gjennom den britiske FLAGS-rørledningen til St.
More than 200 km pipeline were laid on the seabed. 
Det er lagt over 200 km rør på havbunnen.
Gjøa’s supply base lies in Florø. 
Gjøas forsyningsbase ligger i Florø.
The licensees are: 
Partnere i Gjøa-feltet:
GDF Suez 30% (production operator) 
GDF Suez, 30 % (operatør driftsfase)
Petoro 30% 
Petoro 30 %
Statoil 20% (development operator) 
Statoil 20 % (operatør utbygging)
Shell 12% 
Shell 12 %
RWE Dea 8%. 
RWE Dea 8 %
The Gjøa platform in the North Sea (Photo: Martin Lindland/Statoil) JPG 1 MB 
Gjøa-plattformen i Nordsjøen (Foto: Martin Lindland/Statoil) JPG 1 MB
The Gjøa platform in the North Sea. 
Gjøa-plattformen i Nordsjøen.
The share capital increase related to the Dividend Issue was registered today with the Norwegian Registry of Business Enterprises (Foretaksregisteret). 
Kapitalforhøyelsen i forbindelse med Utbytteemisjonen ble i dag registrert i Foretaksregisteret.
Following the completion of the share capital increase, the share capital of the Company is NOK 8,067,288,300.00 divided into 3,226,915,320 shares, each with a par value of NOK 2.50. 
Etter gjennomføringen av kapitalforhøyelsen er aksjekapitalen til Selskapet NOK 8.067.288.300,00 fordelt på 3.226.915.320 aksjer hver pålydende NOK 2,50.
The Dividend Shares will be registered with VPS under ISIN NO 0010096985 and will be traded on Oslo Børs (“Oslo Stock Exchange”) under the Company's ticker "STL". 
Utbytteaksjene vil bli registrert i VPS under ISIN NO 0010096985 og vil handles på Oslo Børs under Selskapets ticker "STL".
Trading of the new shares will commence on 26 September 2016. 
Handel i Utbytteaksjene vil starte 26. september 2016.
Payment of the cash dividend to holders of ordinary shares on Oslo Børs is expected to be on or about 23 September 2016. 
Betaling av kontantutbytte til eiere av ordinære aksjer på Oslo Børs vil skje på eller omkring 23. september.
Cash payment of the dividend to holders of ADRs is expected to be on or about 26 September 2016. 
Kontant betaling av utbyttet til eiere av ADRer er forventet å skje på eller omkring 26. september 2016.
(Photo: Kåre Spanne/Statoil) 
(Foto: Kåre Spanne/Statoil)
Many years of development work underpin this choice. 
Mange års utviklingsarbeid ligger til grunn når Statoil velger gasskompresjonsutstyr på havbunnen som konsept for Åsgard.
The Åsgard field in the Norwegian Sea. 
Illustrasjon av Åsgard-feltet i Norskehavet.
Subsea gas compression has also been assessed on Gullfaks and for the Ormen Lange field together with operator Shell. 
Gasskompresjon på havbunnen blir også vurdert på Gullfaks-feltet, og på Ormen Lange-feltet sammen med operatøren Shell.
Leap 
Et teknologisprang
“Compressing gas on subsea installations represents a considerable technological leap for the industry,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology & New Energy. 
– Gasskompresjon på undervannsinstallasjoner representerer et betydelig teknologisprang for industrien.
“With this technology in place, the recovery factor and producing life can be substantially increased for a number of gas fields.” 
Med denne teknologien på plass kan utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt økes i betydelig grad, sier Margareth Øvrum, teknologidirektør i Statoil.
Margareth Øvrum (left), executive vice president for Technology & New Energy, and Ståle Tungesvik, head of reserves and business development in Statoil, at a press conference in Oslo, 9 November. 
Teknologidirektør i Statoil, Margareth Øvrum, og Ståle Tungesvik, direktør for Reserve- og forretningsutvikling, på en pressekonferanse i Oslo 9. november.
The latter is due to be reached in the first quarter of 2011. 
Investeringsbeslutning er planlagt til første kvartal 2011.
Alternative 
Lønnsom teknologi
The alternative to subsea compression on Åsgard would be to build a new platform with conventional surface compressors. 
Alternativet til kompresjon på havbunnen på Åsgard-feltet er å bygge ny plattform med konvensjonell kompressor.
Detailed assessments underlie the decision by Statoil and its partners, and these show that the chosen option represents the best concept in commercial terms. 
Når Statoil sammen med partnerne har valgt å satse på havbunnskompresjon på Åsgard-feltet er det etter grundige evalueringer som viser at havbunnskompresjon er det kommersielt beste konseptet.
“Moving compression to the seabed gives both improved energy efficiency and lower costs compared with keeping it on a platform or on land,” explains Øvrum. 
– Ved å utføre kompresjon på havbunnen får vi både bedre energieffektivitet og lavere kostnader sammenliknet med å utføre kompresjon på plattform eller på land.
“The closer to the well we compress the gas, the higher the efficiency and the production rates.” 
Jo nærmere brønnen vi foretar kompresjon, desto høyere blir effektiviteten og produksjonsratene, sier Margareth Øvrum.
Interest 
Stor interesse for teknologien
Developing subsea gas compression also opens exciting prospects for the supplies industry, and the work is being followed with great interest by Norwegian and foreign technology companies. 
Utviklingen med gasskompresjon fra installasjoner på havbunnen gir spennende muligheter også for leverandørindustrien, og arbeidet blir møtt med stor interesse blant norske og internasjonale teknologiselskaper.
Partners at the Åsgard field: Petoro AS (35.69 per cent), Statoil (operator, 34.57 per cent), Eni Norge AS (14.82 per cent), Total E&P Norge AS (7.68 per cent) and Mobil Development Norway (7.24 per cent) 
Rettighetshavere på Åsgard-feltet er Petoro (35,69 prosent), Statoil (operatør, 34,57 prosent), Eni Norge (14,82 prosent), Total E&P Norge (7,68 prosent) og ExxonMobil (7,24 prosent).
How gas compression works 
Slik virker gasskompresjon
Compressing gas on seabed installations will help to boost the recovery factor from the reservoir. 
Kompresjon av gass ved installasjoner på havbunnen vil bidra til å få mer gass ut av reservoaret.
This process is needed to boost pressure so that the gas can be piped to Åsgard B. 
Kompresjonsprosessen er nødvendig for å øke trykket før gassen kan sendes inn i rørledningen til Åsgard B.
The compression unit comprises a gas cooler, liquid separator and compressor, with the latter due to be powered from the Åsgard A oil production ship. 
Kompresjonsenheten består av gasskjøler, væskeutskiller og kompressor.
This electricity will be converted to mechanical energy by a motor driving a compressor which consists of a number of vanes around an shaft. 
Kompressoren får tilført strøm fra Åsgard A, og denne energien omformes til mekanisk energi i en motor som driver en kompressorenhet bestående av et antall løpehjul rundt en aksling.
Through the compression process, the gas acquires sufficient additional pressure for it to be transported through the pipeline to the receiving platform. 
Gjennom kompresjonsprosessen får gassen nok trykk til transporten videre til plattformen.
Illustration: The Åsgard field in the Norwegian Sea JPG 363 kB 
Illustrasjon av Åsgard-feltet i Norskehavet JPG 363 kB
9 November 2010: Åsgard subsea compression, presentation by Margareth Øvrum and Ståle Tungesvik PDF 643 kB 
9. november 2010: Åsgard subsea compression - presentasjon av Margareth Øvrum og Ståle Tungesvik PDF 643 kB
Installation of subsea compressor at the K-lab test facility, Kårstø north of Stavanger. 
Installering av undervannskompressor ved K-lab på Kårstø.
(Photo: Svein Bjørtomt) 
(Foto: Svein Bjørtomt)
Anne Strømmen Lycke heads the group’s wind power commitment. 
Anne Strømmen Lycke, leder for vindsatsingen i Statoil.
“We’ve also developed a unique prototype for a floating wind turbine. 
Havvindmøllemarkedet har økt med hele 50 prosent bare i år.
“We aim to secure a leading position by using our competitive advantages in technology and our experience of marine operations from almost 40 years in the offshore sector,” says Lycke. 
– Målet er å sikre selskapet en ledende posisjon ved å utnytte de konkurransefortrinnene selskapet har innen teknologi og marin operasjonserfaring fra nesten 40 års operasjoner i olje– og gassektoren.
Statoil is collaborating broadly with suppliers in Norway and abroad on developing important technological solutions for offshore wind turbines. 
Statoil samarbeider bredt med leverandører i Norge og i utlandet om å videreutvikle viktig teknologi for havvindmøller.
The goal is to achieve a cost per kilowatt-hour generated which makes it possible to operate wind farms without subsidies in the longer term. 
Målet er å nå et kostnadsnivå per produsert kilowattime som gjør det mulig på sikt å drive vindparker uten subsidier.
Statoils Asset Manager for Hywind, Sjur Bratland. 
Statoils Asset Manager for Hywind, Sjur Bratland.
“We can point to very good results after a year’s operation,” reports Sjur Bratland, Statoil’s asset manager for the Hywind solution. 
– Hywind kan vise til meget gode resultater etter ett år i drift, sier Statoils Asset Manager for Hywind, Sjur Bratland.
“It now looks as if we’ll be able to cut the costs of floating wind turbines by more than 50%. 
– Vi ser nå muligheten for at vi kan redusere kostnadene på flytende havvindmøller med mer enn 50 prosent.
And we can see that the new technology incorporated in Hywind functions as intended. 
I tillegg så ser vi at den nye teknologien som er tatt i bruk på Hywind fungerer som forventet.
“We’re currently analysing alternative locations for a demonstration farm embracing several floating turbines as the next stage in the commercialisation of this concept.” 
Vi jobber nå med å analysere alternative lokasjoner for en demonstrasjons-park for flere flytende havvindmøller som vil være neste ledd i kommersialiseringen av Hywind, sier han.
Statoil has a relatively limited wind-power portfolio on land, comprising 18 turbines operating at two locations in Norway. 
Statoil har en relativt begrenset portefølje på land bestående av 18 møller i drift på to steder i Norge.
This decision reflects the strong international growth in this segment, combined with the group’s unique offshore experience from the oil and gas industry. 
Bakgrunnen er den sterke internasjonale veksten innen havbasert vind, kombinert med selskapets unike offshore-erfaring fra olje- og gassektoren.
As part of its commitment to marine turbines, the group will make provision for a gradual divestment of its wind power projects on land. 
Som et ledd i denne satsingen vil selskapet legge til rette for et gradvis salg av eierandeler i vindprosjekter på land.
Statoil has achieved good test results with its Hywind offshore wind turbine, and intends to make a stronger commitment to wind farms at sea. 
Statoil har oppnådd gode testresultater med havvindmøllen Hywind, og vil satse mer på vindmøller til havs.
The drilling and well operations were stopped at Gullfaks for an additional review of Statoil’s routines for planning and conducting drilling operations. 
Bore- og brønnoperasjonene ble stoppet på Gullfaks for en ekstra gjennomgang av Statoils rutiner for å planlegge og gjennomføre boreoperasjoner.
On Friday October 29, Statoil presented the report from its own internal investigation after the incident involving the Gullfaks well C-06 on May 20. 
Fredag 29. oktober la Statoil fram sin interne granskingsrapport etter hendelsen på Gullfaks-brønn C-06 den 20. mai.
Production is continuing as normal from the Gullfaks field and associated satellite fields. 
Produksjonen fortsetter som normalt fra Gullfaks-feltet og de tilhørende satellitt-feltene.
“We are continuing our dialogue with Ptil and will recommence drilling and well operations as soon as possible,” says Slora. 
– Vi fortsetter dialogen med Ptil og vil starte opp igjen bore- og brønnoperasjonene så snart som mulig, sier Slora.
The Gullfaks field in the North Sea (Photo: Harald Pettersen) 
Gullfaks-feltet i Nordsjøen (Foto: Harald Pettersen)
Per Haaland, direktør for porteføljen av hurtigutbygginger på norsk sokkel. 
Per Haaland, direktør for porteføljen av hurtigutbygginger på norsk sokkel.
Vidar Birkeland, fungerende direktør for anskaffelser. 
Vidar Birkeland, fungerende direktør for anskaffelser.
Facts about the Fields and the fast track commitment 
Fakta om feltene og Statoils satsing på hurtigutbygginger
By rationalising the use of time and resources, improving cooperation and adopting standardised equipment, Statoil aims to reduce the norm time for simple developments on the Norwegian continental shelf (NCS) from around five to two and a half years 
Ved å rasjonalisere tids- og ressursbruk, samarbeide bedre og bruke standardutstyr skal Statoil redusere normaltiden for enkle utbygginger på norsk sokkel fra om lag 5 år til 2,5 år
All fast-track developments consist of one single subsea template, a few wells and tie-back to existing systems 
Alle hurtigutbyggingene består av én enkelt havbunnsramme, noen få brønner og tilknytning til eksisterende anlegg
The effort is called fast-track and so far it includes seven projects distributed on two waves of projects 
Satsingen kalles for Fasttrack og består foreløpig av sju prosjekter fordelt på to bølger
The first four fast-track projects PanPandora, Katla, Gygrid and Vigdis North-East are all on schedule and expected to come on stream in 2012 
De fire første Fast track-prosjektene PanPandora, Katla, Gygrid og Vigdis Nordøst er alle er i rute, med forventet oppstart i 2012
The wave two projects are based on experience gained from the first projects and could be developed even faster 
Prosjektene i bølge 2 baseres på læring fra forløperne og kan få et enda raskere utviklingsløp
The second wave of projects includes Fossekall/Dompap and Vilje South 
Blant prosjektene i bølge II er Fossekall/Dompap og Vilje sør
Fast-track developments are needed to make these small volumes profitable and to help maximise the potential of the NCS 
Hurtigutbygging er nødvendig for å gjøre disse mindre volumene lønnsomme og bidra til å maksimere potensialet på norsk sokkel
PanPandora 
PanPandora
Field under development in the North Sea, just south of the Visund field 
Felt under utbygging i Nordsjøen, like sør for Visund-feltet
To be developed as a satellite field to the Gullfaks C platform 
Bygges ut som satellitt til Gullfaks C-plattformen
The volumes of the field are estimated to be around 64 million barrels of oil equivalent, of which one third is oil and two thirds are gas 
Volumene i feltet er beregnet til rundt 64 millioner fat oljeekvivalenter, hvorav en tredel er olje og to tredeler gass
The development includes one subsea template and three production wells 
Bygges ut med én havbunnsramme og tre produksjonsbrønner
Production is expected to start in 2012 
Forventet produksjonsstart i 2012
Katla 
Katla
Field under development in the North Sea, 11 kilometres south-west of Oseberg South 
Felt under utbygging i Nordsjøen, 11 kilometer sørvest for Oseberg Sør
To be developed as a satellite field to be tied back to the Oseberg South platform 
Bygges ut som satellitt til Oseberg Sør-plattformen
The field volumes are estimated at 40 million boe, of which 60% is oil 
Volumene i feltet anslåes til 40 mill. fat oljeekvivalenter, 60 prosent olje
A development proposal covers one subsea template with two production wells and two injection wells 
Foreslår utbygget med én havbunnsramme med to produksjonsbrønner og to injeksjonsbrønner
Expected start-up is late 2012 
Forventet oppstart sent 2012
These are EPCI contracts, which include engineering, procurement, construction and installation of the pipelines and control cables connecting the PanPandora and Katla fields in the North Sea to existing production systems. 
De omfatter prosjektering, innkjøp, bygging og installasjon av rørledningene og kontrollkabler som skal forbinde PanPandora- og Katla-feltene i Nordsjøen med eksisterende produksjonsanlegg.
The contracts also cover installation of the production system on the seabed. 
I tillegg omfatter kontraktene installasjon av selve produksjonsanleggene på havbunnen.
They are the first contracts signed by Statoil for delivery of subsea pipes to the new portfolio of fast-track developments. 
Dette er de første kontraktene Statoil inngår for levering av havbunnsrør til den nye porteføljen med hurtigutbygginger.
The engineering work starts this month at the supplier’s office in Stavanger. 
Ingeniørarbeidet starter denne måneden ved leverandørens kontor i Stavanger.
The pipelines will be produced at the spool base on the island of Vigra on the west coast of Norway. 
Rørledningene skal produseres ved spolebasen på Vigra.
Field installation and pipe-laying on the seabed are scheduled for the first half of 2012. 
Feltinstallasjon og rørlegging på havbunnen er planlagt for første halvdel av 2012.
Production from PanPandora and Katla is to start later the same year. 
PanPandora og Katla har planlagt produksjonsstart senere samme år.
“We are signing these contracts earlier than what is normal for traditional project execution,” says Vidar Birkeland, acting head of procurements. 
– Vi inngår disse kontraktene tidligere enn vi er vant til i tradisjonell prosjektgjennomføring.
“They are important contributions to maintaining the pace of our fast-track projects. 
Det er et viktig bidrag for å holde farten oppe i fast-track-prosjektene våre.
Katla will be developed as a satellite of Oseberg Sør. 
Katla skal bygges ut som en satellitt til Oseberg Sør.
The Deepsea Bergen drilling rig. 
Boreriggen Deepsea Bergen
(Photo: Kenneth Engelsvold) 
(Foto: Kenneth Engelsvold)
The contract period is three years and includes a one-year option following the completion of the drilling programme. 
Kontraktens varighet er på tre år, med mulighet for ett års opsjon etter fullført boreprogram.
The contract states a daily rate of around USD 346,000, based on the current exchange rate. 
Kontrakten angir en dagsrate på rundt 346.000 amerikanske dollar, basert på dagens valutakurs.
Statoil has an option to further extend the contract period at a reduced rate. 
Statoil har opsjon på å utvide kontraktens varighet ytterligere til en redusert rate.
The agreement is subject to partner approval. 
Avtalen forutsetter partnergodkjenning.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,157,605 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.157.605 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 126.99 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 126,99 kroner.
Fiolinisten Vilde Frang Bjærke 
Fiolinisten Vilde Frang Bjærke
Sought-after soloist 
Ettertraktet solist
A sought-after soloist in concert halls in Asia, the US and Europe, Frang Bjærke received Spellemannsprisen in 2009 for her first CD featuring music by Sibelius and Prokofiev. 
Bjærke er en ettertraktet solist på konsertsteder i Asia, USA og Europa og mottok Spellemannsprisen i 2009 for sin første CD med musikk av Sibelius og Prokofiev.
Former receivers of the classical music award include Ole Edvard Antonsen, Henning Kraggerud, Tine Thing Helseth and the current chair of the judging panel, Leif Ove Andsnes. 
Tidligere mottakere av klassisk-stipendet inkluderer Ole Edvard Antonsen, Henning Kraggerud, Tine Thing Helseth og dagens juryleder Leif Ove Andsnes.
The Judging panel’s citation read as follows: “Vide Frang Bjærle was this year unanimously selected for Statoil’s talent award. 
- Vilde Frang ble i år enstemmig valgt til Statoils talentpris.
She is a rare talent, and over the years she has developed into an exceptional stage personality. 
Hun er en sjelden begavelse, og har med årene utviklet seg til å bli en scenepersonlighet utenom det vanlige.
She is a violinist with a tone that carries to the farthest reaches of the large halls and interacts with the orchestra, and there is a presence and listening sensitivity in her violin playing that moves those listening to her perform.” 
Hun er en fiolinist med en klang som bærer i de store salene og i samspill med orkester, og det finnes et nærvær og en lyttende sensitivitet i hennes spill som griper de som hører henne, skriver juryen i sin begrunnelse.
Heroes of tomorrow 
Morgendagens helter
The grant is part of Statoil’s ”Heroes of Tomorrow” talent programme, supporting young performers within sports, culture and education. 
Stipendet er en del av Statoils talentprogram ”Morgendagens helter”, der selskapet støtter unge utøvere innenfor feltene idrett, kultur og utdanning.
Statoil has supported musical talents since back in 1990, granting talent awards to promising performers within both classical and rhythmic music. 
Statoil har støttet musikktalenter helt siden 1990, og deler ut talentstipender til lovende utøvere innenfor både klassisk og rytmisk musikk.
In addition to Andsnes, the judging panel consists of Anne Gjevang, casting director and acting head of the Norwegian National Opera and Ballet, and violinist Henning Kraggerud ,Øyvind Gimse, leader of the Trondheim Soloists, Rolf-Cato Raade, director, Nordnorsk Opera og Symfoniorkester AS and Eirik Birkeland, principal of the Norwegian Academy of Music. 
I juryen for talentstipendet i klassisk musikk sitter i tillegg til Andsnes, Anne Gjevang fra Den Norske Opera & Ballett, fiolinist Henning Kraggerud og Øyvind Gimse fra Trondheimsolistene, Rolf Cato Raade fra Nordnorsk Opera og Symfoniorkester og Eirik Birkeland fra Norges Musikkhøgskole.
”We wish to support the heroes of tomorrow, boosting their careers internationally. 
”Vi ønsker å støtte morgendagens helter og hjelpe dem ut i verden.
Following this, the share saving plan has 6,869,731 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.869.731 aksjer.
Recoverable reserves of oil, gas and condensate on Smørbukk North-East are estimated at around 15 million barrels of oil equivalent. 
Utvinnbare reserver av olje, gass og kondensat på Smørbukk Nordøst er anslått til ca.15 millioner fat oljeekvivalenter.
The expected development investment is close to NOK one billion. 
Forventet investering for utbyggingen er nærmere 1 milliard kroner.
Project manager Helge Rivelsrud 
Prosjektleder Helge Rivelsrud
“From sanctioning to start-up of the project we will need 13–14 months,” says project manager Helge Rivelsrud. 
- Fra sanksjonering av prosjektet til oppstart vil det gå 13 -14 måneder.
“This will be one of the fastest developments ever in the Norwegian Sea.” 
Dette vil være en av de raskeste utbygginger i Norskehavet noensinne, forteller prosjektleder Helge Rivelsrud.
The development will increase the future oil and gas production via Åsgard B and provides opportunities for developing new finds in the area. 
Utbyggingen vil øke framtidig olje- og gassproduksjon over Åsgard B og gir muligheter for å bygge ut nye funn i området.
“Åsgard is a hub on the Halten Bank and the development of Smørbukk North-East shows how we can realise new production quickly when we have processing capacity available in the area,” says Ståle Tungesvik, Statoil’s head of reserve replacement and business development. 
- Åsgard er et knutepunkt på Haltenbanken, og utbyggingen av Smørbukk Nordøst viser hvordan vi raskt kan realisere ny produksjon, når det er tilgjengelig prosesseringskapasitet i området, sier Ståle Tungesvik, leder for Reserve- og forretningsutvikling på norsk sokkel.