natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This type of close collaboration with our suppliers is critical to ensuring efficient operations for Mariner in the long term,” says Tove Stuhr Sjøblom, managing director for Statoil Production (UK) Ltd. 
Denne typen nært samarbeid med våre leverandører er nødvendig for å sikre effektiv drift av Mariner på lang sikt, sier Tove Stuhr Sjøblom, administrerende direktør for Statoil Production (UK) Ltd.
Each contract has a duration of five years with options to extend to up to four years. 
Hver av kontraktene har en varighet på fem år, med opsjoner på inntil fire år.
Statoil is the operator of Mariner with 65.11% equity. 
Statoil er operatør for Mariner-feltet med en eierandel på 65,11 %.
Co-venturers are JX Nippon Exploration and Production (U.K.) 
Samarbeidspartnerne er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
The Mariner Field is located on the East Shetland Platform of the UK North Sea, approximately 95 miles east of the Shetland Isles. 
Mariner-feltet ligger i den britiske delen av Nordsjøen, om lag 150 kilometer øst for Shetland.
The Mariner platform is currently under construction. 
Mariner-plattformen er i dag under bygging.
Predrilling will commence in 2016, and production is scheduled to start in 2018. 
Forboringen starter i 2016, og produksjonen fra feltet skal starte i 2018.
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 bidra med reserver på over 250 millioner fat, og en gjennomsnittlig platåproduksjon på rundt 55.000 fat per dag.
Based in Aberdeen, ESS Offshore delivers market leading services to offshore locations in the UK and around the world. 
ESS Offshore er basert i Aberdeen, og leverer markedsledende tjenester til offshore-installasjoner i Storbritannia og andre steder i verden.
14forty is one of the world's leading food and support services businesses, offering integrated facilities management. 
14Forty er et av verdens ledende selskaper innen matservering og støttetjenester, og tilbyr integrerte anleggstjenester.
The offshore catering and facilities contract was awarded to Aberdeen-based ESS Offshore and includes the provision of offshore catering services to the Mariner A platform and Mariner B floating storage unit, as well as housekeeping services, helideck operations and emergency response duties. 
Kontrakten for catering- og anleggstjenester på britisk sokkel er tildelt ESS Offshore i Aberdeen, og omfatter levering av catering-tjenester til Mariner A-plattformen og den flytende lagerenheten Mariner B, i tillegg til husholdstjenester, drift av helikopterdekk og beredskapstjenester.
The Italian part of this project has fallen about a month behind the timetable. 
Denne delen av prosjektet er én måned bak planen.
Considerable activity is currently under way at Kværner Oil & Gas in Stavanger, where the work of lifting modules onto the support frame began on 2 June. 
For tiden er det stor aktivitet ved Kværner Oil & Gas i Stavanger, der arbeidet med løfting av moduler over på dekket startet 2. juni.
These units are due to be hooked up by April. 
Modulene skal være ferdig sammenstilt på dekk innen april 2000.
In the intervening period, the yard expects to perform some 1.8 million working hours. 
I perioden fram til denne datoen skal det utføres om lag 1,8 millioner arbeidstimer ved verftet.
The following milstones have been drawn up: 
Følgende milepæler er lagt til grunn for det arbeidet som når gjenstår:
* lifting modules onto the support frame from 2 June 
- Løfting av moduler på dekk fra 2. juni 1999
* delivery of the hull to Stavanger on 1 September 
- Levering av skrog i Stavanger 1. september 1999
* mating of topsides and hull on 18 October 
- Sammenkobling av dekk og skrog 18. oktober 1999
* tow-out to the field on 11 April 
- Klar for uttauing til feltet 11. april 2000.
* ready to start contractual gas exports on 1 October 2000. 
- Klar for gasseksport 1. oktober 2000.
Åsgard B is a semi-submersible platform with a steel hull which will produce condensate as well as gas from the Norwegian Sea field. 
Åsgard B-plattformen er en halvt nedsenkbar stålplattform som skal produsere gass og kondensat fra Åsgard-feltet i Norskehavet.
Construction of Statoil's Åsgard B gas platform is on schedule, with the exception of module fabrication in Italy. 
Unntaket er fabrikasjonen av moduler i Italia.
"This scheme will depend on the customers we get," says Gunnar Myrvang, vice president for gas and energy solutions in Statoil. 
"Opplegget vil være avhengig av de kundene vi får.
LNG will be carried by road tanker from Gasnor's plant which is under construction at Karmøy, north of Stavanger. 
LNG skal fraktes i tankbil fra Gasnors anlegg som er under bygging på Karmøy i Rogaland.
It is expected to start production early in 2003. 
Anlegget kommer i produksjon tidlig i 2003.
When Gasspartner gets customers in the Stavanger region, receiving stations for LNG will have to be built in the vicinity and pipes will have to be laid. 
Når Gasspartner får kunder i Stavanger-området, må det bygges mottaksanlegg for LNG i nærheten og det må legges rør frem til kunden.
A receiving station will consist of a storage tank for LNG and a small regassification plant. 
Et mottaksanlegg vil bestå av en lagertank for LNG og et mindre regassifiseringsanlegg.
From there the gas will be piped to the customers. 
Derfra går naturgassen i rør fram til kunden.
"We intend to do this as cost-effectively as possible and to utilise Gasnor's expertise," reports Mr Myrvang. 
"Vi vil gjøre dette så kostnadseffektivt som mulig samt trekke på Gasnors kompetanse," opplyser Myrvang.
Statoil previously initiated arbitration proceedings to set aside interim decisions made by the Expert. 
Statoil har tidligere anlagt voldgiftssak for å tilsidesette en tidligere fase av ekspertens avgjørelse.
By a decision received by Statoil on 4 November 2015, the arbitration tribunal has declined to set aside the Expert's interim decisions. 
Ved beslutning mottatt av Statoil 4. november 2015 har voldgiftsretten avslått å tilsidesette ekspertens avgjørelse i den tidlige fasen..
Statoil is currently assessing its position in relation to the Expert's decision and the decision of the arbitration tribunal. 
Statoil vurderer nå ekspertens avgjørelse og dommen fra voldgiftsretten.
Statoil has so far made an accrual of NOK 7.5 billion. 
Statoil har hittil gjort en avsetning på 7,5 milliarder kroner.
Assuming implementation in accordance with the Expert ruling, Statoil will have to compensate other equity owners at Agbami of about NOK 1.6 billion in addition to the accrual as of end third quarter 2015. 
Forutsatt implementering i samsvar med ekspertens avgjørelse må Statoil kompensere andre andelseiere på Agbami med omkring 1,6 milliarder kroner, i tillegg til avsetningen, ved utgangen av tredje kvartal 2015.
Eventual settlement of any imbalance amount will be made over time through cash-calls issued by the unit operator. 
Betaling av eventuelt utlignende beløp vil bli gjort over tid gjennom cash-calls utstedt av feltoperatøren.
Investor Relations Peter Hutton, senior vice president for Investor Relations, Tel: +44 7881 918 792 
Investor Relations Peter Hutton, direktør for Investor Relations, Tlf.: +44 7881 918 792
Morten Sven Johannessen, vice president for Investor Relations USA, Tel: + 1 203 570 2524 
Morten Sven Johannessen, direktør for Investor Relations USA, Tlf.: + 1 203 570 2524
Press Knut Rostad, head of corporate media relations Tel: +47 905 48 990 
Presse Knut Rostad, informasjonsdirektør Tlf.: +47 905 48 990
Assuming implementation, this calculation will result in a reduction of 5.17% in Statoil’s equity interest in the field from 20.21% to 15.04%. 
Forutsatt implementering vil dette medføre en reduksjon på 5,17 prosent av Statoils eierandel i feltet, fra 20,21 prosent til 15,04 prosent.
Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway. 
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norsk Sokkel.
In 2008, the petroleum industry, led by Konkraft, agreed on a goal of improved energy efficiency equivalent to 1 million tonnes of CO2 between 2008 and 2020. 
I 2008 satte petroleumsindustrien, i regi av Konkraft, et samlet mål på energieffektivisering tilsvarende 1 million tonn CO2 mellom 2008 og 2020.
Statoil’s share of this was 800,000 tonnes. 
Statoils andel av dette var 800.000 tonn.
“For several years now, we have been working hard at managing our energy use and improving energy efficiency on all our installations, which means that we have already practically achieved our Konkraft target. 
– Vi har gjennom flere år arbeidet målrettet med energistyring- og effektivisering på alle våre installasjoner, noe som har medført at vi allerede nå er så godt som i mål med vårt Konkraft-mål.
That is why we are now setting a new target of another 400,000 tonnes by 2020,” says Nylund. 
Derfor setter vi nå nytt mål, ytterligere 400.000 tonn innen 2020, sier Nylund.
With a total reduction of 1.2 million tonnes, Statoil will have reduced emissions on the NCS by the equivalent of emissions from about 750,000 cars, or every third car in Norway. 
Med en total reduksjon på 1,2 millioner tonn vil Statoil ha begrenset utslippene på sokkelen tilsvarende utslipp fra om lag 750.000 personbiler, eller hver tredje personbil i Norge.
“Statoil aims to maintain profitable production from the NCS at current levels until 2030 and beyond. 
– Statoil har som målsetting å opprettholde lønnsom produksjon fra norsk sokkel på dagens nivå til 2030 og videre.
If we are to succeed, it is vital that we maintain our leading position in low emissions,” says Nylund. 
Skal vi lykkes er vi helt avhengig av å opprettholde vår ledende posisjon knyttet til lave utslipp, sier Nylund.
No one simple solution 
Ingen enkelt-løsning
Statoil’s performance so far is essentially the sum of a variety of measures on the continental shelf. 
Resultatene så langt er i hovedsak summen av mange ulike tiltak på sokkelen.
Knut Helland, head of energy in DPN. 
Knut Helland, energileder i UPN.
(Photo: Christian Djupvik Brandt-Hansen) 
(Foto: Christian Djupvik Brandt-Hansen)
“These results have been achieved through many different measures on the shelf. 
– Resultatene er oppnådd som følge av svært mange ulike tiltak på sokkelen.
Here are two examples. 
To eksempler.
Much of the gas from the NCS to Europe goes via Sleipner. 
Mye av gassen fra norsk sokkel til Europa går via Sleipner.
There we have modified the export compressor so that annual emissions of CO2 have been reduced by 24,000 tonnes. 
Der har vi tilpasset eksportkompressoren på en måte som reduserer de årlige utslippene med 24.000 tonn CO2.
At Oseberg Field Centre, we now use a main turbine generator combined with a steam turbine. 
På Oseberg Feltsenter bruker vi nå en hovedkraftturbin sammen med dampturbin.
That provides an annual saving of 44,000 tonnes of CO2,” says Knut Helland, head of energy in DPN. 
Det gir en årlig besparelse på 44.000 tonn CO2, sier energileder i UPN, Knut Helland.
But future results are not a straightforward matter. 
Resultatene framover kommer heller ikke av seg selv.
“There is no one single solution that solves everything, but it is the sum of hard work over time and many different measures that produce results. 
– Det er ingen enkeltløsning som løser alt, men summen av hardt arbeid over tid og mange ulike tiltak som gir resultater.
We are systematically studying each installation to identify ways of reducing CO2 emissions. 
Vi jobber systematisk med hver enkelt installasjon for å identifisere muligheter for å redusere CO2-utslipp.
We have already identified dozens of different measures, such as operational technology solutions, new technologies and other ways to streamline operations in order to reduce emissions. 
Vi har allerede identifisert flere titalls ulike tiltak, det være driftstekniske løsninger, nye teknologier og andre måter å effektivisere driften på for å redusere utslipp.
And this work will continue,” says Nylund. 
Det kommer vi til å fortsette å gjøre, sier Nylund.
Important to ensure competitiveness 
Viktig for å sikre konkurransekraft
In general, CO2 emissions per unit of output increase as fields mature. 
Generelt øker CO2-utslipp per produsert enhet etter hvert som feltene modnes.
But the measures implemented by Statoil will mean that CO2 emissions from its NCS installations will not rise with the increasing age of the fields. 
Med de grepene Statoil nå gjør vil CO2-utslippene fra selskapets installasjoner på norsk sokkel ikke øke til tross for at feltene eldes.
Bjørn Otto Sverdrup, head of corporate sustainability at Statoil. 
Bjørn Otto Sverdrup, bærekraftsdirektør.
Norwegian industry has a good working relationship with the government and a framework that encourages eco-friendly innovation. 
Industrien i Norge har et godt samarbeid med myndighetene og et rammeverk som stimulerer til innovasjon og nytenking knyttet til klima.
“The measures we have implemented, and plan to implement, will not only lead to reduced emissions but also value creation. 
– De tiltakene vi har gjennomført, og de vi skal gjennomføre, vil ikke bare føre til reduserte utslipp, men også bidra til økt verdiskaping.
Statoil believes it is very important to establish a common framework and price for CO2 across borders that will stimulate industry in general to increase its environmental efforts. 
Statoil mener at det er svært viktig at det etableres et felles rammeverk og pris for CO2 på tvers av landegrenser som stimulerer en samlet industri til økt innsats innen klima.
Our current measures to reduce emissions will be one of our key competitive advantages in the future, as environmental requirements become increasingly stringent,” says Nylund. 
De grepene vi gjør nå for å redusere utslipp vil bli et av våre viktigste konkurransefortrinn framover, etter hvert som klimakrav blir stadig strengere, sier Nylund.
“Reducing greenhouse gas emissions from oil and gas production on the Norwegian continental shelf is an important contribution to Statoil’s total environmental commitment. 
– Å redusere klimautslipp ved produksjon av olje og gass på norsk sokkel er et viktig bidrag i Statoils samlede klimaarbeid.
And our work to reduce flaring, increase carbon capture and the research and development within renewable energy sources are other important elements in our effort to achieve our ambition to remain a leader in carbon efficiency,” says Bjørn Otto Sverdrup, head of corporate sustainability at Statoil. 
Sammen med vårt arbeid med redusert fakling, karbonfangst, forskning og utvikling av mer fornybar energi, er dette viktige elementer i å nå selskapets ambisjon om å fortsatt være ledende innen klimaområdet, sier Bjørn Otto Sverdrup, bærekraftsdirektør i Statoil.
The Sleipner field in the North Sea, where the export compressor has been modified so that annual emissions of CO2 have been reduced by 24,000 tonnes. 
Sleipner-feltet i Nordsjøen, der eksportkompressoren er tilpasset for å redusere CO2-utslippene .
Statoil will operate five licences, and participate in one licence as a partner. 
Statoil vil være operatør for fem av lisensene, og delta i én lisens som partner.
The offshore Newfoundland licences awarded are as follows: 
De tildelte lisensene utenfor Newfoundland er:
NL15-01-02: Chevron 35% (operator); Statoil 35%; BG 30% (274,732 hectares) 
NL15-01-02: Chevron 35% (operatør), Statoil 35%, BG 30% (2.747 kvadratkilometer)
NL15-01-05: Statoil: 40%; Exxon Mobil 35%; BG 25% (267,403 hectares) 
NL15-01-05: Statoil: 40%, Exxon Mobil 35%, BG 25% (2.674 kvadratkilometer)
NL15-01-06 Statoil 34%; Exxon Mobil 33%; BP 33% (262,230 hectares) 
NL15-01-06: Statoil 34%, Exxon Mobil 33%, BP 33% (2.622 kvadratkilometer)
NL15-01-07: Statoil 34%; Exxon Mobil 33%; BP 33% (254,321 hectares) 
NL15-01-07: Statoil 34%; Exxon Mobil 33%; BP 33% (2.543 kvadratkilometer)
NL15-01-08: Statoil 50%; BP 50% (268,755 hectares) 
NL15-01-08: Statoil 50%, BP 50% (2.689 kvadratkilometer)
NL15-01-09: Statoil 100% (139,477 hectares) 
NL15-01-09: Statoil 100% (1.395 kvadratkilometer)
The licences offshore Nova Scotia (NS15-1 Parcels 1 and 2) cover an area totalling 650,000 hectares (6,500 square kilometres), and are located approximately 250 kilometres from Halifax, Nova Scotia. 
Lisensene offshore Nova Scotia (NS15-1 lisens 1 og 2) dekker et område på totalt 6.500 kvadratkilometer og ligger om lag 250 kilometer fra Halifax i Nova Scotia.
“The successful bids in these frontier areas offshore Canada are in line with Statoil’s strategy of deepening our position in prolific basins and securing access at scale, while also adding important optionality to our exploration portfolio,” says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil. 
– Tildelingene i disse uutforskede områdene offshore Canada er i tråd med Statoils strategi om å bygge videre på våre posisjoner i attraktive bassenger og sikre tilgang i stor skala, samtidig som vi tilfører flere valgmuligheter til Statoils leteportefølje, sier Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil.
“The significant exploration investment offshore Newfoundland will provide Statoil an opportunity to further advance our established exploration position in this region through a step-wise approach, while in Nova Scotia, we are able to apply the exploration knowledge and experience we have gained globally and in the North Atlantic specifically,” he said. 
– Denne betydelige investeringen i leting utenfor kysten av Newfoundland vil gi Statoil mulighet til å videreutvikle vår sterke posisjon i denne regionen gjennom en stegvis tilnærming.
The licences awarded are located in an area nearby to Statoil’s previous discoveries in the Flemish Pass Basin – the Mizzen discovery was made in 2009, and Harpoon and Bay du Nord were both discovered in 2013. 
De tildelte områdene i Flemish Pass-bassenget ligger i nærheten av Statoil-funnene Mizzen fra 2009, og Harpoon og Bay du Nord fra 2013.
Starting in November 2014, Statoil has undertaken an 18-month exploration drilling program in the Flemish Pass. 
I november 2014 startet Statoil et 18-måneders boreprogram i Flemish Pass-bassenget.
The program will appraise the Bay du Nord discovery and also test new prospects in the greater Basin area. 
Programmet vil avgrense Bay du Nord-funnet og også teste nye prospekter i nærheten.
Knut Rostad Media relations Statoil ASA 011-47-905-48-990 knuros@statoil.com 
Knut Rostad Media relations Statoil ASA +47 905 48 990 knuros@statoil.com
Map of the Nova Scotia licences JPG 1 MB 
Map of the Nova Scotia licences JPG 1 MB
Map of the Newfoundland licences JPG 268 kB 
Map of the Newfoundland licences JPG 268 kB
The licences offshore Newfoundland total 1,466,918 hectares (14,670 km2), and are located in an area in proximity to the Statoil-operated Bay du Nord discovery. 
Lisensene offshore Newfoundland dekker et område på totalt 14.670 kvadratkilometer i nærheten av det Statoil-opererte Bay du Nord-funnet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 11,053,613 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 11.053.613 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 129.88 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 129,88 kroner.
The leases in the Chukchi Sea are no longer considered competitive within Statoil’s global portfolio, so the decision has been made to exit the leases and close the office in Anchorage, Alaska. 
Ettersom lisensene i Tsjuktsjerhavet ikke lenger anses konkurransedyktige i Statoils globale portefølje, har selskapet besluttet å gå ut av lisensene og stenge kontoret i Anchorage, Alaska.
Tim Dodson, executive vice president for exploration in Statoil. 
Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil.
“Since 2008 we have worked to progress our options in Alaska. 
– Vi har arbeidet for å modne fram lisensene i Alaska siden 2008.
Solid work has been carried out, but given the current outlook we could not support continued efforts to mature these opportunities,” says Tim Dodson, executive vice president for exploration in Statoil. 
Det er gjort en solid innsats, men i dagens situasjon kan vi ikke forsvare fortsatt arbeid for å utvikle disse videre, sier Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil.
The decision means Statoil will exit 16 Statoil-operated leases, and its stake in 50 leases operated by ConocoPhillips, all in the Chukchi Sea. 
Beslutningen medfører at Statoil går ut av 16 egenopererte lisenser, samt 50 lisenser der ConocoPhillips er operatør, alle i Tsjuktsjerhavet.
The leases were awarded in the 2008 lease sale in Alaska and expire in 2020. 
Lisensene ble tildelt i lisenssalget i Alaska i 2008, og utløper i 2020.
“Our understanding of the challenges and opportunities has increased considerably over the last years. 
– Vår forståelse av utfordringene og mulighetene har økt betydelig de siste årene.
This gives Statoil a unique position and experience which the company will continue to apply going forward,” says Dodson. 
Dette gir Statoil en unik posisjon og erfaring som selskapet vil fortsette å benytte fremover, sier Dodson.
For more information: 
Kontaktpersoner:
Investor relations Peter Hutton, senior vice president Investor Relations, Tel: +44 7881 918 792 
Investor relations Peter Hutton, senior vice president Investor Relations, Tel: +44 7881 918 792
Morten Sven Johannessen, vice president Investor Relations North America Tel: +1 203 570 2524 
Morten Sven Johannessen, vice president Investor Relations North America Tel: +1 203 570 2524
Leases Chukchi Sea GIF 361 kB 
Lisenser i Tsjuktsjerhavet GIF 361 kB
Statoil is committed to optimising its portfolio, strengthening financial performance, and positioning for long-term value. 
Statoil fokuserer kontinuerlig på å optimalisere porteføljen, styrke de finansielle resultatene og posisjonere seg for langsiktig verdiskapning.
Following this, the share saving plan has 10,682,863 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.682.863 aksjer.
But oil and gas will continue to play an important role in the future energy mix. 
Likevel vil olje og gass vil fortsatt spille en viktig rolle i framtidens energimiks.
"We know that energy demand is growing. 
– Vi vet at etterspørselen etter energi øker.
We also know that renewable energy will have to meet most – if not all – of this increased demand. 
Vi vet også at fornybar energi må dekke mesteparten av – om ikke hele – denne veksten.
However, oil and gas will remain critically important energy resources. 
Olje og gass vil imidlertid fortsatt være svært viktige energiressurser.
Even in a 2 degree world we need oil and gas roughly at today’s levels in 2040," Sætre says. 
Selv i en togradersverden trenger vi olje og gass omtrent på dagens nivå i 2040, sa Sætre.
The Statoil CEO referred to the signals from the European Commission’s state of the energy union and the UK energy secretary’s speech on UK power generation policy last week. 
Statoils konsernsjef viste til signalene fra Europakommisjonens tilstandsrapport «State of the Energy Union» og den britiske energiministerens tale om Storbritannias energipolitikk i forrige uke.
"I was encouraged by the signals on the important role of gas," Sætre says. 
– Jeg ble oppmuntret av signalene om at gass fortsatt vil spille en viktig rolle, sa Sætre.
Tenth time 
Tiende gang
In cooperation with the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy and the International Energy Agency (IEA), Statoil today hosted the Autumn Conference in Oslo for the tenth time. 
I samarbeid med Olje- og energidepartementet og Det internasjonale energibyrået (IEA) arrangerte Statoil Høstkonferansen i Oslo for tiende gang i dag.
The Norwegian Prime Minister Erna Solberg and Anita Marangoly George, Senior Director of the World Bank Group’s Global Practice on Energy and Extractive Industries, were among the speakers. 
Blant foredragsholderne var statsminister Erna Solberg og Anita Marangoly George, direktør for energi og utvinningsvirksomhet i Verdensbanken.