natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Two new compressors will boost daily transport capacity on the platform from 85 million cubic metres to just over 100 million. 
Med to nye kompressorer vil behandlingskapasiteten for gass på plattformen øke fra 85 millioner kubikkmeter til vel 100 millioner kubikkmeter i døgnet.
That solution ensures zero emissions of environmentally-harmful substances from the platform and from Kollsnes. 
Løsningen sikrer null utslipp av miljøskadelige stoffer fra plattformen og fra Kollsnes.
But the upgrading requires new power cables from land to Troll A. Minor modifications are also needed at the Kollsnes plant. 
Mindre modifikasjoner i mottaksanlegget på Kollsnes må også til.
In addition to Statoil with 20.8 per cent, the Troll partners are Petoro with 56 per cent, Norsk Hydro 9.78 per cent, Shell 8.1 per cent, TotalFinaElf 3.7 per cent and Conoco 1.62 per cent. 
Rettighetshavere i Troll-lisensen er Statoil (operatør) med 20,8 prosent, Petoro (56), Norsk Hydro (9,78), Shell (8,1), TotalFinaElf (3,7) og Conoco (1,62).
Statoil estimates the volumes in Pingvin to be in the range of 30-120 million barrels of recoverable oil equivalent. 
Statoil anslår volumene i Pingvin til å være i størrelsesorden 30-120 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery is currently assessed as non-commercial. 
Funnet vurderes per i dag til ikke å være kommersielt drivverdig.
Dan Tuppen, vice president exploration Barents Sea and Norwegian Sea. 
Dan Tuppen, letedirektør for Barentshavet og Norskehavet.
For a discovery in this area to be commercially viable it needs to be an oil accumulation of a significant size. 
For at et funn i dette området skal være kommersielt drivverdig, må det være et oljefunn av betydelig størrelse.
A gas discovery does not have commercial value at present. 
Et gassfunn er, per i dag, ikke av kommersiell verdi.
"On the positive side, it is encouraging that the first well drilled in this unexplored area has proven hydrocarbons in sandstones. 
Men det er oppmuntrende at den første brønnen som ble boret i dette uutforskede området har påvist hydrokarboner i sandstein.
This indicates that we have both a reservoir and a working hydrocarbon system in the area, and creates a good basis for further subsurface work in the licence,” says Dan Tuppen, vice president exploration Barents Sea and Norwegian Sea. 
Dette tyder på at vi både har et reservoar og et fungerende hydrokarbonsystem i området, noe som danner et godt grunnlag for videre undergrunnsarbeid i lisensen, sier Dan Tuppen, letedirektør for Barentshavet og Norskehavet.
Pingvin is a good example of efficient exploration performance. 
Pingvin er et godt eksempel på effektiv leting.
“The partnership drilled Pingvin just 15 months after the acreage award. 
- Partnerskapet boret Pingvin bare 15 måneder etter at utvinningstillatelsen ble tildelt.
The chosen well location allowed us to clarify the hydrocarbon volume in the structure with one very efficiently executed exploration well,” says Tuppen. 
Brønnlokasjonen har gjort det mulig å avklare hydrokarbonvolumet i strukturen med én svært effektivt utført letebrønn, sier Tuppen.
Exploration well 7319/12-1 is located in PL713 about 65 kilometres northwest of the Johan Castberg discovery. 
Letebrønn 7319/12-1 ligger i PL713, om lag 65 km nordvest for Johan Castberg-funnet.
Statoil is operator with an interest of 40%. 
Statoil er operatør med en eierandel på 40 prosent.
The partners are RN Nordic Oil AS (20%), North Energy ASA (20%) and Edison International Norway Branch (20%). 
De andre lisenseierne er RN Nordic Oil AS (20 prosent), North Energy ASA (20 prosent) og Edison International Norway Branch (20 prosent).
For further details on the results of exploration well 7319/12-1, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD). 
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7319/12-1, henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD).
The discovery well 7319/12-1, drilled by the drilling rig Transocean Spitsbergen, proved a 15-metre gas column in the well path. 
Brønnen 7319/12-1, som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen, påviste en gasskolonne på 15 meter i brønnbanen.
Statoil bid in partnership with Shell, where Statoil will be the operator with 30% equity, Shell will hold 19% equity and the remaining 51% will be held by Sonatrach. 
Statoil leverte inn bud sammen med Shell, der Statoil blir operatør med en eierandel på 30 prosent, Shell får en andel på 19 prosent og Sonatrach vil eie den resterende andelen på 51 prosent.
The award represents an opportunity to test a potentially large shale resource play. 
Tildelingen representerer en mulighet til å teste et potensielt stort område med skiferressurser.
The opportunity is aligned with Statoil’s exploration strategy of early access at scale and deepening core positions. 
Muligheten er i tråd med Statoils letestrategi, som innebærer at vi søker tidlig tilgang i stor skala, og satser på selskapets kjerneområder.
The new licence represents an opportunity to build on the existing country position by adding acreage with material exploration potential. 
Den nye lisensen gir mulighet til å bygge videre på selskapets posisjon i landet ved å tilføre områder med betydelig letepotensial.
The large shale potential in Algeria may become an increasingly important component of the country’s gas exports to Europe in the future. 
Det store skiferpotensialet i Algerie kan bli en stadig viktigere del av landets gasseksport til Europa i framtiden.
“Statoil is entering this shale play to test the prospectivity and commerciality through a step-wise approach. 
– Statoil går inn i dette skiferområdet for å teste prospektiviteten og det kommersielle potensialet gjennom en trinnvis framgangsmåte.
The first exploration phase is expected to last up to 2017 and include the drilling of two wells and seismic acquisition,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Det antas at den første letefasen vil vare fram til 2017, og omfatter boring av to brønner og innsamling av seismikk, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
The award is part of the Algerian Ministry of Energy and Mines, National Agency for Hydrocarbon Resources Valorisation’s (ALNAFT) Fourth International Bid Round, which was launched in January 2014. 
Tildelingen er en del av den fjerde internasjonale budrunden som National Agency for Hydrocarbon Resources Valorisation’s (ALNAFT) i det algeriske energi- og gruvedepartementet utlyste i januar 2014.
Statoil is already present in Algeria and announced in September 2014 with its joint venture partners a decision to resume ordinary operations at the In Amenas plant, following the In Amenas attack. 
Statoil er allerede til stede i Algerie, og kunngjorde i september 2014, sammen med partnerne i joint venture-selskapet, beslutningen om å gjenoppta ordinær drift på In Amenas-anlegget etter angrepet på anlegget.
The decision to re-enter was the result of a thorough and stepwise process to identify the necessary security measures, implementing them and validating that they are in place and operational. 
Beslutningen om å gjenoppta driften var basert på en grundig og trinnvis prosess for å utarbeide nødvendige sikringstiltak, innføre dem og verifisere at de var innført og fungerte.
Through this process Statoil has gained valuable knowledge which will be applied in future activities. 
Gjennom denne prosessen har Statoil fått verdifull kunnskap, som vil bli brukt i framtidige aktiviteter.
Map of the Timissit Permit Licence GIF 631 kB 
Kart over Timissit-lisensen GIF 631 kB
The licence is located in southeastern Algeria and covers an area of 2730 square kilometres. 
Lisensen ligger i den sørøstlige delen av Algerie, og dekker et område på 2.730 kvadratkilometer.
This warrants rethinking and exploring new business approaches and forms of cooperation in order to reduce costs and work more efficiently also elsewhere,” says Jan Helgesen, Statoil’s head of geophysical operations. 
Dette gir grunnlag for å tenke nytt og vurdere nye forretnings- og samarbeidsformer for å senke kostnader og jobbe mer effektivt også andre steder, sier Jan Helgesen, direktør for geofysiske operasjoner i Statoil.
Jan Helgesen, Statoil’s head of geophysical operations. 
Jan Helgesen, direktør for geofysiske operasjoner i Statoil.
The Ministry of Petroleum and Energy last year encouraged the oil industry to jointly conduct resource-efficient 3D seismic acquisition in the south-eastern Barents Sea. 
Olje- og energidepartementet oppfordret i fjor oljebransjen til å samarbeide om en ressurseffektiv innsamling av 3D-seismikk fra Barentshavet sørøst.
Statoil has been the operator of a joint project with 33 participating oil companies acquiring seismic data in the area since April, with PGS and WesternGeco as contractors. 
Statoil har vært operatør for et felles prosjekt med 33 deltakende oljeselskaper som siden april har samlet inn seismiske data i det aktuelle området med PGS og WesternGeco som kontraktører.
One of the main objectives with a joint data acquisition project was to ensure good co-existence with the fishing industry. 
Et av hovedformålene med en felles innsamling var å sikre god sameksistens med fiskerivirksomheten.
“The constructive cooperation with the fishermen is commendable. 
– Jeg vil berømme det konstruktive samarbeidet med fiskerne.
With a few exceptions, most incidents were efficiently solved by dialogue offshore. 
Med noen få unntak ble de fleste episoder effektivt løst gjennom dialog ute på havet.
Good co-existence is essential for two industries that both help to create value in the North,” says Helgesen. 
Det er viktig med god sameksistens mellom to næringer som begge er viktige for verdiskapingen i nord, sier Helgesen.
Ramform Explorer was one of the seismic vessels used in the joint seismic acquisition project . 
Seismikkfartøyet Ramform Explorer var ett av fartøyene som ble benyttet til å samle inn seismiske data.
(Photo: Petroleum Geo-Services) 
(Foto: Petroleum Geo-Services)
A number of oil companies have participated actively both in the planning phase and in the data processing work. 
En rekke oljeselskaper har deltatt aktivt både i planleggingsfasen og i prosesseringsarbeidet.
This has ensured high data quality by drawing on the companies’ combined competencies within geological understanding and seismic data acquisition and processing. 
Dette har sikret høy datakvalitet gjennom å utnytte selskapenes samlede faglige kompetanse innenfor geologisk forståelse og seismisk innsamling og prosessering.
The data processing is in progress, and the final data will be ready for interpretation in the autumn of 2015. 
Prosesseringen er i gang og endelige data vil være klare for tolkning til høsten neste år.
This information will constitute an important part of the basis for the respective companies’ decision-making for the 23rd licensing round. 
Denne informasjonen vil utgjøre en viktig del av selskapenes beslutningsgrunnlag for 23. konsesjonsrunde.
The south-eastern Barents Sea is the first new area to be opened on the Norwegian continental shelf since 1994. 
Barentshavet sørøst er det første nye området som åpnes på norsk sokkel siden 1994.
Map - seismic acquisition project in the south-eastern Barents Sea GIF 801 kB 
Kart over seismikkinnsamlingen i Barentshavet sørøst GIF 818 kB
“We are pleased to have found a form of cooperation that has ensured good quality data sets and low acquisition costs. 
– Vi er tilfreds med å ha funnet en samarbeidsform som har gitt et godt datagrunnlag og lave innsamlingskostnader.
The transaction value is USD 2.25 billion. 
Transaksjonsverdien er 2,25 milliarder amerikanske dollar.
The Shah Deniz field in the Caspian Sea. 
Shah Deniz-feltet I Det kaspiske hav.
“Statoil has created significant value by participating in the development of this asset over the years and we are pleased to announce this deal with PETRONAS. 
– Statoil har skapt betydelig verdi ved å delta i utviklingen av dette feltet gjennom årene, og er fornøyd med å ha inngått denne avtalen med PETRONAS.
The divestment optimises our portfolio and strengthens our financial flexibility to prioritise industrial development and high-value growth,” says Lars Christian Bacher, executive vice president for Development and Production International in Statoil. 
Salget optimaliserer porteføljen vår og styrker vår finansielle fleksibilitet til å prioritere industriutvikling og verdiskapende vekst, sier Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt i Statoil.
In recent years Statoil has strengthened its resource base and industrial opportunity set. 
De siste årene har Statoil styrket sin ressursbase og industrielle muligheter.
To prioritise high potential future developments, Statoil has realised substantial value from transactions on the Norwegian continental shelf and internationally. 
For å prioritere fremtidige utviklingsprosjekter med høyt potensial har Statoil realisert betydelig verdi fra transaksjoner på norsk sokkel og internasjonalt.
This portfolio optimisation continues to increase financial strength and flexibility to deliver on our strategy for high-value growth. 
Porteføljeoptimaliseringe vil fortsette å øke selskapets finansielle styrke og fleksibilitet til å levere på strategien vår for verdiskapende vekst.
Following the divestment, Bacher says, “We remain committed to our business in Azerbaijan, which continues to play an important role in Statoil’s international portfolio.” 
– Etter salget satser vi videre på virksomheten vår i Aserbajdsjan, som fortsatt spiller en viktig rolle i Statoils internasjonale portefølje, sier Bacher.
The effective date is 1 January 2014. 
Ikrafttredelsesdatoen er 1. januar 2014.
The transaction is expected to be closed early 2015, subject to approval from the relevant authorities. 
Transaksjonen forventes å bli fullført i begynnelsen av 2015, med forbehold for myndighetsgodkjennelse.
Shah Deniz 
Shah Deniz
The Shah Deniz field was discovered in 1999. 
Shah Deniz-feltet ble funnet i 1999.
It is located on the deep water shelf of the Caspian Sea, 70 kilometres south-east of Baku, in water depths ranging from 50 to 500 metres. 
Det ligger i dypvannsområdet av Det kaspiske hav, 70 km sørøst for Baku, på 50 til 500 meters dyp.
Shah Deniz Stage 1 began operations in 2006. 
Shah Deniz Steg 1 ble satt i produksjon i 2006.
The Shah Deniz partners are currently producing approximately 26 million cubic meters of gas and 53,000 barrels of condensate per day, approximately equivalent to 225,000 barrels of oil equivalent per day. 
Shah Deniz-partnerne produserer nå omkring 26 millioner kubikkmeter gass og 53.000 fat kondensat per dag, tilsvarende omkring 225.000 fat oljeekvivalenter per dag.
Statoil ASA is an international energy company with operations in 36 countries. 
Statoil ASA er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 36 land.
Building on 40 years of experience from oil and gas production on the Norwegian continental shelf, we are committed to accommodating the world's energy needs in a responsible manner, applying technology and creating innovative business solutions. 
Basert på mer enn 40 års erfaring fra olje- og gassproduksjon på norsk sokkel, anvender vi teknologi og nyskapende forretningsløsninger for å møte verdens energibehov på en ansvarlig måte.
We are headquartered in Norway with approximately 22,000 employees worldwide, and are listed on the Oslo and New York stock exchanges. 
Vi har hovedkontor i Norge, om lag 22.000 ansatte over hele verden, og er børsnotert i New York og Oslo.
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS) is Malaysia’s fully integrated oil and gas multinational ranked among the largest corporations on FORTUNE Global 500®. 
Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS) er et malaysisk fullt integrert multinasjonalt olje- og gasselskap som er rangert blant de største selskapene i verden av FORTUNE Global 500®.
Operating in the Upstream and Downstream sectors, it has presence in more than 65 countries since it was first incorporated in 1974. 
Selskapet, som ble stiftet i 1974, driver oppstrøms- og nedstrømsvirksomhet i mer enn 65 land.
PETRONAS is among the top five oil and gas companies in terms of production and the most profitable company in Asia. 
PETRONAS er Asias mest lønnsomme selskap, og blant de fem største olje- og gasselskapene basert på produksjon.
It is steadily driving for new solutions and pushing boundaries to develop and add value to oil and gas resources in a manner that carefully balances commercial, environmental and social considerations. 
Selskapet søker hele tiden nye løsninger og flytter grenser for å utvikle og øke verdien av olje- og gassressurser, samtidig som kommersielle, miljømessige og samfunnsmessige hensyn strengt varetas.
Investor relations Morten Sven Johannessen, investor relations Tel: +1 203 570 2524 
Investorrelasjoner Morten Sven Johannessen, Investorrelasjoner Tlf.: +1 203 570 2524
Lars Valdresbråten, investor relations Tel: +47 40281789 
Lars Valdresbråten, Investorrelasjoner Tlf.: +47 40281789
Media Knut Rostad, media relations Tel: +47 90548990 
Mediekontakt Knut Rostad, Media Relations Tlf.: +47 90548990
Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) has sold its 15.5% participating interest in the Shah Deniz production sharing agreement, 15.5% share in the South Caucasus Pipeline Company (SCPC), 15.5% share in the SCPC holding company, and 12.4% share in the Azerbaijan Gas Supply Company (AGSC) to the Malaysian oil and gas company PETRONAS. 
Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) har solgt sin eierandel på 15,5 % i produksjonsdelingsavtalen for Shah Deniz, 15,5 % andel i South Caucasus Pipeline Company (SCPC), 15,5 % andel i eierselskapet SCPC, og 12,4 % andel i Azerbaijan Gas Supply Company (AGSC) til det malaysiske olje- og gasselskapet PETRONAS.
The Giligiliani-1 discovery is located along the western side of block 2 at a 2,500-metre water depth. 
Giligiliani-1-funnet ligger i den vestlige delen av blokken på 2500 meters havdyp.
The new gas discovery was made in Upper Cretaceous sandstones. 
Det nye gassfunnet ble gjort i sandsteinslag av øvre kritt alder.
“This discovery has proven the gas play extends into the western part of block 2, which opens additional prospects. 
– Funnet viser at gassområdet strekker seg inn i den vestlige delen, noe som igjen åpner opp for flere muligheter.
Our success rate in Tanzania has been high and opening up a new area will be key to continuing our successful multi-well programme,” said Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Vår suksessrate i Tanzania har vært høy, og åpning av et nytt område vil være svært viktig for å fortsette letesatsingen, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
The rig Discoverer Americas will now drill the Kungamanga prospect located in the central part of block 2. 
Boreriggen Discoverer Americas vil nå bore Kungamanga-prospektet som ligger i den sentrale delen av blokk 2.
The Giligiliani-1 discovery is the venture’s seventh discovery in block 2. 
Giligiliani-1-funnet er partnerskapets syvende funn i blokk 2.
It is preceded by the five high-impact gas discoveries Zafarani-1, Lavani-1, Tangawizi-1, Mronge-1 and Piri-1, and a discovery in Lavani-2. 
Det etterfulgte de fem store gassfunnene Zafarani-1, Lavani-1, Tangawizi-1, Mronge-1 og Piri-1, i tillegg til et funn i Lavani-2-brønnen.
Statoil operates the licence on block 2 on behalf of Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) and has a 65% working interest. 
Statoil er operatør for lisensen i blokk 2 på vegne av Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) med en eierandel på 65 prosent.
ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited holds the remaining 35%. 
ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited eier den resterende andelen på 35 prosent.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for block 2. 
Statoil har vært i Tanzania siden 2007.
Map - Giligiliani-1 GIF 981 kB 
Kart - Giligiliani-1 GIF 981 kB
The discovery of an additional 1.2 trillion cubic feet (tcf*) of natural gas in place in the Giligiliani-1 well brings the total of in-place volumes up to approximately 21 tcf in block 2. 
Funnet av ytterligere 1,2 billioner kubikkfot (tcf*) tilstedeværende gass i Giligiliani-1-brønnen øker de samlede tilstedeværende volumene i blokk 2 til om lag 21 billioner kubikkfot.
Konsernsjef Helge Lund (Foto: Ole Jørgen Bratland) 
Konsernsjef Helge Lund (Foto: Ole Jørgen Bratland)
"I would like to thank Helge Lund for his great efforts during his ten years tenure at Statoil. 
– Jeg vil takke Helge Lund for hans store innsats for Statoil gjennom ti år.
Under his leadership Statoil has become a stronger company. 
Statoil er blitt et sterkere selskap under hans ledelse.
We have seen improved safety performance, significant international growth and a strong development on the Norwegian continental shelf. 
Tiåret har vært preget av forbedret sikkerhet, betydelig internasjonal vekst og sterk utvikling av norsk sokkel.
Exploration results and shareholder return have both been among the best in the industry and the company’s integrity and values are strengthened," says Svein Rennemo, chairman of the board. 
Leteresultater og avkastning for aksjonærene har vært blant de beste i industrien, og selskapets integritet og verdimessige plattform er styrket, sier Svein Rennemo, styreleder i Statoil.
Helge Lund assumed the role as President and CEO of Statoil on 16 August 2004. 
Helge Lund tiltrådte stillingen som konsernsjef i Statoil 16. august 2004.
During this period, the company has delivered strong results in several areas: 
I denne perioden har selskapet levert sterke resultater på flere områder:
Yearly total shareholder return has been 11.2% or 2.3 percentage points above the industry average. 
Årlig aksjonæravkastning har vært 11,2%, noe som er 2,3 prosentpoeng over gjennomsnittet for industrien.
Statoil’s market capitalization has increased from 189 billion NOK to above 500 billion NOK. 
Statoils børsverdi har økt fra 189 til over 500 milliarder kroner.
The company’s production has grown from around 1.1 to 1.9 million boe per day. 
Selskapets produksjon har økt fra rundt 1,1 til 1,9 millioner fat oljeekvivalenter per dag.
Production from the international portfolio has increased fivefold. 
Produksjonen fra den internasjonale porteføljen er femdoblet.
The serious incident frequency has decreased from 3.3 to 0.7 per million working hours. 
Antallet alvorlige hendelser per million arbeidstimer er redusert fra 3,3 til 0,7.
"It has been a privilege to lead Statoil during ten very exciting years. 
– Det har vært et privilegium å lede Statoil gjennom ti svært spennende år.
This is a company with highly experienced and competent employees. 
Dette er et selskap med utrolig mange dyktige medarbeidere.
I would like to thank everyone for our collaboration and their strong efforts for Statoil. 
Jeg vil takke alle, for både samarbeidet og innsatsen de hver dag gjør for Statoil.
Together we have created values for Statoil’s shareholders and the society, and strengthened our resource base at the Norwegian continental shelf and internationally," says outgoing CEO Helge Lund. 
Vi har skapt verdier for Statoils aksjonærer og samfunnet, samtidig som vi har styrket vår ressursbase på norsk sokkel og internasjonalt, sier avtroppende konsernsjef Helge Lund.
During his tenure, Statoil has become a streamlined technology driven upstream company, through the sale of activities such as petrochemicals and retail. 
I hans periode har Statoil blitt et rendyrket teknologidrevet oppstrømsselskap, blant annet gjennom salg og utskillelse av petrokjemi og driften av bensinstasjoner.
At the same time, Statoil has established positions in renewable energy, through investments in offshore wind. 
Statoil har også etablert seg innen fornybar energi, gjennom satsingen på offshore vind.
Renewal is important, both for Statoil and for me. 
Fornyelse er viktig, både for Statoil og for meg.
I came to the conclusion that the time was right for a change. 
Etter en samlet vurdering kom jeg til at tiden er inne for et skifte.