natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The original charter for this drilling unit was placed by the Sleipner licence with owner Smedvig in 1993 and has been subsequently extended to the end of 2002. 
Den opprinnelige leieavtalen mellom Sleipner-lisensen og riggeier Smedvig ble inngått i 1993.
"This deal is a good example of industrial cooperation which benefits everyone," says project manager Arne Tillerli in Statoil's rig management department. 
"Dette er et godt eksempel på industrisamarbeid som tjener alle parter.
After spending 280 days with Elf under the present sub-letting agreement, the jack-up rig would have about a year of its charter still to run. 
Deretter gjenstår om lag et år av leieavtalen med Smedvig.
West Epsilon is being sub-let by Statoil to Elf's Frøy field in the North Sea during the first half of 2001, after six years on Sleipner West. 
Statoil framleier boreriggen West Epsilon til det Elf-opererte Frøy-feltet.
Following this, the share saving plan has 9,446,746 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.446.746 aksjer.
Won against stiff competition from foreign bidders, this job means about 140 work-years for the yard. 
Den ble vunnet i sterk konkurranse med utenlandske konkurrenter.
Covering more than 3,000 square metres over six stories, the module will weigh a total of roughly 1,200 tonnes. 
Totaltvekt blir på rundt 1200 tonn.
Engineering is starting immediately, with fabrication at the yard on the island of Stord scheduled to begin in early December. 
Selskapet starter prosjekteringen straks, mens arbeidet i verkstedet på Stord begynner i begynnelsen av desember.
The contract calls for the module to be ready in May 2002 for mating with the remaining topsides, under construction by the former Umoe Olje og Gass – recently acquired by ABB. 
Det blir bygget av tidligere Umoe Olje og Gass, som nylig ble kjøpt av ABB.
Located roughly 20 kilometres east of Gullfaks, Kvitebjørn is being developed with a fully integrated fixed steel platform carrying drilling and process facilities as well as the quarters. 
Kvitebjørn-feltet ligger rundt 20 kilometer øst for Gullfaks-feltet og får en fullt integrert, bunnfast stålplattform med bore- og prosessanlegg og boligkvarter.
Gas and condensate from the field will be separated and piped to Kollsnes and Mongstad respectively. 
Gass og kondensat skal splittes i prosessen, og sendes i rørledninger til henholdsvis Kollsnes og Mongstad.
Construction of the platform is costed at NOK 5 billion, with production set to start in the autumn of 2004. 
Produksjonsstart er planlagt til høsten 2004.
Statoil's partners in the licence are Norsk Hydro and Elf Petroleum Norge. 
Statoils partnere i Kvitebjørn-lisensen er Norsk Hydro og Elf Petroleum Norge.
A contract worth some NOK 230 million to build the quarters module for Statoil's Kvitebjørn platform has been awarded to Leirvik Sveis near Bergen. 
Leirvik Sveis i Hordaland er tildelt en kontrakt verdt om lag 230 millioner kroner for bygging av boligkvarteret til Kvitebjørn-plattformen i Nordsjøen.
"This is a large and important contract for our wood pellets," says Geir Ove Ropphaugen, Statoil's project manager for energy solutions. 
"Dette er en stor og viktig kontrakt på trepellet for Statoil," sier Geir Ove Ropphaugen, Statoils prosjektleder for energiløsninger.
Previously called biopellets, the fuel is created from forest industry waste products and provides two-five times the energy content of unprocessed biological fuel. 
Trepellet, som tidligere ble kalt biopellet, lages av avfall fra skogindustrien.
For the same reason, Statoil also utilises lorries in the area which are delivering other goods and would otherwise have returned to their base empty. 
Derfor utnytter også Statoil returtransport av biler i området, som leverer andre varer og som ellers hadde gått tomme tilbake.
That helps to make the pellets competitive with other energy sources, such as heating oil. 
Det bidrar til å gjøre trepellet konkurransedyktig med andre energikilder som for eksempel fyringsolje.
The Agricultural University at Ås south of Oslo, which takes 2,400 tonnes of pellets annually, ranks today as the plant's largest single customer. 
Landbrukshøgskolen på Ås, som mottar 2400 tonn årlig, er i dag Langmoen Trepelletsfabrikks største kunde.
"Esso was nominally our technical assistant for this 15/12-1 well," recalls Idar Johnsen. 
"Det het seg at Esso var teknisk assistent for oss i denne boringen.
"But it actually did the job. 
Men i realiteten var det de som gjorde jobben.
We were only apprentices." 
Vi var bare læregutter," sier Idar Johnsen.
Now operations vice president in the new areas cluster of Exploration & Production Norway, he was one of Statoil's two "learners" on Ross Rig in the summer of 1975. 
Han er i dag direktør for operasjoner i enheten Nye områder i Undersøkelse og produksjon Norge.
Although this first attempt failed to find hydrocarbons, Mr Johnsen remembers that the group learnt fast. 
Selv om første forsøk ikke resulterte i funn, lærte de fort, husker Johnsen.
"In reality, the 1/9 well was the first we operated ourselves, but we had representatives from partner Phillips Petroleum on the rig," says Mr Johnsen. 
"Brønn 1/9-1 var den første vi i realiteten kjørte selv, men vi hadde representanter fra partneren Phillips Petroleum om bord på riggen.
"Everyone thought the oil business and Americans were synonymous. 
Alle trodde oljevirksomhet og amerikanere var to sider av samme sak.
It took us a little time to overcome that myth." 
Det tok litt tid for oss å bryte ned den myten," sier Johnsen.
The most important is increased knowledge about and awareness of safety and the working environment, Mr Johnsen believes. 
Det viktigste er økt kunnskap og bevissthet i bransjen omkring sikkerhet og arbeidsmiljø, mener Johnsen:
"We've naturally made many crucial advances on the technical side as well, but the lessons we've learnt about the importance of the working environment and good relationships for a good and safe job are more important." 
"På den tekniske siden har vi selvsagt også gått mange avgjørende steg, men viktigere er det vi har lært om hva arbeidsmiljø og gode relasjoner betyr for et godt og sikkert arbeid."
The brand new Ross Rig was chartered in 1975 by owner Ross Drilling to a consortium of Esso, Amoco, Conoco and Statoil. 
Riggeier Ross Drilling leide i 1975 ut den flunkende nye Ross Rig til et konsortium som bestod av Esso, Amoco, Conoco og Statoil.
Training was part of the cooperation agreement between these companies, and Statoil posted sub-surface and drilling personnel to its partners for two years. 
Opplæring var en del av samarbeidsavtalen mellom selskapene, og Statoil hadde undergrunns- og borefolk utplassert hos alle samarbeidspartnerne i en to års periode.
Drilled in 95 metres of water, 15/12-1 was Ross Rig's first operation and reached a vertical depth of 3,269 metres below ground. 
Brønnen strakte seg 3269 meter vertikalt ned i undergrunnen.
This rig handled most of Statoil's drilling operations up to 1981. 
Riggen stod for de fleste av selskapets operasjoner fram til 1981.
Since 1975, the group has drilled horizontal wells with a total length of almost 9,000 metres and – at 7,385 metres – the longest well so far carried out from a floater. 
Siden har Statoil blant annet boret horisontale brønner med totallengde på nærmere 9000 meter, og den lengste brønnen som hittil er boret fra flyterigg – på 7385 meter.
A total of 15 mobile rigs are working for Statoil in the summer of 2000. 
Sommeren 2000 er 15 flyttbare borerigger i aksjon for Statoil.
The 25th anniversary of Statoil's first exploration well, spudded by Ross Rig in the Sleipner area of the North Sea, falls today, 4 July. 
I dag, 4. juli, er det 25 år siden Statoil for første gang satte boret i grunnen for å lete etter olje, da Ross Rig boret letebrønn 15/12-1 i Sleipner-området i Nordsjøen.
This is a grouping of five environmental organisations with four oil and gas companies. 
Dette er en sammenslutning av miljøorganisasjoner og olje- og gasselskap.
The International Chamber of Commerce (ICC) and the UN Environment Programme (UNEP) named the EBI as one of four partnerships making a global contribution to sustainable development. 
International Chamber of Commerce (ICC) og United Nations Environment Programme (UNEP) hedret EBI som ett av fire partnerskap som har gitt et globalt bidrag til bærekraftig utvikling.
Formed in January 2001, the EBI aims to integrate biodiversity concerns in a better way with oil and gas operations. 
Målet er å integrere hensynet til biologisk mangfold på en bedre måte i olje- og gassvirksomheten.
The EBI develops management tools and makes recommendations. 
EBI utvikler ledelsesverktøy og anbefalinger.
“It’s encouraging that we’ve won this award,” says Eli Aamot, environment vice president at Statoil. 
"Det er oppmuntrende at vi har fått denne prisen.
Statoil was among four winners of the 2002 World Summit Business Award for Sustainable Development Partnerships during the climate summit at Johannesburg in South Africa. 
Statoil ble blant de fire vinnerne av prisen 2002 World Summit Business Award for Sustainable Development Partnerships under klimatoppmøtet i Johannesburg i Sør-Afrika.
The allocation means that Kvitebjørn gas is assured of a sales outlet from the autumn of 2004 until 2014, reports Morten Nesvik, business development manager for the project. 
Det opplyser Morten Nesvik, leder for forretningsutvikling i Kvitebjørn-prosjektet.
"As a result of the gas allocation, we can produce at plateau – in other words, 6.5 billion cubic metres per year – until 2009. 
"Som følge av allokeringen kan feltet produsere på platånivå fram til 2009.
Only Kvitebjørn has been offered an allocation this time round. 
I denne runden ble kun Kvitebjørn tildelt leveranseansvar.
A total of 1,460 billion cubic metres of Norwegian gas has been committed under sales deals with European customers from the 1999 contract year to 2029. 
Fra kontraktsår 1999 og fram til 2029 er totalt 1460 milliarder kubikkmeter gass fra norsk sokkel forpliktet under forsyningsavtalene til gasskundene på kontinentet.
Following the allocation to Kvitebjørn, fields capable of delivering 1,110 billion cubic metres have so far been nominated to supply these contracts. 
Etter allokeringen til Kvitebjørn er det utpekt kildefelt for til sammen 1110 millarder kubikkmeter gass.
OMV and the IPIC each own 25 per cent of Borealis 
Statoil eier 50 prosent av Borealis.
The jacket will be delivered in two sections for connection on the North Sea field. 
Stålunderstellet skal bygges og leveres i to deler som skal kobles sammen på feltet.
It is due to stand 215 metres high and weigh about 18,000 tonnes, including piles. 
Konstruksjonen blir 215 meter høy og vekten inklusive pæler blir cirka 18.000 tonn.
Located in the Tampen area of the northern North Sea, Kvitebjørn is being developed with a fully-integrated platform carrying processing and drilling facilities as well as the quarters module. 
Kvitebjørn-feltet, som ligger i Tampen-området i Nordsjøen, skal bygges ut med en fullt integrert, bunnfast plattform med prosess- og boreanlegg og boligkvarter.
Statoil's partners in the development are Norsk Hydro and Elf Petroleum Norge. 
Statoils partnere i Kvitebjørn-lisensen er Norsk Hydro og Elf Petroleum Norge.
The 2/4-S platform, which stands in the Ekofisk area, is the first abandoned Statoil installation to be removed. 
Dette blir den første Statoil-opererte plattformen som fjernes.
According to Hans Gustaf Klasson, project manager for the abandoment, the group's philosophy is to sell the topside and jacket for re-use. 
Prosjektlederen for plattformfjerningen, Hans Gustaf Klasson, opplyser at Statoils filosofi er å forsøke å selge plattformens dekk og understell til gjenbruk.
"We've registered interest in the market, both off Norway and elsewhere, and will continue our marketing efforts up to next summer." 
"Vi har registrert interesse i markedet, både på norsk sokkel og i utlandet, og kommer til å fortsette markedsføringen framover mot sommeren 2001," sier han.
Removal of the topsides is scheduled for next summer, and the contract for this job was awarded earlier in the year to Heerema Marine Contractors in cooperation with Umoe in Haugesund north of Stavanger. 
Kontrakten for dette arbeidet ble tildelt tidligere i år til Heerema Marine Contractors i samarbeid med UMOE Haugesund.
Preparations are already under way. 
Forberedende arbeider er i gang på plattformen.
The jacket will be removed later. 
Plattformens stålunderstell blir fjernet på et senere tidspunkt.
Plans call for this to take place at the same time as Ekofisk operator Phillips Petroleum removes several jackets in the same area. 
Etter planen vil det skje samtidig med at Phillips Petroleum fjerner understell i det samme området.
See related article: Sale of the 2/4-S riser platform by Statoil 
Relatert artikkel: Salg av stigerørsplattformen 2/4-S
The job of breaking up and recycling the topsides of Statoil's 2/4-S riser platform in the North Sea has been given to Lyngdal Recycling. 
Lyngdal Recycling har fått oppdraget med å hogge opp og gjenvinne materialer fra dekksanlegget til stigerørsplattformen 2/4-S i Nordsjøen.
Drilling was carried out by West Alpha in 123 metres of water, and terminated in Middle Jurassic rocks at a depth of 4,022 metres below sea level. 
Den ble avsluttet i bergarter av tidlig til midtre jura alder.
No production testing has been done, and the well is now plugged and abandoned. 
Letebrønnen ble ikke testet, og er permanent plugget og forlatt.
Once the wellstream has been processed there, the gas can be piped on to Norsk Hydro's Heimdal field and the condensate to Statoil's Veslefrikk field for onward transport. 
Etter at brønnstrømmen er prosessert på plattformen kan gassen transporteres videre til det Norsk Hydro-opererte Heimdal-feltet mens kondensatet fraktes til Veslefrikk.
Statoil's partners in 30/3 are the state's direct financial interest, Total Norge, RWE-DEA, Petro-Canada Norge and Svenska Petroleum Exploration. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen er, i tillegg til Statoil og Statens direkte økonomiske engasjement, Total-Norge, RWE-DEA, Petro-Canada Norge og Svenska Petroleum Exploration.
Gas and condensate have been proven by a Statoil exploration well in block 30/3 south of the group's Huldra field in the North Sea. 
Gass og kondensat er påvist av operatøren Statoil i en letebrønn som ligger sør for Huldra-feltet i Nordsjøen.
The device, which is a slightly smaller than a video cassette and plugs directly into a power point, will be offered to Statoil's domestic and corporate customers in Norway from the autumn. 
Boksen er litt mindre enn en videokassett og kan plugges rett i stikkontakten.
Statoil has market-tested the Ebox on customers during the spring, promoting the concept via a simple link to an internet site. 
Statoil har testet Ebox overfor sine kunder denne våren.
"We received a number of responses, and a good deal of positive feedback," says project manager Øivind Ekne in the processing and marketing unit. 
"Vi fikk en god del respons og hadde mange positive tilbakemeldinger," sier prosjektsjef Øivind Ekne i Foredling og markedsføring.
It could either be purchased separately or form part of an electricity subscription with Statoil, which would make it much cheaper. 
I det siste tilfellet blir boksen langt billigere.
Users must also expect to pay a small amount to cover operation and communication. 
Brukere av Ebox må også regne med å betale et mindre beløp for abonnementsutgifter til dekning av drift og kommunikasjon.
The unit is currently being tested in Sweden and will be put on the market there after the New Year. 
Ebox blir for tiden testet i Sverige og kommer på markedet etter årsskiftet.
The EPC (engineering, procurement, construction) contract is call-off under a framework agreement signed on 1 April 2016. 
EPC-kontrakten (engineering, procurement, construction) er avrop på en rammeavtale som ble inngått 1. april 2016.
The contract is worth some NOK 5 billion. 
Kontraktsverdien er rundt NOK 5 milliarder.
Earlier call-offs under the contract were made in connection with pre-engineering and preparatory work, including platform assistance at the quay, towing into the dry dock and inspection. 
Tidligere avrop av kontrakten er gjort i forbindelse med forprosjektering, og forberedende arbeider inklusive plattformbistand ved kai, inntauing i tørr dokk og inspeksjon.
“The Njord partners have reached an important milestone in the process of upgrading the Njord A platform for further production. 
– Partnerne i Njord har nådd en svært viktig milepæl i arbeidet med oppgradering av Njord A-plattformen for videre produksjon.
I am very pleased that we today can sign this contract with Kværner here at Stord. 
Jeg er svært glad for at vi i dag kan signere kontrakten med Kværner her på Stord.
The contract will create around 3,000 man-years of employment,” says Torger Rød, head of project development in Statoil. 
Arbeidet vil bety rundt 3.000 årsverk i sysselsetting, sier direktør for prosjektutvikling i Statoil, Torger Rød.
“The Njord A platform was towed to Kværner’s yard at Stord in August 2016, and was moved into the dry dock in December last year. 
– Njord A-plattformen ble tauet til Kværners verft på Stord i august 2016, og ble flyttet i tørrdokk i desember i fjor.
The work to be performed now is essential to successfully resuming safe and efficient operations from the field and being a hub for future tie-in of new fields,” Rød says. 
Arbeidet som nå skal gjøres er viktig for at plattformen kan gjenoppta sikker og effektiv drift fra feltet og være et senter for fremtidige tilknytninger av nye felt, sier Rød.
The platform will stay in the dry dock until the autumn of 2017 for extension and reinforcement of the hull. 
Njord A vil forbli i tørrdokk fram til høsten 2017 for utvidelse og forsterkning av skroget.
It will subsequently lie alongside the quay for further reinforcement and upgrading work in the period up to the delivery in 2020. 
Deretter vil den bli liggende ved kai hvor det videre forsterkning- og oppgraderingsarbeidet vil pågå fram til levering i 2020.
Pål Eitrheim 
Pål Eitrheim
Njord A towed to Kværner Stord 
Njord A tauet inn til Kværner Stord
“This contract is another example of new local activity and jobs resulting from the transition that the whole Norwegian oil industry has undergone in the past few years. 
– Denne kontrakten er nok et godt eksempel på at omstillingen en samlet norsk oljenæring har gjennomført de siste årene gir ny aktivitet og sysselsetting lokalt.
A competitive Norwegian supply industry is an enabler for delivering on the goals we have set for future production and value creation on the Norwegian continental shelf. 
En konkurransekraftig norsk leverandørindustri er en forutsetning for å nå målene vi har satt oss for fremtidig produksjon og verdiskaping på norsk sokkel.
These types of upgrading projects are complex. 
Oppgraderingsprosjekter av denne typen er komplekse.
A high focus on health, safety and environmental performance is key to successful implementation,” says Pål Eitrheim, Statoil’s chief procurement officer. 
Helse, miljø og sikkerhetsarbeidet er det aller viktigste for en vellykket gjennomføring, sier Pål Eitrheim, direktør for anskaffelser i Statoil.
The contract award is conditional pending approval of the Plan for Development and Operation (PDO) for Njord from the authorities. 
Kontraktstildelingen er forbeholdt myndighetsgodkjenning av Plan for utbygging og drift (PUD) for Njord.
The Njord partners recently made an investment decision and are planning to submit PDO shortly. 
Partnerne i Njord tok nylig en investeringsbeslutning og planlegger innsending av PUD i løpet av kort tid.
According to plan the Njord A platform will be towed out on the field and ready to resume production at the end of 2020. 
Planen er å taue Njord A-plattformen ut på feltet og klar til nå ta opp igjen produksjon i slutten av 2020.
Invitation to contract signing and press event today at 11:30 
Invitasjon til kontraktsignering og pressearrangement i dag klokken 11.30
Journalists attending the event should register with Kværner’s communication manager, Odd Naustdal, mobile phone 905 76 079 / email odd.naustdal@kvaerner.com 
Journalister som ønsker å delta kan melde seg på til kommunikasjonssjef i Kværner Odd Naustdal, mobil 905 76 079 / e-post odd.naustdal@kvaerner.com
Statoil’s media contact: Morten Eek, mobile phone 416 89 515, email meek@statoil.com 
Kontaktperson for media i Statoil er Morten Eek, mobil 416 89 515, e-post meek@statoil.com
The PDO for the Njord field being approved in 1995, the field has been on stream since 1997. 
Njord-feltet fikk godkjent PUD i 1995, og har vært i drift siden 1997.
Njord A was originally delivered by the current Kværner in 1997. 
Njord A ble opprinnelig levert av nåværende Kværner i 1997.
The topside structure was fabricated and assembled at Stord, whereas Verdal delivered the hull. 
Dekket ble fabrikkert og sammenstilt på Stord, mens Verdal leverte skroget.
In 2014 the hull was temporarily reinforced, allowing production to continue for a period, but it was still not sufficiently robust for drilling from the platform to be resumed. 
I 2014 ble skroget midlertidig forsterket slik at produksjonen kunne fortsette en periode, men fortsatt var det ikke robust nok til at boreaktiviteten fra plattformen kunne gjenopptas.
In the summer of 2016 the Njord and Hyme fields were temporarily shut down. 
Njord- og Hyme-feltet ble sommeren 2016 midlertidig stengt ned.
Njord A was towed ashore and put at the Stord yard, and the storage vessel Njord Bravo was towed ashore and put quayside in Kristiansund. 
Njord A ble tauet til land og lagt ved verft på Stord, og lagerskipet Njord Bravo ble tauet til land og lagt ved kai i Kristiansund.
Both installations will now be upgraded for recovery of the remaining resources in the fields, in addition to preparing for the tie-in of new discoveries in the area. 
Begge installasjonene skal nå settes i stand til å kunne hente ut gjenværende ressurser på feltene, samt forberede for tilkobling av nye funn i området.
The partners in the Bauge licence have decided to tie back the field to Njord. 
Partnerne i Bauge-lisensen har besluttet at feltet skal knyttes opp mot Njord.
In 2016 the Pil & Bue partners picked subsea development with tie-back to Njord A as a development concept and the partners are now progressing work towards an investment decision for this concept. 
Rettighetshaverne i Pil & Bue valgte i 2016 undervannsutbygging med oppkobling mot Njord A som utbyggingskonsept og jobber nå videre med en investeringsbeslutning for dette konseptet.
Partners in the licence are 
Partnere i Njord
Statoil (operator) 20%, Engie E&P Norge AS 40%, DEA Norge AS 30%, Faroe Petroleum 7,5% and VNG 2.5 
Statoil (operatør) 20%, Engie E&P Norge AS 40%, DEA Norge AS 30%, Faroe Petroleum 7,5% og VNG 2.5%.*
*DEA Norge AS has entered into a sale and purchase agreement with Engie E&P Norge AS, under which DEA will be assigned a 20% additional interest in the Njord Unit. 
* DEA Norge AS har inngått en salgs- og kjøpsavtale med Engie E & P Norge AS, der DEA vil bli tildelt en 20% ekstra interesse i Njord Unit.
DEA Norge AS will then have 50% interest and Engie E&P Norge 20%. 
DEA Norge AS vil da ha 50% eierandel og Engie E & P Norge 20%.
The agreement is subject to Governmental approval. 
Avtalen betinger en godkjennelse fra myndighetene.
Under the preferred scheme, Kristin gas will be partially processed on the floater before being piped to the group's Kårstø treatment complex north of Stavanger through the new Åsgard Transport trunkline. 
Gassen skal transporteres til Kårstø gjennom rørledningen Åsgard transport etter delvis prosessering på Kristin-plattformen.
A plan for development and operation of Kristin is due to be submitted to the authorities in May 2001. 
Plan for utbygging og drift (PUD) av Kristin skal etter planen leveres i mai 2001.
The first contracts could be awarded at the end of next year, with production starting in the autumn of 2005 at the earliest. 
De første kontraktene kan tildeles ved det neste årsskiftet, og produksjonen kan tidligst starte høsten 2005.