natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The study encompasses an offshore distribution platform, cables from land and from the distribution platform to the receiving platforms and converter facilities on land. 
Studien omfatter offshore distribusjonsplattform, kabler fra land og fra distribusjonsplattform til mottakende plattformer og omformeranlegg på land.
Kårstø is the recommended tie-in point for the power grid on land. 
Kårstø er anbefalt som koblingspunkt til strømnettet på land.
Analyses indicate various alternatives in relation to location and power needs: – Independent installation and installation linked to Johan Sverdrup by gangway, or equipment placed on the Johan Sverdrup installation. 
Analyser viser ulike alternativer i forhold til plassering og kraftbehov: – Selvstendig installasjon og installasjon koblet til Johan Sverdrup med broforbindelse eller utstyr plassert på Johan Sverdrup-installasjonen.
–Capacity will be considered based on the actual power need for the total area, and this will determine the design of the system. 
– Kapasitet vurderes ut fra det totale områdets reelle kraftbehov og vil avgjøre systemets design.
Preliminary investment estimates: approaching NOK 10 billion 
Foreløpige investeringsestimater: opp mot 10 milliarder kroner
Compared with a development with offshore power production, the savings on the fields is in the order of 1 million tonnes of CO2 per year – assuming a consumption of about 250 MW. 
Sammenlignet med en utbygging med offshore kraftproduksjon er innsparingen på feltene i størrelsesorden 1 million tonn CO2 per år – gitt et forbruk på om lag 250 MW.
Utsira High Power Hub project PDF 747 kB 
Utsirahoyden elekrifiseringsprosjekt PDF 727 kB
The recommended proposed timeline for an area solution for joint power supply from land entails installation in 2017 and power deliveries from 2018. 
Anbefalt forslag til tidsplan for en områdeløsning med felles kraftforsyning fra land innebærer installasjon i 2017 og kraftleveranser fra 2018.
In addition come a gas pipeline to land from these fields in the Nam Con Son Basin, and new facilities to utilise the production for power generation and fertiliser. 
I tillegg kommer rørledning for gass og fra feltet til land og nye anlegg som skal utnytte gass i kraft- og gjødselproduksjon.
The agreements were signed at a ceremony in the capital, Hanoi. 
Tre avtaler ble signert under en seremoni i den vietnamesiske hovedstaden Hanoi 29. april.
One covers sale of gas and condensate from the block, another deals with the transport solution and tariffs, and the third embraces guarantees and approvals from the authorities. 
Den ene dekker salg av gass og kondensat fra blokken, den andre transportløsning og tariff, og den tredje myndighetenes garantier og godkjenninger.
Through these deals, the partners have agreed a gas price and a transport tariff. 
Gjennom disse avtalene har partene blitt enige om en gasspris og en transporttariff.
The partners are concerned to secure a hard-currency return on their investment. 
Partnerne er opptatt av å sikre avkastning i hard valuta på sine investeringer i prosjektet.
Work on establishing payment mechanisms will continue in coming months. 
I de kommende månedene fortsetter arbeidet med å legge på plass betalingsmekanismene.
Vietnam is currently not one of Statoil's international core assets. 
Vietnam er per i dag ikke blant Statoils kjerneområder internasjonalt.
Publication of fourth quarter 2012 results 
Publisering av resultater for fjerde kvartal 2012
7 February 
7. februar
22 March 
22. mars
2 May 
2. mai
Publication of first quarter 2013 results 
Publisering av resultater for første kvartal 2013
25 July 
25. juli
Publication of second quarter 2013 results 
Publisering av resultater for andre kvartal 2013
Publication of third quarter 2013 results 
Publisering av resultater for tredje kvartal 2013
Hilde Merete Nafstad, Senior Vice President, Investor Relations +47 95 78 39 11 
Hilde Merete Nafstad, direktør Investor Relations +47 95 78 39 11
Morten Sven Johannessen, Vice President, Investor Relations , USA +1 203 570 2524 
Morten Sven Johannessen, direktør Investor Relations Nord-Amerika +1 203 570 2524
On behalf of the participant, the company acquires shares equivalent to the net annual amount. 
Selskapet kjøper aksjer tilsvarende netto årssum på vegne av deltakeren.
The grant is subject to a three year lock-in period. 
Aksjene er bundet i tre år.
Number of acquired shares and new total shareholding is listed in the table below. 
Antall kjøpte aksjer og ny beholdning framgår av tabellen nedenfor.
Purchased 
Kjøpt
New shareholding 
Ny beholdning
13,375 
13 375
The long-term incentive program is a fixed, monetary compensation calculated as a portion of the participant's base salary; ranging from 20 – 30 per cent depending on the individual's position. 
Langtidsinsentivordningen er et fast lønnselement som blir beregnet som en andel av deltakernes grunnlønn, og er på 20 – 30 prosent avhengig av deltakerens stilling.
There are 374 people on board the accommodation rig, which is located right next to the Njord A platform. 
Det er 374 om bord i boligplattformen som ligger ved Njord A-plattformen.
Personnel have mustered at the lifeboat stations and evacuation by helicopter is taking place. 
Personellet har mønstret til livbåtene, og evakuering med helikopter er i gang.
A hole was discovered in the rig’s ballast tank. 
Det er identifisert hull i en ballasttank på riggen.
Water seepage caused a 3-4 degree tilt that was speedily rectified and rig stability was re-established. 
Vannlekkasjen bidro til slagside på 3-4 grader som raskt ble rettet opp og stabiliteten ble reetablert.
The rig was disconnected from the Njord platform when the incident occurred. 
Boligplattformen var koblet fra Njord-plattformen da hendelsen oppsto.
Statoil’s emergency response organisation has been mobilised. 
Statoils beredskapsorganisasjon er mobilisert.
A personnel reception centre has been set up in Kristiansund. 
Det blir etablert mottak av personell i Kristiansund.
Six helicopters and an emergency response vessel have been deployed in order to assist the rig. 
Det er mobilisert seks helikoptre og et beredskapsfartøy for å bistå riggen.
In addition, an anchor handling vessel will be dispatched to inspect the damage. 
I tillegg vil det bli sendt ut et ankerhåndteringsfartøy for inspeksjon av skaden.
The rig will be towed to land in due course. 
Riggen vil etter hvert bli tatt til land.
A planned maintenance shutdown is currently being carried out on Njord A that involves the upgrading of the process plant and other projects. 
Njord A har revisjonsstans med oppgradering av prosessanlegget og andre prosjekter.
No processing or drilling is therefore taking place there. 
Det er derfor ingen prosessering eller boring på plattformen.
Floatel Superior is operated by Floatel International. 
Floatel Superior drives av selskapet Floatel International.
The Njord A platform and Floatel Superior in The Norwegian Sea. 
Njord A-plattformen og Flotell Superior i Norskehavet.
(Photo: Statoil) JPG 8 MB 
(Foto: Statoil) JPG 8 MB
The Njord A platform and Floatel Superior in The Norwegian Sea. 
Njord A-plattformen og Floatel Superior i Norskehavet.
"Mapping the reservoir in the Johan Sverdrup discovery represents one of the main challenges as there are significant variations in reservoir quality and thickness in various parts of the discovery”, says Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway. 
– Kartleggingen av reservoaret i Johan Sverdrup-funnet representerer en av hovedutfordringene siden det er betydelige variasjoner i reservoarkvaliteten og -tykkelsen i forskjellige deler av funnet.
For further details on the well results please see the NPD press release. 
For mer detaljer om brønnresultatene se pressemeldingen fra OD.
Johan Sverdrup map including Espevær High GIF 718 kB 
Johan Sverdrup kart inkludert Espeværhøgda GIF 722 kB
Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway. 
Gro Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
“This sale marks another step towards concentrating our efforts on our defined core areas,” comments Øyvind Bratsberg, senior vice president for Statoil’s Troll-Sleipner business cluster. 
"For Statoil er dette et steg videre mot å konsentrere oss om våre definerte kjerneområder," sier Øyvind Bratsberg, direktør for Troll/Sleipner-området.
The deal is subject to the necessary approvals being obtained from the Norwegian authorities. 
Avtalen er inngått med forbehold om nødvendig godkjenning fra norske myndigheter.
Varg is being produced via an unstaffed wellhead platform and the Petrojarl Varg production ship. 
Varg-feltet blir produsert via en ubemannet brønnhodeplattform og produksjonsskipet Petrojarl Varg.
PL 038 lies in block 15/12, 32 kilometres south of Statoil’s Sleipner fields. 
PL 038 er lokalisert i blokk 15/12, 32 kilometer sør for Sleipner-feltene.
The platform was stabilised in the course of about an hour using ballast management. 
I løpet av om lag en time ble den stabilisert ved ballaststyring.
"I never felt the situation was dramatic. 
- Jeg følte aldri noen dramatikk.
We were first told to pack a bag, but this was countermanded by a message indicating that we should put on our survival suits and gather at the exterior muster station shortly after 10.00. 
Vi fikk først beskjed om å pakke en bag, men så ble det gitt kontramelding og vi måtte ta på redningsdress og møte på utvendig mønstringsplass litt over klokken 10.00.
It was good to see that the emergency response organisation worked as intended. 
Derfor var det godt å se at beredskapsorganisasjonen fungerte.
We came onshore without anything at all, but they distributed shoes, jackets and cash. 
Vi kom i land uten noe, og fikk utdelt sko, jakke og penger.
They took care of accommodations and air travel for those who needed it," says Moen. 
De ordnet overnatting og fly til de som trengte det, sier Moen.
Hilde Moen 
Hilde Moen
336 evacuated 
336 evakuerte
Six helicopters were available in the area, and three of them were used to evacuate 336 people to Njord A nearby. 
Seks helikoptre var tilgjengelige i området, og tre av disse ble brukt til å evakuere 336 personer til Njord A like ved.
They were transported on to Kristiansund during the course of the day. 
De ble i løpet av dagen fraktet videre til Kristiansund.
"There was no imminent danger after we had stabilised the rig, but the visual inspection revealed a scope of damage that indicated evacuation. 
- Etter at vi hadde stabilisert riggen var det ingen akutt fare, men den visuelle inspeksjonen viste et skadeomfang som tilsa evakuering.
We then carried out a safe, secure and efficient evacuation. 
Vi gjennomførte da en sikker, trygg og effektiv evakuering.
The margins are small in these types of situations, which is why we always want to evacuate non-essential personnel. 
I en slik situasjon har vi mindre marginer å gå på, og derfor ønsker vi alltid å evakuere personell som ikke er nødvendig.
While several people have described the incident and the evacuation as undramatic, we cannot rule out that others may have had a different perception," says Bente Aleksandersen, emergency response manager and vice president Operations south on the Norwegian shelf in DPN Norway. 
Men selv om flere beskriver opplevelsen av hendelsen og evakueringen som udramatisk, kan vi ikke se bort fra at andre opplevde det annerledes, sier Bente Aleksandersen, beredskapsleder og direktør for drift sør på norsk sokkel i Utvikling og produksjon Norge.
Bente Aleksandersen 
Bente Aleksandersen
"Why weren't people on board Floatel Superior mustered earlier?" 
- Hvorfor ble ikke folk om bord på Floatel Superior mønstret tidligere?
"We note that questions have been raised about some of the decisions made while the incident unfolded. 
- Vi ser at det reises spørsmål ved noen av de beslutningene som ble tatt under hendelsens forløp.
We will leave it up to the investigation to answer this," says Aleksandersen. 
Det vil vi overlate til granskingen å gi svar på, sier Aleksandersen.
Statoil has initiated an investigation, in part to map the details of the work that was done to safeguard personnel and to handle the situation. 
Statoil har satt i gang gransking for blant annet å kartlegge detaljene i det arbeidet som ble gjort for å ivareta personellet og håndtere situasjonen.
Floatel to Kristiansund 
Floatel til Kristiansund
A total of 38 people remained on board to bring the rig to land. 
Det ble igjen 38 personer for å få riggen til land.
It is now headed for Kristiansund under its own steam, and is expected to arrive at Bremnesfjord during the course of the day. 
Den er nå nå på vei for egen maskin mot Kristiansund, og er forventet å ankomme Bremnesfjord i løpet av dagen.
There, further preparations will be carried out before it continues on to Vestbase in Kristiansund, where it is expected to arrive on Saturday. 
Der vil det gjøres forberedelser før den skal videre til Vestbase i Kristiansund der den er ventet lørdag.
Floatel Superior was approved, that is to say, it received a so-called "Acknowledgement of Compliance" from the Petroleum Safety Authority Norway on 22 December 2010, and started on a contract with Statoil on 1 May 2011. 
Floatel Superior ble godkjent, det vil si at de fikk såkalt samsvarsuttalelse, av Petroleumstilsynet 22. desember 2010, og begynte på en kontrakt med Statoil 1. mai 2011.
"Prior to this, we carried out a number of activities to prepare for operations, including implementing several inspections of the platform and a thorough review of the documentation," says Aleksandersen. 
- I forkant av dette gjennomførte vi en rekke aktiviteter for å klargjøre, der vi blant annet foretok flere inspeksjoner av plattformen og grundig gjennomgang av dokumentasjon, forteller Aleksandersen.
Statoil will ensure that the shipping company, Floatel International, completes the repair work safely and efficiently. 
Statoil vil sørge for at rederiet, Floatel International, gjennomfører repararsjoner på en sikker og effektiv måte.
Statoil is regarded as the number-one player in the use of multilateral junction technology and has by far the largest share of the total global use offshore. 
Statoil anses som den fremste aktøren når det gjelder bruk av flergrensteknologi og har den absolutt største andelen av slike brønner til havs i verden.
Over the last few years Statoil has introduced multilateral well technology at several Statoil-operated fields offshore Norway. 
De siste årene har Statoil innført flergrensteknologi på flere Statoil-opererte felt på norsk sokkel.
"Brazil is a country where we can apply our offshore technology. 
- Brasil er et land der vi kan benytte vår offshore-teknologi.
We have always cited that our technology and experience from the Norwegian continental shelf would be key to increasing Peregrino's recovery rate. 
Vi har alltid vist til vår teknologi og erfaring fra norsk sokkel som avgjørende for å øke Peregrinos utvinningsgrad.
Kjetil Hove, country president for Statoil in Brazil.. 
Kjetil Hove, landsjef for Statoil i Brasil.
Statoil has launched an ambition of increasing its recovery factor further. 
Statoil har en klar ambisjon om å øke utvinningsgraden ytterligere.
Peregrino is an offshore heavy oil field with a large potential for increased recovery. 
Peregrino er et tungoljefelt til havs med stort IOR- potensial.
The field holds large in-place volumes of about 2.3 billion barrels of oil in addition to resources discovered at Peregrino South. 
Feltet har store tilstedeværende volumer på omkring 2,3 milliarder fat olje, i tillegg til ressurser påvist på Peregrino Sør.
However, the recovery factor is low compared to conventional oil fields. 
Utvinningsgraden er imidlertid lav sammenlignet med konvensjonelle oljefelt.
Through the use of innovative technology Statoil has doubled the expected recovery factor from around 10% when Statoil bought in to the field to around 20% expected recovery when the field was sanctioned. 
Gjennom bruk av nyskapende teknologi har Statoil fordoblet den forventede utvinningsgraden fra omkring 10 prosent da Statoil kjøpte seg inn i feltet, til omkring 20 prosent da feltet ble godkjent.
The keys to increased recovery at Peregrino are a high degree of reservoir exposure, the drilling of long horizontal wells with geosteering technology to maximize length and optimise placement, and water injection to improve oil recovery. 
De avgjørende faktorene for økt oljeutvinning på Peregrino er en høy grad av reservoareksponering, boring av lange, horisontale brønner med geostyringsteknologi for å maksimere lengden og optimere plasseringen, samt vanninjeksjon.
By applying tools and skills such as produced water injection, horizontal wells and flow assurance to sustain the project over a longer term, the estimated recoverable resources have been increased to the range of 300–600 million barrels of oil. 
Ved å benytte verktøy og kompetanse, innenfor områder som injeksjon av produsert vann, horisontale brønner og strømningssikring for å opprettholde prosjektet over lengre tid, er de anslåtte utvinnbare ressursene økt til mellom 300-600 millioner fat olje.
A total of 15 production wells have been drilled at Peregrino, all of them using advanced horizontal well technology to maximise recovery. 
Til sammen 15 produksjonsbrønner er boret på Peregrino, alle med bruk av avansert horisontal brønnteknologi for å maksimere utvinningen.
The Peregrino A plattorm offshore Brazil. 
Peregrino A-plattformen utenfor Brasil.
The Statoil-operated Peregrino field includes two drilling and wellhead platforms and a large floating production, storage and offloading unit (FPSO). 
Det Statoil-opererte Peregrino-feltet omfatter to bore- og brønnhodeplattformer og et stort flytende produksjons-, lager- og losseskip (FPSO).
Oil production from the Peregrino field started in April 2011, and Peregrino is currently one of the largest producing offshore oil fields in Brazil. 
Oljeproduksjonen fra Peregrino-feltet startet i april 2011, og feltet er i dag en av de største produserende oljefeltene på brasiliansk sokkel.
Statoil recently drilled an appraisal well at Peregrino South. 
Statoil boret nylig en avgrensningsbrønn på Peregrino Sør.
The results confirmed the positive outlook from the discovery in April 2011 and Statoil is currently working towards a final investment decision to develop this new oil discovery. 
Resultatene bekreftet selskapets positive syn på funnet i april 2011, og Statoil fortsetter nå arbeidet fram mot en endelig investeringsbeslutning om utvikling av dette nye oljefunnet
Statoil is currently the largest international operator in Brazil. 
Statoil er i dag den største internasjonale operatøren i Brasil.
​​​​ 
​​​​​​​​​
Illustration of multilateral well compared to Rio de Janeiro. 
Illustrasjon av utstrekningen for flergrensbrønnen sammenlignet med Rio de Janeiro.
(Illustration: Statoil) JPG 3 MB 
(Illustrasjon: Statoil) JPG 3 MB
Statoil is slated to deliver 2.5 million barrels of oil equivalents per day in 2020. 
Statoil skal levere 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020.
Realising the project portfolio is an important contributor towards achieving this target. 
En viktig bidragsyter for å nå dette målet er å realisere prosjektporteføljen.
The number of projects, particularly very large projects, has grown in recent years, and will continue to rise. 
Antall prosjekter, og spesielt svært store prosjekter, har økt de siste årene og det vil fortsette å øke.
"Gudrun represents good experience for us in terms of the way we work together with Norwegian and international suppliers, delivering on time and budget, and with the right quality, keeping in mind the large project portfolio ahead," says Anders Opedal, director of projects in Statoil. 
- Gudrun er god erfaring for oss når det gjelder måten å jobbe sammen med norske og internasjonale leverandører på, levere på tid og kost og med rett kvalitet i forhold til den store prosjektporteføljen som ligger foran oss, sier Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil.
Anders Opedal, direktør for Prosjekter i Statoil. 
Anders Opedal, direktør for Prosjekter i Statoil.
The jacket was manufactured in Verdal, the accommodations unit on Stord, the platform modules are from Thailand and the helicopter deck is from China. 
Understellet er laget i Verdal, boligkvarteret er laget på Stord, plattformmoduler er fra Thailand og helikopterdekket er fra Kina.
The engineering of the Gudrun deck was carried out in Singapore, while the modules were built in Poland, Haugesund and Thailand. 
Prosjekteringen av Gudruns dekk er utført i Singapore, mens modulene er bygget i Polen, Haugesund og Thailand.
"Quality is a key word when it comes to delivering projects on time and within budget. 
- Kvalitet er et nøkkelord for å levere prosjekter på tid og kost.
Our experience is that the Gudrun building blocks are quite similar in quality, regardless of whether the modules are manufactured in the East or here in Europe. 
Vår erfaring er at kvaliteten på byggeklossene på Gudrun er nokså lik, enten modulene er produsert i Østen eller i Europa.
As operator, one of our primary tasks is to ensure that suppliers comply with technical and operational requirements," says Anders Opedal. 
Som operatør er det en av våre hovedoppgaver å påse at leverandørene etterlever tekniske og operasjonelle krav, sier Anders Opedal.
Aibel delivered the deck, the steel jacket was designed by Aker Solutions, and transport and installation were handled by Saipem. 
Det er Aibel som leverer dekket, stålunderstellet er utarbeidet av Aker Solutions og transport og installasjon er foretatt av Saipem.
In addition, there are a number of sub-suppliers from three different continents. 
I tillegg kommer en rekke underleverandører fra tre ulike verdensdeler.
"Cooperation between capable Norwegian and international suppliers is essential to ensure profitability and quality in competition with major international oil companies," says Opedal. 
- Et samarbeid mellom dyktige norske og internasjonale leverandører er helt avgjørende for å sikre lønnsomhet og kvalitet i konkurranse med store internasjonale oljeselskaper, sier Opedal.
Statoil has considerable focus on lessons learned and transferring experience between projects. 
Statoil har stort fokus på læring og erfaringsoverføring mellom prosjekter.
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel i Statoil 
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel i Statoil
Both Valemon and Dagny, the next project in line in the Greater Sleipner area, share a number of traits with Gudrun. 
Både Valemon og Dagny som er neste prosjekt ut i Stor-Sleipner-området, har mange likhetstrekk med Gudrun.
Experience from Gudrun will be important for future projects, both in Norway and internationally. 
Erfaringene herfra blir viktige i forhold til fremtidige prosjekter både i Norge og internasjonalt.
Two billion saved 
2 milliarder spart
The Gudrun development has employed several smart measures to prevent schedule and cost overruns. 
Gudrun-utbyggingen har tatt flere smarte grep for å hindre overskridelser på tidsplan og kostnader.
So far, NOK 2 billion has been saved, out of a total budget of almost NOK 21 billion. 
Hittil er 2 milliarder kroner spart, av et totalbudsjett på nær 21 milliarder.
The savings are a result of: 
Innsparingen er et resultat av:
Thorough planning, including a master plan which all sub-projects share a common understanding of, as well as a sense of ownership. 
Grundig planlegging med en overordnet plan som alle delprosjektene har en felles forståelse av og eierskap til.
Close follow-up of the various suppliers. 
Tett oppfølging av de ulike leverandørene.
The project has been divided into much smaller budget units to stimulate and highlight savings. 
Prosjektet har blitt delt inn i mye mindre budsjetter for å stimulere og synliggjøre besparelser.
Strict change management has also prevented the escalation of sub-projects. 
Streng endringsstyring har også forhindret eskalering av delprosjekter.
Important contributor 
Viktig bidragsyter