natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Capital expenditures for Phase 2 are now estimated at between NOK 40 – 55 billion (NOK billion nominal, fixed currency and excluding IOR), halving the estimate since the PDO was submitted for Phase 1 of Johan Sverdrup. 
Investeringsestimatet for fase 2 er nå mellom 40 – 55 milliarder kroner (nominelle kroner, fast vekslingskurs ekskludert IOR) noe som utgjør en halvering siden plan for utbygging og drift ble levert for fase 1 av Johan Sverdrup.
“The quality of phase 1 and the improvement work we have performed with our partners and suppliers for phase 2 has enhanced profitability. 
– Kvalitet i gjennomføringen av fase 1 og forbedringsarbeidet vi har gjennomført sammen med partnerne og leverandørene på fase 2 har styrket lønnsomheten.
The break-even price for the full-field development is now less than USD 25 per barrel and with an ambition of a world class recovery rate of 70 %,” says Digre. 
Nullpunktsprisen for hele feltutbyggingen er nå under 25 dollar fatet og med en ambisjon for en utvinningsgrad i verdensklasse på 70 % sier Digre.
Kjetel Digre Statoil’s project director for Johan Sverdrup 
Kjetel Digre Statoils prosjektdirektør for Johan Sverdrup
Johan Sverdrup - The North Sea giant 
Johan Sverdrup - Nordsjøkjempen
The partnership has also decided on the development concept for Johan Sverdrup. 
Partnerskapet har også besluttet utbyggingskonsept for Johan Sverdrup.
Phase 1 of the development establishes a field centre consisting of four platforms on the field. 
Første fase av utbyggingen etablerer et feltsenter bestående av fire plattformer på feltet.
Phase 2 builds on this infrastructure, adding another processing platform to the field centre. 
Fase 2 bygger på denne infrastrukturen og inkluderer ytterligere en prosessplattform til feltsenteret.
Overall this will result in a processing capacity of 660 000 barrels of oil per day. 
Dette vil samlet sett gi en prosesskapasitet på 660 000 fat olje per dag.
The following FEED contracts will be awarded in connection with the decision to proceed with the development that has now been made: 
Følgende FEED-kontrakter tildeles i tilknytning til beslutning om videreføring som nå er tatt:
Processing platform, Aker Solutions 
Prosessplattform, Aker Solutions
Jacket, Kværner 
Stålunderstell, Kværner
Power supply from shore, Siemens 
Kraftforsyning fra land, Siemens
Phase 2 also includes the development of the Avaldsnes (east), Kvitsøy (south) and Geitungen (north) satellite areas to be phased in for processing and export on the field centre. 
Fase 2 inkluderer også utbygging av satellittområdene Avaldsnes (øst), Kvitsøy (sør) og Geitungen (nord) som skal fases inn for prosessering og eksport på feltsenteret.
28 new wells are planned to be drilled in connection with the Phase 2 development. 
Det er planlagt boring av 28 nye brønner i forbindelse med fase 2-utbyggingen.
The Phase 2 concept also includes the establishment of an area-wide solution for power from shore for the Utsira High by 2022. 
Fase 2-konseptet omfatter også etablering av en områdeløsning for kraft fra land for Utsirahøyden innen 2022.
Maturing and planning Phase 2 parallel with the development of Phase 1 will ensure a consistent full-field solution and cost-efficient hook-up when Phase 1 is on stream. 
Modning og planleggingen av fase 2 i parallell med utbyggingen av fase 1 skal sikre en helhetlig fullfeltløsning og kostnadseffektiv oppkobling når fase 1 er i drift.
With a field life estimated at 50 years, Johan Sverdrup will generate great value for society and the partners. 
Johan Sverdrup-feltet har en beregnet levetid på 50 år, og vil skape store verdier for samfunnet og partnerne.
Includes the development of four platforms, three subsea installations for water injection, power from shore, export pipeline for oil (Mongstad) and gas (Kårstø) 
Omfatter utbygging av fire plattformer, tre undervannsinstallasjoner for vanninjeksjon, kraft fra land, eksportrørledninger for olje (Mongstad) og gass (Kårstø).
Under development. 
Under utbygging.
Approx. 40 % of the development is completed 
Rundt 40 % av utbyggingen fullført
More than NOK 60 billion worth of contracts awarded. 
Over 60 milliarder kroner tildelt i kontrakter.
More than 70 % of the suppliers with a Norwegian billing address 
Over 70 % leverandører med norsk fakturaadresse.
CAPEX estimate: NOK 97 billion 
Investeringsestimat: 97 milliarder kroner
Break-even Phase 1: Below USD 20 per barrel 
Break-even fase 1: Under 20 dollar per fat.
Production start: late 2019 
Produksjonsoppstart sent 2019
Phase 2 
Fase 2
Includes development of another processing platform for the field centre + the Avaldsnes, Kvitsøy and Geitungen satellite areas, in addition to power from shore to the Utsira High in 2022 
Omfatter utvikling av ytterligere en prosessplattform til feltsenteret + satelittområdene Avaldsnes, Kvitsøy og Geitungen samt kraft fra land til Utsirahøyden 2022.
Made the DG2 decision to proceed with the development 
Passert beslutning om videreføring DG2.
Investment decision (DG3) and submission of the plan for development and operation: Second half of 2018 
Investeringsbeslutning (DG3) og innlevering av plan for utbygging og drift: Andre halvår 2018.
Investment estimate: NOK 40 – 55 billion 
Investeringsestimat: 40 – 55 milliarder kroner
Break-even price: Below USD 30 per barrel 
Break-even: Under 30 dollar per fat
Production start: 2022 
Produksjonsoppstart 2022
Full field (Phase 1 + Phase 2) 
Full felt (Fase 1 + Fase 2)
Includes both Phase 1 and Phase 2 of the Johan Sverdrup development 
Omfatter både fase 1 og fase 2 utbygging Johan Sverdrup.
Resource estimate: 2.0 – 3.0 billion barrels of oil equivalent 
Ressursanslag: 2,0 – 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter
Break-even price: below USD 25 per barrel. 
Break Even: under 25 dollar fatet.
“The Deepsea Atlantic drilling rig is currently predrilling the first production well for the first phase of the Johan Sverdrup development. 
Boreriggen «Deepsea Atlantic» forborer nå den første produksjonsbrønnen på Johan Sverdrup.
This is a central operation in a complex Johan Sverdrup puzzle. 
Dette er en viktig operasjon i et svært omfattende Johan Sverdrup-puslespill.
Predrilling allows the production capacity on the field to be utilised as efficiently as possible when Johan Sverdrup has come on stream late in 2019. 
Forboringen gjør det mulig å utnytte produksjonskapasiteten fra feltet så effektiv som mulig når vi starter produksjonen sent i 2019.
This way, we maximize value from the field from day one,” says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup project. 
Slik maksimerer vi verdiene fra feltet fra første dag, sier Kjetel Digre prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
The rig is drilling the first production well through a predrilling template that was installed on the field in the summer of 2015. 
Riggen borer den første produksjonsbrønnen gjennom en forboringsramme som ble installert på feltet sommeren 2015.
A total of eight wells will be drilled through the predrilling template, before the rig is relocating to drill injection wells on three locations on the field. 
Totalt åtte brønner skal bores gjennom forboringsrammen, før riggen forflytter seg for å bore injeksjonsbrønner på tre lokasjoner på feltet.
In 2018 the permanent Johan Sverdrup drilling platform will be installed as the second of four platforms. 
I 2018 vil Johan Sverdrups permanente boreplattform bli installert som den andre av fire plattformer på det planlagte feltsenteret.
The drilling platform is currently being constructed at Aibel’s yard in Haugesund, north of Stavanger, and in Thailand. 
Boreplattformen er nå under bygging ved Aibels verft i Haugesund og i Thailand.
When the drilling platform is installed and operational, the eight predrilled wells will be hooked up from the predrilling template. 
Når boreplattformen er installert og operativ, starter arbeidet med å kople opp de åtte forborete brønnene fra forboringsrammen.
At this point Deepsea Atlantic will be drilling the injection wells providing reservoir pressure support to maintain high field production. 
På dette tidspunktet borer «Deepsea Atlantic» injeksjonbrønnene som skal gi trykkstøtte i reservoaret for å opprettholde en høy produksjon fra feltet.
The Johan Sverdrup project introduces integrated drilling services as a new concept, which means that Baker Hughes will provide the main deliveries together with Odfjell Drilling. 
Nytt på Johan Sverdup er integrerte tjenester, hvor Baker Hughes har fått hovedleveransen sammen med Odfjell Drilling.
“Statoil and the drilling service providers have worked as an integrated team in planning the drilling operation. 
– Statoil sammen med boretjenesteleverandørene har jobbet som et integrert team i planleggingen av boreoperasjonen.
Deepsea Atlantic is a good rig and everything is set for a safe and cost-effective drilling operation on Johan Sverdrup. 
«Deepsea Atlantic»er en god rigg og alle forhold ligger til rette for at vi skal lykkes med en boreoperasjonen på Johan Sverdrup.
This is vital to ensure production start from the field at the end of 2019,” says Digre. 
Det er vi avhengig av for å kunne levere første produksjon fra feltet på slutten av 2019, sier Kjetel Digre prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
Kjetel Digre senior vice president for the Johan Sverdrup-project. 
Kjetel Digre senior vice president for the Johan Sverdrup-project.
The contract for integrated drilling services worth NOK 1.5 billion was awarded to Baker Hughes on 6 July 2015. 
Kontrakten for integrerte tjenesteleveranser for boring har en verdi på 1,5 milliarder kroner ble tildelt Baker Hughes 6. juli 2015.
The contract for rig and drilling services on Johan Sverdrup, totalling more than NOK 4.35 billion, was awarded to Odfjell Drilling on 15 June 2015. 
Kontrakten for rigg og boretjenester på Johan Sverdrup har en samlet verdi på over 4,35 milliarder kroner og ble tildelt Odfjell Drilling 15. juni 2015.
Johan Sverdrup is one of the five biggest oil fields on the Norwegian continental shelf. 
Johan Sverdrup er blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With expected resources of between 1.7 – 3.0 billion barrels of oil equivalent, it will also be one of the most important industrial projects in Norway over the next 50 years. 
Med forventede ressurser på 1,7 – 3,0 milliarder fat olje vil feltet være et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
Peak production on Johan Sverdrup will be equivalent to 25% of all Norwegian petroleum production. 
Når produksjonen er på topp vil den utgjøre 25% av all norsk olje- og gassproduksjon.
First-phase investments estimated int the plan of development and production (PDO) at NOK 117 billion (2015 value) 
Investeringer for første fase antatt i plan for utbygging og drift (PUD) til 117 milliarder NOK (2015 kroner)
Daily production during first phase estimated at 315,000 – 380,000 barrels per day 
Daglig produksjon fase 1 estimert til 315.000 – 380.000 fat
Peak production estimated to reach 550,000 – 650,000 barrels daily 
På topp antas produksjonen til 550.000 – 650.000 fat daglig
See also: 
Se også
Flickr – Download Johan Sverdrup images 
Google+ - nedlastbare bilder
Plans call for the field to begin producing gas and condensate (light oil) on 1 October 2004. 
Etter planen skal feltet settes i produksjon 1. oktober 2004.
“It will be tied back to the Sleipner T gas treatment platform on Sleipner East via an 18-kilometre pipeline,” explains project manager Helge Skjold. 
"Gass- og kondensatfeltet skal knyttes opp mot gassbehandlingsplattformen Sleipner T via en 18 kilometer lang rørledning.
Technically recoverable reserves in Alpha North are put at roughly 13 billion cubic metres of gas and about 32 million barrels of condensate. 
De teknisk utvinnbare reservene i Alfa Nord er anslått til rundt 13 milliarder kubikkmeter gass og om lag 32 millioner fat kondensat.
The development is covered by the plan for development and operation (PDO) of the main Sleipner West field. 
Utbyggingen er dekket av Plan for utbygging og drift (PUD) for Sleipner Vest hovedfelt.
Development of Alpha North, a Statoil-operated satellite close to its Sleipner West field in the North Sea, has been approved by the licensees. 
Partnerskapet har godkjent utbygging av den Statoil-opererte satellitten Alfa Nord ved Sleipner Vest-feltet i Nordsjøen.
Production drilling has started on the Statoil operated Mariner field in the UK North Sea. 
Produksjonsboring på det Statoil-opererte Mariner-feltet i britisk del av Nordsjøen er startet.
Up to five wells will be drilled before the Mariner A platform hook up and commissioning activity starts next summer. 
Opptil fem brønner skal bores før tilkoplings- og ferdigstillingsaktiviteten for Mariner A-plattformen starter neste sommer.
First oil is expected to be produced from Mariner in 2018. 
Oppstart av oljeproduksjonen fra Mariner forventes i 2018.
Hedda Felin, managing director, Statoil Production UK said, “This is an exciting period for us as a UKCS operator as we transition from the planning phase to active offshore operations.” 
– Dette er en spennende periode for oss som operatør på britisk sokkel med overgang fra planleggingsfasen til aktiv offshore-virksomhet, sier Hedda Felin, administrerende direktør for Statoil Production UK.
Hedda Felin, managing director, Statoil Production UK. 
Hedda Felin, adm. direktør, Statoil Production UK
Our activities in the United Kingdom 
Våre aktiviteter i Storbritannia
The Noble Lloyd Noble, the largest jack-up rig in the world, is currently positioned over the Mariner jacket which was installed in 2015. 
The Noble Lloyd Noble, verdens største oppjekkbare rigg, er nå posisjonert over Mariners stålunderstell, som ble installert i 2015.
The first production wells will be drilled through a well deck on the jacket. 
De første produksjonsbrønnene vil bli boret gjennom et brønndekk på stålunderstellet.
Up to five wells will be drilled before the platform topside modules arrive mid-2017. 
Opptil fem brønner skal bores før plattformens dekksmoduler ankommer i midten av 2017.
In total up to 100 reservoir targets could be drilled over the lifetime of the Mariner field, based on the current development strategy. 
Til sammen kan opptil 100 reservoarmål bores gjennom Mariner-feltets levetid, basert på nåværende utbyggingsstrategi.
Statoil has worked closely with major contractors Noble Drilling and Schlumberger to ensure safe and cost-effective operations. 
Statoil har samarbeidet med de store kontraktørselskapene Noble Drilling og Schlumberger for å sikre sikker og kostnadseffektiv drift.
The rig contract was awarded to Noble Drilling in 2013, followed by the contract award for integrated drilling and completion services to Schlumberger in 2014. 
Riggkontrakten ble tildelt Noble Drilling i 2013, og ble etterfulgt av kontraktstildeling for integrerte bore- og kompletteringstjenester til Schlumberger i 2014.
The pre-drilling campaign will support around 500 jobs in the UKCS. 
Forboringskampanjen vil bidra til omkring 500 jobber på britisk sokkel.
The Mariner topside modules are currently under construction at Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. 
Mariners dekksmoduler er nå under bygging ved Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd.
(DSME) in South Korea and sailaway is expected in the first half of 2017. 
(DSME) i Sør-Korea og utseiling forventes i første halvdel av 2017.
Mariner is one of the largest projects currently under development in the UKCS. 
Mariner er ett av de største prosjektene under utbygging på britisk sokkel.
Contracts worth over £1billion have been awarded to date to the UK supply chain by the project. 
Prosjektet har hittil tildelt den britiske forsyningskjeden kontrakter til en verdi av mer enn 1 milliard pund.
Statoil (U.K.) 
Statoil (U.K.)
Limited is the operator of Mariner with 65.11% equity. 
Limited er operatør for Mariner med 65,11 % eierandel.
The Mariner field is located on the East Shetland Platform of the UK North Sea, approximately 95 miles or 150 kilometres east of the Shetland Isles. 
Mariner-feltet ligger på den østlige Shetland-plattformen i britisk del av Nordsjøen, om lag 150 kilometer øst for Shetlandsøyene.
The heavy oil field has reserves estimated at more than 250 million barrels of oil with an average plateau production of around 55,000 barrels per day. 
Reservene i tungoljefeltet er anslått til mer enn 250 millioner fat olje med en gjennomsnittlig platåproduksjon på omkring 55,000 fat per dag.
Mariner facts 
Fakta om Mariner
Production is expected to commence in 2018. 
Produksjonen forventes å starte i 2018.
The steel jacket for the Mariner A platform was completed on time and within budget at the Dragados Offshore S.A. yard in Spain, and safely installed in the field in September 2015. 
Stålunderstellet for Mariner A-plattformen ble fullført i henhold til plan og innenfor budsjettet ved Dragados Offshore S.A.-verftet i Spania, og trygt installert på feltet i september 2015.
The Floating Storage Unit - Mariner B – is fully installed in the Mariner field with around 20 people on board. 
Den flytende lagringsenheten - Mariner B – er ferdig installert på Mariner-feltet med om lag 20 mennesker ombord.
Noble Corporation’s «Noble Lloyd Noble» jack-up rig – which will assist the drilling of Mariner wells for the initial years – was constructed in Singapore and arrived in the Mariner field earlier in November. 
Noble Corporations oppjekkbare rig, Noble Lloyd Noble, som skal bidra under boringen av Mariner-brønner de første årene, ble bygd i Singapore og ankom Mariner-feltet tidligere i november.
The rig, the largest jack up in the world, stands 215m tall. 
Riggen, som er verdens største oppjekkbare rigg, er 215 meter høy.
The pipelines are installed in the Mariner field, and other subsea, umbilical, risers and flowline (SURF) operations have been completed. 
Rørledningene er installert på Mariner-feltet, og andre havbunns-, kontrollkabel-, stigerørs-, og strømningsrørsoperasjoner er fullført.
About Statoil 
About Statoil
Statoil is an international energy company headquartered in Stavanger, Norway, with operations in more than 30 countries. 
Statoil er et internasjonalt energiselskap med hovedkontor i Stavanger og virksomhet i mer enn 30 land.
Statoil made the investment decision for the Mariner project in 2012, which entailed a gross investment of more than USD 7 billion. 
Statoil gjorde investeringsbeslutningen for Mariner-prosjektet i 2012, som omfattet en bruttoinvestering på mer enn 7 milliarder dollar.
The development of the Mariner field will contribute more than 250 mmbbls reserves with average plateau production of around 55,000 barrels per day. 
Utbyggingen av Mariner-feltet vil bidra med mer enn 250 millioner fat reserver med en gjennomsnittlig platåproduksjon på om lag 55.000 fat per dag.
The field will provide a long term cash-flow over a 30-year field life. 
Feltet vil sikre en langsiktig kontantstrøm gjennom en produksjonsperiode på 30 år.
Statoil is also operator of Utgard, a gas and condensate field which straddles the NCS/UKCS median line as well as the Bressay project. 
Statoil er også operatør for Utgard, et gass- og kondensatfelt som strekker seg over delelinjen mellom norsk og britisk sokkel, så vel som Bressay-prosjektet.
As well as being a partner in the Jupiter and Alba fields, the company also holds several exploration licences on the UKCS. 
I tillegg til å være deltaker i Jupiter- og Alba-feltene, har selskapet også flere letelisenser på britisk sokkel.
Statoil opened its office in Aberdeen in 2013, and is currently building up its local organisation to prepare for installation, start-up and operation of the Mariner field. 
Statoil åpnet kontoret sitt i Aberdeen i 2013, og bygger nå opp sin lokale organisasjon for å forberede installering, oppstart og drift av Mariner-feltet.
The IFRS net income was USD 1.1 billion. 
IFRS-resultatet var på 1,1 milliarder USD.
Aasta Hansteen Spar platform (Photo: Boskalis/Statoil) 
Aasta Hansteen Spar platform (Foto: Boskalis/Statoil)
The first quarter results were characterised by: 
Resultatene i første kvartal kjennetegnes av:
Solid earnings and strong cash flow from operations across all segments 
Solid inntjening og sterk kontantstrøm fra drift i alle segmenter
Solid operational performance, continued high regularity and good progress on improvement work 
Solid drift, fortsatt høy regularitet og god fremdrift i forbedringsarbeidet
Net debt ratio reduced from 35.6% to 30.0% 
Gjeldsgraden redusert fra 35,6 % til 30,0 %
“Our solid financial result and strong cash flow across all segments was driven by higher prices, good operational performance and an organic production growth of 5%. 
- Våre solide finansielle resultater og sterke kontantstrøm fra alle segmenter var drevet av høyere priser, god drift og underliggende produksjonsvekst på 5 %.
Our production from the Norwegian Continental Shelf was at its highest level in five years, driven by high regularity and ramp-up of new fields. 
Produksjonen fra norsk sokkel var den høyeste på fem år, drevet av høy regularitet og opptrapping av produksjonen på nye felt.
Our international portfolio delivered positive results and cash flow per barrel after tax on par with our Norwegian portfolio. 
Den internasjonale porteføljen leverte positive resultater, og kontantstrømmen per fat etter skatt var på nivå med vår norske portefølje.
We continue to capture efficiency gains and are on track to deliver an additional billion dollars in annual improvements in 2017”, says Eldar Sætre, President and CEO of Statoil ASA. 
Vi fortsetter å redusere kostnader gjennom effektivisering, og er i rute for å oppnå ytterligere en milliard dollar i årlige kostnadsforbedringer i 2017, sier konsernsjef i Statoil ASA, Eldar Sætre.
“We delivered seven discoveries from nine exploration wells drilled during first quarter. 
- Vi gjorde syv funn fra de ni letebrønnene vi boret i første kvartal.
Many of these can be quickly put into profitable production. 
Flesteparten kan raskt settes i lønnsom produksjon.
We are also about to start our exploration programme in the Barents Sea, testing several new opportunities over the next six months. 
Vi er også i ferd med å starte vårt leteprogram i Barentshavet, der vi skal teste flere prospekter i de neste seks månedene.
In the quarter, we received approval for three plans for development and submitted additional two projects for approval by Norwegian authorities, showing commitment to industrial development on the NCS,” says Sætre. 
I kvartalet fikk vi godkjent tre planer for utvikling og drift, og vi leverte ytterligere to prosjekter til godkjenning hos norske myndigheter, et klart uttrykk for vår satsing på fortsatt industriell utvikling på norsk sokkel, sier Sætre.
Adjusted earnings were USD 3.313 billion in the first quarter, up from USD 0.857 billion in the same period in 2016. 
Justert driftsresultat var 3,313 milliarder USD i første kvartal, en oppgang fra 0,857 milliarder USD i samme periode i 2016.
Adjusted earnings after tax were USD 1.114 billion in the first quarter, up from USD 0.122 billion in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var 1,114 milliarder USD i første kvartal, en oppgang fra 0,122 milliarder USD i samme periode i fjor.
Higher prices for both oil and North American gas, solid operational performance with high production and continued progress on improvement initiatives contributed to the increase. 
Høyere priser både for olje og nord-amerikansk gass, solid drift med høy produksjon, og fortsatt fremdrift i forbedringsarbeidet bidro til økningen.
The increased production resulted in higher royalty costs and production fees, contributing negatively to the results. 
Den økte produksjonen resulterte i høyere royalties og produksjonsavgifter, noe som påvirket resultatet negativt.
IFRS net operating income was USD 4.250 billion in the first quarter compared to USD 1.060 billion in the same period of 2016. 
Driftsresultat iht IFRS var 4,250 milliarder USD i første kvartal, sammenlignet med 1,060 milliarder USD i samme periode i 2016.
IFRS net income was USD 1.064 billion, up from USD 0.611 billion in the same period last year. 
Periodens resultat iht IFRS var 1,064 milliarder USD, en oppgang fra 0,611 milliarder USD i samme periode i fjor.