natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The current field recovery rate is already 62 per cent. 
I dag er utvinningsgraden på feltet allerede på 62 prosent.
The combination of subsea compression and conventional low pressure production in the later phases could lift the recovery rate to 74 per cent. 
Kombinasjonen av havbunnskompresjon og konvensjonell lavtrykksproduksjon i en seinere fase, vil kunne løfte den til 74 prosent.
This means that compression is necessary in order to extract more gas, and to get the gas to the platform. 
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å få opp mer gass, og for å få gassen fram til plattformen.
The standard solution is compression on a platform or from land; however, the closer the compression is placed in relation to the well, the more gas can be extracted. 
Den vanlige løsningen er kompresjon på en plattform eller fra land, men jo nærmere brønnen kompressoren plasseres, jo mer gass får vi ut.
That is why Statoil wants to place the compressor near the wells, on the seabed. 
Derfor ønsker Statoil å plassere kompressoren like ved brønnene, på havbunnen.
Not just Gullfaks Statoil is currently working on three subsea compression projects in early stages. 
Ikke bare Gullfaks Statoil jobber i dag med tre havbunnskompresjon-prosjekter i tidlig fase.
On the Åsgard field, the selected concept involves a subsea solution that will help increase pressure from the Mikkel and Midgard reservoirs. 
På Åsgard-feltet er valgt konsept en havbunnsløsning som vil kunne bidra til å øke trykket fra reservoarene Mikkel og Midgard.
This could enhance recovery by 28 billion cubic metres of gas and 14 million barrels of condensate. 
Det vil kunne øke utvinningen med 28 milliarder kubikkmeter gass og 14 millioner fat kondensat.
Together with operating company Shell, we are also working on a similar seabed solution on Ormen Lange. 
Vi jobber også, sammen med operatøren Shell, med en tilsvarende havbunnsløsning på Ormen Lange.
Siri Espedal Kindem 
Siri Espedal Kindem
Statoil has already identified more candidates,” says Siri Espedal Kindem. 
Statoil har identifisert enda flere kandidater, sier Siri Espedal Kindem.
Seabed factories Today, almost 50 per cent of Statoil’s production comes from a total of 488 subsea wells. 
Havbunnsfabrikker I dag kommer nær 50 prosent av Statoils produksjon fra til sammen 488 havbunnsbrønner.
Statoil’s expertise in subsea operations is the key to more efficient production and improved recovery. 
Statoils ekspertise i havbunnsoperasjoner er nøkkelen til mer effektiv produksjon og økt utvinning.
“In many cases, subsea facilities make it possible to produce oil and gas that would not otherwise have been profitable to recover. 
– I mange tilfeller gjør havbunnsanlegg det mulig å ta ut olje og gass det ellers ikke hadde vært lønnsomt å ta ut.
This is how we take responsibility for increasing production from the Norwegian shelf,” says Aasheim. 
Slik tar vi ansvar for økt utvinning fra norsk sokkel, sier Aasheim.
Subsea gas compression is another step in the direction of seabed factories, where operations that currently take place on platforms are moved down to the seabed. 
Gasskompresjon på havbunnen er nok et skritt i retning havbunnsfabrikken, der det som i dag skjer på plattformer, blir flyttet ned på havbunnen.
“Processing on the seabed, particularly gas compression, is also very important in developing fields in deep water and vulnerable areas. 
– Prosessering på havbunnen og spesielt gasskompresjon er også svært viktig for å utvikle felt på dypt vann og i utsatte områder.
This is an important technological breakthrough,” Kindem concludes. 
Dette er et viktig teknologigjennombrudd, konkluderer Kindem.
What is gas compression? 
Hva er gasskompresjon?
Placing the compressor as close to the wellhead as possible enables us to produce more gas from the well. 
Ved å plassere kompressoren nærmest mulig brønnhode vil man kunne produsere mer gass ut av brønnen.
This is because the compressor’s suction pressure will be lower than if the compressor is installed up on a platform. 
Dette fordi sugetrykket til kompressoren vil være lavere enn ved installasjon oppe på en plattform.
When the gas is compressed, it will have enough pressure for transport on to the platform. 
Når gassen komprimeres får den nok trykk til transporten videre til plattformen.
The plan for the Åsgard and Ormen Lange fields calls for use of a conventional compressor. 
På Åsgard- og Ormen Lange-feltene er planen å bruke en konvensjonell kompressor.
Here the moisture is removed from the gas before it is compressed on the seabed. 
Her tas fuktigheten ut av gassen før den komprimeres på havbunnen.
On Gullfaks South, the wellstream flows directly into a wellstream mixing module before the total wellstream is compressed. 
På Gullfaks Sør går brønnstrømmen direkte inn i en brønnstrøm miksemodul før den totale brønnstrømmen komprimeres.
This compression technology has been tested at Framo Engineering AS’ test facilities in Fusa outside Bergen, with a hydrocarbon blend corresponding to the Gullfaks satellites. 
Denne kompresjonsteknologien har blitt testet på Framo Engineering AS sine testfasiliteter i Fusa utenfor Bergen, med en hydrokarbon-blanding som tilsvarer den fra Gullfaks-satellittene.
The compressor test was concluded on 4 May 2011 with good results. 
Kompressortesten ble avsluttet 4. mai 2011 med gode resultater.
The Åsgard licence has decided on a concept involving gas compressors installed on the seabed, so-called subsea gas compression. 
Åsgard-lisensen har valgt gasskompressorer installert på havbunnen som konsept, såkalt undervannskompresjon.
The purpose of the modification is to supply electricity to the Åsgard subsea compressor units, which will be installed in 2013. 
Målet med disse modifikasjonene er å tilføre elektrisitet til Åsgard-undervannskompressorenhetene, som vil bli installert i 2013.
“This modification work is important for the development of gas compression on subsea installations. 
- Arbeidet med disse modifikasjonene er viktig for utviklingen av gasskompresjon for undervannsinstallasjoner.
Aker Solutions has earlier been awarded the contract for developing the full scale subsea compression system. 
Aker Solutions har tidligere blitt tildelt kontrakten for utvikling av fullskala undervannskompresjonsanlegg.
We look forward to working together with them in more aspects of the Åsgard development”, says vice president of project procurement in Statoil, Vidar Martin Birkeland. 
Vi ser frem til å jobbe sammen med dem om flere aspekter av Åsgard-utviklingen, sier direktør for prosjektanskaffelser i Statoil, Vidar Martin Birkeland.
Scope of work includes building and installing an 800 tonne new module and integration work on the Åsgard A and B platforms in the North Sea. 
Oppdraget omfatter bygging og installering av en 800 tonn ny modul og integrasjonsarbeid på Åsgard A- og B-plattformene i Norskehavet.
Delivery is set for Q4 2014. 
Planlagt leveranse er satt til 4. kvartal 2014.
Estimated contract value is approximately NOK 650 million. 
Anslåttt kontraktsverdi er omkring 650 millioner norske kroner.
“This is an important measure to extend the producing life of the Åsgard A platform, which will in turn increase recovery from the existing field. 
- Dette er et viktig tiltak for å øke levetiden for Åsgard A-plattformen, noe som igjen vil øke utvinningen fra et eksisterende felt.
Subsea gas compression is a technology approach which can boost recovery rates and lifetimes for several gas fields”, says Astrid Jørgenvåg, vice president for Åsgard production in Development and Production Norway in Statoil. 
Undervannskompresjon er en teknologisk tilnærming som kan øke utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt, sier produksjonsdirektør for Åsgard, Astrid Jørgenvåg, i Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
The contracts for pipelines, marine operations and other major procurement items in connection with the Åsgard development will be awarded in the course of the year. 
Kontraktene for rørledninger, marine operasjoner og andre større anskaffelser i forbindelse med utbyggingen av Åsgard vil bli tildelt i løpet av dette året.
Åsgard B. 
Åsgard B.
The group previously had to conclude individual agreements with local dealers in other countries. 
I de øvrige landene har selskapet måttet inngå enkeltavtaler med lokale distributører.
Our exploration teams cooperate across professional boundaries to solve problems together. 
Vårt letepersonell samarbeider på tvers av fagområder for å løse problemene sammen.
Find out how we’re working on our next discoveries. 
Finn ut hvordan vi arbeider med de neste funnene våre.
The tectonic plates beneath the Earth’s surface are moving at about the same pace that your finger nails grow. 
De tektoniske platene under jordens overflate beveger seg i omtrent samme tempo som fingerneglene dine vokser.
Whilst that might not sound like much it adds up; in the history of the Earth, North America and Europe have drifted over 3,000 miles apart. 
Selv om det kanskje ikke høres mye ut, så utgjør det mye: jordens historie viser at Nord-Amerika og Europa har drevet over 4800 kilometer fra hverandre.
Understanding these shifting forces is essential to mapping the world’s energy reserves and planning future exploration. 
Det er viktig å forstå disse foranderlige kreftene for å kartlegge verdens energireserver og planlegge framtidig leting.
Add to this changing dynamics such as climate, river flows, gradience—and the inevitability that the further back you go in time the greater the uncertainty—means that discovering where petroleum lies becomes an incomplete jigsaw puzzle. 
Hvis du legger til dynamikk som endrer seg, for eksempel klima, elveløp, hellinger – og det uunngåelige at jo lenger tilbake i tid du går, jo større er usikkerheten – så betyr det at å finne ut hvor det ligger petroleum blir et puslespill der noen brikker mangler.
Allie Kennedy Thurmon, manager in Exploration Research, Statoil, explains: 
Allie Kennedy Thurmon, leder i Leting i Statoil, forklarer:
"We have to ask ourselves, where were the mountains over millions of years? 
– Vi må spørre oss selv, hvor var fjellene gjennom millioner av år?
Where were there beaches, coral reefs, what was the climate like, where did we have rain belts? 
Hvor var strendene og korallrevene, hvordan var klimaet, hvor hadde vi regnbelter?
Where did we have sand and desert? 
Hvor hadde vi sand og ørken?
Putting these pieces together takes a lot of time, and it comes with a great deal of uncertainty," she says. 
Det tar mye tid å sette disse brikkene sammen, og usikkerheten er stor, sier hun.
When we drill a well, we’re drilling into hundreds of millions of years of the earth’s history. 
Når vi borer en brønn, borer vi inn i flere hundre millioner år av jordens historie.
My job is to imagine what it looked like back then. 
Min jobb er å forestille meg hvordan det så ut da.
- Allie Kennedy Thurmond - Manager in Exploration Research, Statoil 
- Allie Kennedy Thurmond - leder i Leting i Statoil.
"So we work on developing technologies that allow us to do earth systems modeling, to model the earth back through time, and in what we call 4D. 
– Så vi arbeider med å utvikle teknologier for jordsystem-modellering, som går ut på å lage modeller av jorden tilbake i tiden, ved hjelp av 4D.
What this allows us to do is to create a virtual, global laboratory where we can test our new concepts," she says. 
Det vi da kan gjøre er å skape et virtuelt, globalt laboratorium der vi kan teste de nye konseptene våre, sier hun.
Geomodelling, also known as Earth Systems Modelling technology, has altered scientists’ ability to map what lies deep beneath our feet. 
Geomodellering, også kjent som teknologi for jordsystem-modellering, har endret forskernes mulighet til å kartlegge det som ligger dypt under føttene våre.
Using 4D visualisation technology, Earth Systems Modelling factors in the plethora of geographic conditions and maps a seemingly distorted Earth. 
Gjennom bruk av firedimensjonal visualiseringsteknologi er jordsystem-modellering basert på de mange geografiske forholdene og kartlegger en tilsynelatende fortegnet jord.
By ‘rewinding’ the Earth’s geographic make-up the technology enables geologists to predict where economically viable petroleum currently lies. 
Ved å «spole tilbake» jordens geografiske sammensetning, gjør teknologien det mulig for geologene å forutsi hvor den økonomisk lønnsomme petroleumen ligger i dag.
"In order to develop technologies like this we need brilliant minds and a multi-disciplinary team,consisting of people who understand the rocks, how the plates move, how climate has evolved over time, and they have to be driven by curiosity," says Kennedy Thurmond. 
– For å utvikle teknologier som denne behøver vi kloke hoder og flerfaglige grupper, som består av personer som forstår undergrunnen, hvordan platene beveger seg og hvordan klimaet har utviklet seg over tid, og de må være drevet av nysgjerrighet.
"They have to want to know about the others’ discipline, because it is the connections that have never been made before between these sub-disciplines that’s so unique." 
De må ønske å bli kjent med de andres fagområde, for det er koblingene mellom disse underfagene som aldri er blitt gjort før som er så unikt, sier Kennedy Thurmon.
Scenario planning using geo-modelling requires a multi-disciplinary team. 
For å planlegge scenarier ved hjelp av geomodellering må det opprettes flerfaglige grupper.
The scenarios the technology can produce must be analysed by experts versed in topics such as tectonics, climatology, sedimentology, and geochemistry. 
Scenariene som teknologien kan produsere må analyseres av fagfolk på områder som for eksempel tektonikk, klimatologi, sedimentologi og geokjemi.
In effect, the technology is a tapestry of several scientific disciplines and it takes a great deal of visionary work to integrate the various threads to see the bigger picture. 
I virkeligheten er teknologien et lappeteppe av flere vitenskapelige fagområder, og det kreves mye framsynt arbeid for å integrere de forskjellige trådene og se hele bildet.
By controlling for different factors such as tropical or mountainous terrains and combining expertise, the teams are able to debate, collaborate and cross-check to make predictions about today’s energy reserves. 
Ved å ta høyde for forskjellige faktorer, som for eksempel tropisk eller fjell-lendt terreng, og kombinere forskjellige fagkunnskaper, kan gruppene diskutere, samarbeide og kryssjekke for å lage prognoser om dagens energireserver.
It wasn’t always this complex. 
Det har ikke alltid vært så komplisert.
In the early years of oil extraction knowing where to drill was a trial and error process, informed by minimal data yet resulting in big finds. 
I de første årene med oljeutvinning var det prøving og feiling som gjaldt for å finne ut hvor en skulle bore, basert på minimale data som likevel gav store funn.
This led to large and lucrative discoveries at a relatively low cost. 
Dette førte til store og lukrative funn med relativt lave kostnader.
However, if the early days of energy exploration were characterised by predictability, the modern era is about uncertainty. 
Men hvis de tidlige årene med leting etter energikilder var preget av forutsigbarhet, handler de moderne tidene om usikkerhet.
As the easy to reach reserves are already discovered, today’s energy explorers are forced to operate in new frontiers or already explored areas with new data or to look at old data with new eyes. 
Siden de lett tilgjengelige reservene er allerede funnet, er dagens utforskere nødt til å bevege seg inn på nye områder eller allerede utforskede områder med nye data, eller se på gamle data med nye øyne.
While this isn’t a new concept, it is a challenge to apply. 
Samtidig som dette ikke er et nytt konsept, er det utfordrende å bruke.
You can’t address source, seal or reservoir without understanding their relationship to each other. 
Du kan ikke se på kilde, forseglende lag eller reservoarer uten å forstå forholdet mellom dem.
All of which means that the exploration disciplines now work together in a way that was not the norm before. 
Alt dette betyr at de forskjellige leteavdelingene samarbeider nå på en måte som ikke var vanlig tidligere.
Adopting a multi-disciplinary approach, in which disciplines learn to speak one anothers’ language, marks one of the clearest shifts in terms of how we approach modern energy exploration from an organisational perspective. 
En flerfaglig tilnærming, der fagområdene lærer å snakke hverandres språk, markerer en av de klareste endringene i hvordan vi ser på moderne letevirksomhet fra et organisatorisk perspektiv.
"People need to be able to ask themselves, what if? 
– Folk må kunne spørre seg selv, hva om?
And then, they need to be able to develop technology, to facilitate those questions," says Allie Kennedy Thurmond. 
Og deretter må de være i stand til å utvikle teknologi for å svare på slike spørsmål.
"The passion of our people combined with leading technology has enabled Statoil to become one of the leading exploration companies in the last few years. 
Lidenskapen hos våre ansatte, kombinert med ledende teknologi, har ført til at Statoil er blitt et av de ledende leteselskapene de siste årene.
Combining new technologies developed and researched with that passion, creativity and persistence will increase the likelihood that we’ll continue to have success in the future." 
Ved å kombinere nye teknologier, som er utviklet og forsket på med den lidenskapen, vil kreativiteten og utholdenheten øke sannsynligheten for at vi vil lykkes også i framtiden, sier Allie Kennedy Thurmond.
The passion of our scientists, combined with leading technology, has made Statoil one of the most successful exploration companies in the world. 
Lidenskapen hos våre forskere, kombinert med ledende teknologi, har gjort Statoil til et av de mest framgangsrike leteselskapene i verden.
– Allie Kennedy Thurmond, Manager in Exploration Research Statoil 
– Allie Kennedy Thurmond, leder i Leting i Statoil
Approaching exploration in this way allows the explorationists to minimise risk, by ensuring theories that stem from a particular discipline are checked against others. 
Gjennom å se på letevirksomheten på denne måten kan letefolkene redusere risiko til et minimum ved å sørge for at teorier som kommer fra et bestemt fagområde sjekkes mot andre fagområder.
To be a modern explorer requires an ability to be technologically innovative, to work across disciplines and have an understanding of the resource scarcity facing the industry. 
For å være en moderne utforsker må en ha evnen til å være teknologisk nyskapende, arbeide på tvers av fagområder og ha en forståelse for knappheten på ressurser som bransjen står overfor.
This corresponds to an overall CAGR of around 3 % from 2010 till 2020, a growth rate backed by a strong resource base and a portfolio of world class projects. 
Dette gir en vekst på omkring 3 % for perioden fra 2010 til 2020 basert på et sterkt ressursgrunnlag og en portefølje med førsteklasses prosjekter.
In 2020 the production from NCS is expected to be above 1.4 million boe per day, while the international portfolio is expected to produce above 1.1 million boe per day. 
I 2020 forventes produksjonen på norsk sokkel å ligge på over 1,4 millioner fat per dag, mens den internasjonale porteføljen forventes å produsere over 1,1 millioner fat per dag.
- The NCS has a significant potential and continues to yield long term, superior value creation opportunities in an investment friendly environment. 
- Norsk sokkel har et betydelig potensial og gir fortsatt svært gode muligheter for langsiktig verdiskapning i et gunstig investeringsklima.
The NCS remains a very attractive and globally competitive province for future oil and gas activities, says Helge Lund. 
Norsk sokkel er et attraktivt og internasjonalt konkurransedyktig område for framtidig olje- og gassproduksjon, sier Helge Lund.
To realise the project portfolio Statoil increased investments for 2011 to USD 16 billon, and expects the investments in 2012 to be at the same level. 
For å realisere prosjektporteføljen økte Statoil investeringsnivået for 2011 til 16 milliarder dollar, og selskapet forventer at investeringene i 2012 vil ligge på samme nivå.
These positions have significant resource potential and through exploration, business development and the application of our distinct technological capabilities we will lift value creation beyond today’s levels, Lund says. 
Dette gir et betydelig ressurspotensial, og gjennom leting, forretningsutvikling og vår evne til å bruke teknologi, vil vi øke verdiskapningen videre fra dagens nivå, sier Lund.
The offshore business clusters include Gulf of Mexico, Brazil, Angola, the Caspian region and Arctic outside the NCS. 
De internasjonale offshoreområdene inkluderer Mexico-golfen, Brasil, Angola, det kaspiske hav og arktiske strøk.
Statoil today announces discoveries in both side tracks on the Peregrino South well, immediately adjacent to the newly opened Peregrino field offshore Brazil. 
Statoil kunngjør i dag funn i begge sidesteg på Peregrino Sør-brønnen ved det nyåpnede Peregrino-feltet utenfor kysten av Brasil.
The estimates of recoverable volumes in Peregrino South are between 150 – 300 million boe. 
Anslagene for utvinnbare volumer i Peregrino Sør er på mellom 150 og 300 millioner fat oljeekvivalenter.
This discovery brings a phase two development of the Statoil operated Peregrino field considerably closer. 
Funnet gjør en fase II-utbygging, av det Statoil-opererte Peregrino-feltet, betydelig mer realistisk.
Statoil also confirms an increase in expected volumes from the Skrugard oil discovery in the Barents Sea in Norway. 
Statoil bekrefter videre en økning i forventede volumer fra Skrugard-funnet i Barentshavet.
The Skrugard volumes are now estimated at approximately 250 million boe recoverable resources, with a significant upside potential in the license. 
Volumene anslås nå til omkring 250 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, med et betydelig oppsidepotensial i lisensen.
The Skrugard well has significantly improved Statoil’s understanding of other prospects in the area. 
Skrugard-brønnen har også økt Statoils forståelse av andre prospekter i området.
- Our recent performance marks an early indication that our sharpened exploration strategy is working. 
- Resultatene den senere tid viser at vi lykkes med vår letestrategi.
This reaffirms that our competence and experience allow us to pursue an exploration strategy emphasising early access at scale and priority to high impact opportunities, says Helge Lund. 
Dette bekrefter at vår kompetanse og erfaring gir grunnlag for å følge en strategi der vi satser på omfattende tilgang til nye leteområder og prioritering av letemuligheter med stort potensial, sier Helge Lund.
Statoil expects to drill 20 – 25 high impact wells in the years 2011 – 2013. 
Statoil forventer å bore 20 – 25 brønner med stort potensial i årene 2011 – 2013.
Technology focused, upstream strategy 
Teknologiorientert oppstrømsstrategi
In recent years, Statoil has streamlined its business, reinforcing its position as a technology focused upstream company. 
Statoil har de senere år strømlinjeformet virksomheten og styrket posisjonen som et teknologifokusert oppstrømsselskap.
While building a leading position on the NCS, Statoil has taken positions in a number of the world’s most prolific provinces and established an attractive resource base. 
Samtidig som Statoil har bygget en ledende posisjon på norsk sokkel, har selskapet tatt posisjoner i en rekke av verdens mest lovende områder og etablert en attraktiv ressursbase.
Since listing the company has increased its non-Norwegian production more than five fold. 
Selskapet har mer enn femdoblet produksjonen utenfor norsk sokkel siden børsnoteringen.
The core competencies and capabilities, including innovative development and application of technology coupled with the execution of complex offshore and onshore field development projects, positions Statoil as operator and partner globally. 
Kjernekompetanse og innovativ bruk av teknologi sammen med erfaring fra gjennomføring av komplekse feltutviklingsprosjekter til havs og på land, posisjonerer Statoil som global operatør og partner.