natgillin/translations-raw huggingface dataset:
During this period, the emergency power unit on board handles the emergency preparedness systems, provides light and limited communications. 
I denne perioden er det nødstrømanlegget om bord som ivaretar beredskapssystemene, gir lys og begrenset kommunikasjon.
Measures were also initiated to safeguard the personnel on board, as the heating unit was not in operation. 
Det ble også satt i gang tiltak for ivaretakelse av personellet ombord da varmeanlegget ikke er var drift.
Floatel Superior is located at the Oseberg field centre, and is completely self-sufficient, with all systems functional. 
Floatel Superior ligger ved Oseberg feltsenter og er selvforsynt og alle systemer der fungerer.
At present, nearly 700 people are at the field centre, including the flotel. 
Det er for tiden i alt nesten 700 personer på feltsenteret, inkludert flotellet.
The Oseberg organisation has decided to send personnel from the flotel to land to make room for the personnel from Oseberg A who will be working to bring the facility back on stream. 
Oseberg-organisasjonen har besluttet å sende i land personell fra flotellet for å gjøre plass til personell fra Oseberg A, som skal jobbe videre for å få anlegget i gang igjen.
It is primarily personnel in the areas of maintenance, modification and project tasks who will be flown to land. 
Det er i første omgang personell som jobber med vedlikehold-, modifikasjon og prosjektoppgaver som flys til land.
These tasks will not be prioritised as long as the main power supply is down. 
Uten hovedstrømforsyning vil ikke disse oppgavene bli prioritert utført.
Oil and gas production remains shut down. 
Produksjon av olje og gass er fremdeles nedstengt.
Crews are working hard to restore stable main power supply on board so that the heating unit can be started, personnel can be taken on board, and activities resumed. 
Det jobbes intensivt med å få stabilhovedstrømforsyning om bord slik at varmeanlegget kan startes, personell tas ombord og aktivitetene gjenopptas.
Oseberg field centre facts 
Fakta om Oseberg feltsenter
Oseberg field centre encompasses the three platforms Oseberg A, B and D, which are connected with bridges in the southern part of the Oseberg field. 
Oseberg feltsenter omfatter de tre plattformene Oseberg A, B og D, som er bundet sammen med broer i den sørlige delen av Oseberg-feltet.
Oseberg A is a concrete platform with process equipment and living quarters, while Oseberg B has a steel jacket with drilling, production and injection equipment. 
Oseberg A er en betongplattform med prosessutstyr og boligkvarter, mens Oseberg B har stålunderstell med bore-, produksjons- og injeksjonsutstyr.
Oseberg D is a steel platform with gas processing and export equipment which was connected to the field centre by a bridge in the spring of 1999. 
Oseberg D er en stålplattform med gassprosesserings- og eksportutstyr som ble knyttet til Feltsenteret med en bro våren 1999.
Personnel that were demobilised on Friday are now returning to the flotel and the situation is about to normalise. 
Flotellet blir nå bemannet opp igjen med personell som ble dimittert fredag og situasjonen er i ferd med å normaliseres.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,170,537shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.170.537 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 140.63 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 140,63 kroner.
11,263.486996 
11.263,486996
29,710.449911 
29.710,449911
The above information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act. 
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12
Skuld consists of the two discoveries Fossekall and Dompap. 
Skuld består av de to funnene Fossekall og Dompap.
The recoverable reserves in Skuld have been calculated to 90 million barrels of oil equivalents. 
Utvinnbare reserver i Skuld er beregnet til 90 millioner fat oljeekvivalenter.
Skuld is the largest of the development fields in the fast-track portfolio. 
Skuld er det største av hurtigutbyggingene i fast-track-porteføljen.
It will make up more than half of Statoil's increased production from fields where the company is the operator on the Norwegian shelf in 2013. 
Produksjonen fra feltet vil utgjøre mer enn halvparten av Statoils tilvekst i produksjon fra egenopererte felt på norsk sokkel i 2013.
The field is connected to the Norne production vessel, which is also producing for the Norne, Urd, Alve and Marulk fields. 
Feltet er knyttet opp til produksjonsskipet Norne, som også produserer feltene Norne, Urd, Alve og Marulk.
This will result in higher production for the northernmost operational area in Statoil, Operations North. 
Dette gir dermed økt produksjon for Statoils nordligste driftsområde, Drift Nord.
Anita Andersen Stenhaug, vice president for the Norne field. 
Anita Andersen Stenhaug, direktør for Norne-feltet.
"Skuld's size makes it stand out in the fast-track portfolio. 
– Skuld er så stort at det skiller seg ut i fast-track-porteføljen.
It could easily have been developed as a stand-alone field. 
Det kunne like godt vært bygget ut som et selvstendig felt.
We chose this solution as we saw the opportunity to use the technology and expertise intended for rapid developments, and because we could connect to the existing infrastructure on Norne. 
Vi valgte denne løsningen fordi vi så muligheten til å benytte samme teknologi og kompetanse som er tiltenkt hurtigutbygginger, og fordi vi kunne knytte oss til eksisterende infrastruktur på Norne.
This has made it possible to complete the project three years after discovery," says Anita Andersen Stenhaug, vice president for the Norne field. 
Dette har gjort det mulig å ferdigstille prosjektet tre år etter funn, sier Anita Andersen Stenhaug, direktør for Norne feltet.
High activity levels 
Høy aktivitet
According to Roger Lynum, asset owner representative for Skuld, the tempo has been incredible in the project, with difficult deadlines for suppliers and six installation vessels working in parallel out on the field. 
Det har ifølge Roger Lynum, oppdragsleder for Skuld, vært et utrolig høyt tempo i prosjektet, med tøffe leveringsfrister for leverandører og opptil seks installasjonsfartøyer i parallell aktivitet ute på feltet.
This has been carried out with the same requirements to health, environment and safety as for other projects. 
Dette har vært gjennomført med de samme kravene til helse, miljø og sikkerhet som for andre prosjekter.
Roger Lynum, asset owner representative for Skuld. 
Roger Lynum, oppdragsleder for Skuld.
"The rapid execution has been made possible by close cooperation between licensees, authorities and the supplier industry. 
– Den hurtige gjennomføringen har vært mulig gjennom tett samarbeid mellom lisensinnehaverne, myndighetene og leverandørindustrien.
I would like to use this opportunity to praise our partners for the success we have achieved here," says Lynum. 
Jeg vil benytte anledningen til å rose våre samarbeidspartnere for denne suksesshistorien, sier Lynum.
The main contractors for the Skuld development have been Aker Solutions, Subsea 7, Aibel, National Oilwell and Sumitomo. 
Hovedkontraktørene for Skuld-utbyggingen har vært Aker Solutions, Subsea 7, Aibel, National Oilwell og Sumitomo.
Increased life for Norne 
Økt levetid for Norne
"Skuld will have a very positive impact on Norne's lifetime, which was estimated to 2021 without this addition. 
– Skuld vil ha meget positiv effekt på levetiden til Norne, som uten denne tilveksten var beregnet til 2021.
We are envisioning production until 2030 at least, and there are opportunities for new activities involving exploration and further development in the Norne area. 
Nå ser vi for oss produksjon minst frem til 2030, og det er muligheter for ny aktivitet med leting og videre utvikling i Norne-området.
With the technological development projects we now have underway, we are envisioning opportunities for increased recovery from existing fields," says Stenhaug. 
Med de prosjektene vi har innen teknologiutvikling ser vi også for oss muligheter for økt oljeutvinning fra de feltene vi allerede har her, sier Stenhaug.
The average increase in daily production from Skuld over the next two years will be half of what is currently produced to Norne. 
Gjennomsnittlig økning i daglig produksjon fra Skuld de neste to årene vil være ca halvparten av det som produseres inn til Norne nå.
The field amounts to 45% of the added production from fast-track projects in 2013. 
Feltet utgjør 45 prosent av produksjonstilveksten fra fast-track-prosjekter i 2013.
"The most complex ever" 
- Det mest komplekse
This is the sixth project completed with the Norne vessel from 2003 and until today.The Urd, Norne K, Alve, Norne M and Marulk fields have already been tied in. 
Fra før er feltene Urd, Norne K, Alve, Norne M og Marulk tilknyttet.
"We have now succeeded in delivering another fast-track project more or less as planned, on budget and with good quality. 
– Vi har nå lykkes i å levere nok et fast-track prosjekt tilnærmet på plan, på budsjett og med god kvalitet.
This has been the most complex fast-track project, connecting two fields with a shared development solution. 
Dette har vært det mest komplekse fast-track prosjektet som har knyttet opp to felt med en felles utbyggingsløsning.
The project has completed more than 500 vessel days without any serious incidents, which has been a precondition for the success we have achieved. 
– Det er utført over 500 fartøysdøgn uten alvorlige hendelser på prosjektet, og det er en forutsetning for et vellykket prosjekt.
Illustration of the Skuld field in the Norwegian Sea 
Illustrasjon av Skuld-feltet i Norskehavet
"The success in Block 2 is the result of an ambitious and successful drilling campaign. 
– Suksessen i blokk 2 er et resultat av en ambisiøs og vellykket borekampanje.
We have so far completed five wells within 15 months and will continue with further wells later this year. 
Hittil har vi fullført fem letebrønner i løpet av 15 måneder, og vi vil fortsette med ytterligere brønner senere i år.
Recoverable gas volumes in the range of 10-13 Tcf brings further robustness to a future decision on a potential LNG project," says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil. 
Utvinnbare gassvolumer i størrelsesorden 10-13 tcf styrker grunnlaget for en framtidig beslutning om et eventuelt LNG-prosjekt, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
The Tangawizi-1 discovery was made in sandstone of tertiary age. 
Tangawizi-1-funnet ble gjort i sandstein av tertiær alder.
The new discovery is located 10 kilometres from the Zafarani and Lavani discoveries. 
Det nye funnet ligger 10 kilometer fra funnene Zafarani og Lavani.
It is located in water depth of 2,300 metres and was drilled by the Ocean Rig Poseidon drilling rig. 
Det ligger på 2.300 meters havdyp og ble boret av boreskipet Ocean Rig Poseidon.
Statoil and co-venturer ExxonMobil are also working to mature additional prospects in Block 2 and have recently acquired 3D seismic data in areas of Block 2 so far covered only by 2D seismic. 
Statoil og partner ExxonMobil arbeider også med å modne flere prospekter i blokk 2, og har nylig samlet inn tredimensjonale seismiske data i områder på blokk 2 som hittil bare har vært dekket av 2D-seismikk.
"I am very satisfied to see how the organisation is able to rapidly follow up on the exploration success both by being able to develop a successful drilling strategy and to plan and complete the drilling operations in a safe and cost-effective manner," says Dodson. 
– Jeg er godt fornøyd med å se hvordan organisasjonen klarer å følge raskt opp de vellykkede leteresultatene, både ved å utvikle borestrategier og planlegge og fullføre boreoperasjoner på en sikker og kostnadseffektiv måte, sier Dodson.
The Tangawizi-1 discovery is the venture's fourth discovery within a year, preceded by two high-impact discoveries with Zafarani-1 and Lavani-1, and a deeper discovery in a separate reservoir with Lavani-2. 
Tangawizi-1-funnet er partnerskapets fjerde funn på ett år, og etterfølger to funn med stort potensial (high impact), Zafarani-1 og Lavani-1, samt et dypere funn i et separat reservoar med Lavani-2-brønnen.
The successful drilling results from Block 2 demonstrate how Statoil's strategy of focusing on high-impact opportunities is paying off and supports the company's ambition of international growth. 
De gode boreresultatene fra blokk 2 viser at Statoils strategi om å satse på muligheter med stort potensial lønner seg og de støtter selskapets ambisjon om internasjonal vekst.
"The Tanzania government is pleased to learn about additional gas resources discovered in Block 2 and remains optimistic on future developments," says Hon. Prof. Sospeter Muhongo, Minister for Energy and Minerals in Tanzania. 
- Tanzanianske myndigheter er fornøyd med at det er funnet ytterligere gassressurser i blokk 2 og er optimistiske med tanke på utviklingen framover, sier Prof. Sospeter Muhongo, Tanzanias minister for energi og mineraler.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for Block 2. 
Statoil har vært i Tanzania siden 2007, da selskapet ble tildelt operatøransvaret for blokk 2.
Tanzania map - Tangawizi GIF 731 kB 
Tanzania kart - Tangawizi GIF 731 kB
The discovery of 4-6 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas in place in the Tangawizi-1 well brings the total in-place volumes up to 15-17 Tcf. 
Funnet av 4-6 billioner kubikkfot (tcf) gass i Tangawizi-1-brønnen øker de samlede tilstedeværende volumene til 15-17 tcf.
Øivind Reinertsen, senior vice president for Johan Sverdrup field development. 
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-utbyggingen.
The well proved a 13.5-metre oil column in a high-quality Jurassic reservoir and confirmed communication with the rest of the Johan Sverdrup field. 
Brønnen påviste en 13,5 meter høy oljekolonne i jura bergarter i et reservoar av høy kvalitet, og bekreftet kommunikasjon med resten av Johan Sverdrup-feltet.
This represents an additional upside to the Johan Sverdrup resources. 
Dette representerer en oppside til ressursene i Johan Sverdrup-feltet.
Results of well 16/5-3 in PL502 indicate as well that there may be further upside potential in the area. 
Resultatene fra brønn 16/5-3 i PL502 viser også at det kan være et ytterligere oppsidepotensial i området.
Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway. 
Gro Haatvedt, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
"The new subsurface data we got from well 16/5-3 have a positive impact on our evaluation of further upside potential west of the current outline of the Johan Sverdrup field," says Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway. 
– De nye undergrunnsdataene vi fikk fra brønn 16/5-3 har også en positiv påvirkning på vår vurdering av det videre oppsidepotensialet vest for dagens omriss av Johan Sverdrup-feltet.
"Later this year Statoil will drill an exploration well in the Cliffhanger prospect in PL265. 
Senere i år vil Statoil bore en letebrønn i Cliffhanger-prospektet i PL265.
Statoil is operator for production licence PL502 with an ownership share of 44.44%. 
Statoil er operatør for PL502 med en eierandel på 44,44 prosent.
The licence partners are Petoro AS (33.33%) and Det norske oljeselskap ASA (22.22%). 
Partnerne i lisensen er Petoro AS (33,33 prosent) og Det norske oljeselskap ASA (22,22 prosent).
For further details on the results of well 16/5-3 please see the NPD press release >> 
Mer informasjon om resultatene fra brønn 16/5-3 er gitt i pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map - Johan Sverdrup Extension GIF 726 kB 
Kart - Johan Sverdrup Extension GIF 727 kB
Well 16/5-3 was drilled in PL502 – the neighboring license to PL265 and PL501 – with a purpose of testing if the Johan Sverdrup field extends into this area. 
Brønn 16/5-3 ble boret i PL502 – som grenser til PL265 og PL501 – for å finne ut om Johan Sverdrup-feltet strekker seg inn i dette området.
Following this, the share saving plan has 6,850,732 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 6.850.732 aksjer.
Smørbukk South Extension holds estimated recoverable reserves of 16.5 million barrels of oil equivalent, and will be developed with a new subsea template connected to existing infrastructure in the area. 
Smørbukk Sør Extension er beregnet å inneholde 16,5 millioner fat med utvinnbare reserver, og skal bygges ut med en ny undervanns bunnramme koblet opp mot eksisterende infrastruktur i området.
Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils asset owner for Åsgard. 
Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils produksjonsdirektør for Åsgard.
The recovered gas will be reinjected in the reservoir in order to maintain the reservoir pressure as oil is drained out. 
Gassen reinjiseres i reservoaret for å opprettholde trykket etter hvert som olje dreneres ut.
The field will be connected to the Åsgard A installation (FPSO). 
Feltet skal kobles opp mot produksjonsskipet Åsgard A.
"We've matured a profitable project out of a discovery from 1985. 
– Vi har klart å få lønnsomhet i et funn fra 1985.
Experience from Åsgard operations, existing infrastructure and a bit of patience have contributed to an investment decision for this project. 
Erfaring fra drift av Åsgard, eksisterende infrastruktur i området og ikke minst en god porsjon tålmodighet har bidratt til beslutning om realisering av dette prosjektet.
"In addition we will consider the use of a new well technology that will increase the recovery from this type of reservoir. 
– I tillegg vil vi vurdere å ta i bruk ny teknologi som vil kunne øke utvinningen fra denne type reservoarer.
Smørbukk South Extension is a strategically important project that emphasises our ambitions to increase recovery from mature areas," says Astrid Helga Jørgenvåg, Statoil's asset owner for Åsgard. 
Smørbukk Sør Extension er et strategisk viktig prosjekt som underbygger vår satsing på å øke utvinningen fra modne områder, sier Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils produksjonsdirektør for Åsgard.
Ola Gussiås, Statoil's project manager for the Smørbukk South Extension project. 
Ola Gussiås, Statoils prosjektleder i Feltutvikling for Smørbukk Sør Extension.
The Smørbukk South Extension project development will be based on standard equipment. 
For prosjektet Smørbukk Sør Extension er konseptvalget basert på standardutstyr.
Pre-investments have been carried out in order to minimise the time from project sanction to production start-up. 
Det er også gjennomført pre-investeringer slik at tiden fra investeringsbeslutning til produksjonsstart blir så kort som mulig.
Statoil will now award several contracts for the development. 
Lisensen vil nå tildele flere kontrakter for utbyggingen.
Nexans was awarded the umbillical contract last year. 
Nexans ble i fjor tildelt kontrakten på kontrollkabler.
Drilling operations are planned to start in early 2015, and production start-up is planned for September 2015. 
Boreoperasjonene planlegges startet i januar 2015, mens produksjonsstart er planlagt i september 2015.
The lifetime of Smørbukk South Extension is estimated to be 12 years. 
Levetiden er estimert til 12 år.
"With the investment decision for Smørbukk South Extension, another piece in the puzzle is now in place for the development of the Åsgard field. 
– Med planene for Smørbukk Sør Extension er nok en brikke på plass for videreutvikling av Åsgard-feltet.
The project will contribute to the prolonged lifetime on Åsgard A and will facilitate the development of other projects and prospects in the area," says Ola Gussiås, Statoil's project manager for the Smørbukk South Extension project. 
Prosjektet vil bidra til forlenget levetid på Åsgard A, og vil legge til rette for utvikling av nye prosjekter i området, sier Ola Gussiås, Statoils prosjektleder i Feltutvikling for Smørbukk Sør Extension.
The total investments are estimated to be about NOK 3.5 billion. 
De totale investeringene er estimert til om lag 3,5 milliarder kroner.
Facts about Smørbukk South Extension 
Fakta om smørbukk Sør Extension
Åsgard consists of the Smørbukk, Smørbukk South and Midgard fields. 
Åsgard består av feltene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard.
Åsgard is developed with Åsgard A (floating production vessel, FPSO), Åsgard B (semi-submersible platform) and Åsgard C (storing and offloading vessel, FSO). 
Åsgard er bygget ut med Åsgard A (produksjonsskip), Åsgard B (halvt nedsenkbar plattform) og Åsgard C (lagerskip)
Åsgard B is also the host platform for the Mikkel, Morvin and Yttergryta fields. 
Åsgard B er også vertsplattform for Mikkel, Morvin og Yttergryta.
Smørbukk South Extension is an improved oil recovery (IOR) project that includes one multilateral well with two oil producing branches, a gas injection well, and a a new subsea template with available slots for future wells. 
Smørbukk Sør Extension er et såkalt IOR (Increased Oil Recovery) prosjekt som består av en to-grens oljeproduserende brønn, en gassinjeksjonsbrønn og en ny havbunnsramme med plass for framtidige brønner.
The template will be connected to existing infrastructure in the area. 
Rammen kobles opp mot eksisterende infrastruktur i området.
Recoverable reserves are estimated to be 16.5 million barrels of oil equivalent (boe). 
Utvinnbare reserver er estimert til 16,5 millioner fat oljeekvivalenter
Investment decision in March 2013, production start-up in 3Q 2015. 
Investeringsbeslutning i mars 2013, produksjonsstart planlagt i 3. kvartal 2015.
Total investments are estimated to be about NOK 3.5 billion. 
Totale investeringer er estimert til om lag 3,5 milliarder kroner
The other partners in the licence are Petoro AS (35.69%), Eni Norge AS (14.82%), Total E&P Norge AS (7.68%) and ExxonMobil (7.24%). 
De øvrige partnerne i lisensen er Petoro AS (35,69 prosent), ENI Norge AS (14,82), Total E&P Norge AS (7,68) og ExxonMobil (7,24)
Smørbukk South Extension will be connected to the Åsgard A FPSO. 
Smørbukk Sør Extension skal kobles opp mot produksjonsskipet Åsgard A.
As the world’s largest offshore operator and a leader in subsea technology, Statoil has been a partner in several major discoveries in Gulf of Mexico (GoM), including Julia, Stampede, Vito and the Statoil-operated Logan discovery. 
Som verdens største offshore-operatør og ledende innen undervannsteknologi, har Statoil vært partner i flere store funn i Mexicogolfen, blant annet Julia, Stampede og Vito, samt det Statoil-opererte Logan-funnet.
“The lease additions underscore our commitment to increased investment in North America, which we see as a core region for long-term growth. 
– De nye lisensene understreker vår forpliktelse om ytterligere investeringer i Nord-Amerika, som vi anser som et kjerneområde for langsiktig vekst.
Our strategy involves acquiring prospects across a range of plays and technical maturity,” Finnstrom says. 
I tråd med vår strategi går vi inn i prospekter med en rekke ulike letemodeller og modningsgrader.
“Walker Ridge 271 was our number-one priority lease and we are very pleased to have placed the highest bid on this impact prospect that we call Monument.” 
Walker Ridge 271 var vårt førstevalg i tildelingen og vi er veldig fornøyd med å ha levert det høyeste budet på dette prospektet som vi kaller Monument, sier Finnstrom.
Statoil is partner in three GoM-producing fields and seven fields under development. 
Statoil er partner i tre felt i produksjon og sju under utvikling i Mexicogolfen.
The company plans to drill two to three wells within the next 12 months in the GoM as operator, while also participating in an additional one to two wells drilled by its partners. 
Selskapet planlegger å bore to til tre brønner som operatør i løpet av de neste 12 månedene i Mexicogolfen, og deltar i ytterligere en til to partneropererte brønner.
Statoil is operator of some of the world’s largest oil and gas discoveries over the last couple of years and has a strong safety and environmental record. 
Statoil er operatør for noen av verdens største olje- og gassfunn de siste par årene, og har en svært god sikkerhets- og miljøhistorikk.