natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The first contract has already been awarded to ABB in Norway for delivery of high-voltage direct current transformer equipment to the riser platform at Johan Sverdrup and at Haugsneset. 
Første kontrakt er allerede er tildelt til ABB i Norge for leveranse av HVDC omformerutstyr til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup og til Haugsneset.
The last contract covers all construction work related to the alternating current cable to be laid from Kårstø to Haugsneset and the entire onshore converter station. 
Den siste kontrakten omfatter alt anleggsarbeid for AC kabel fra Kårstø til Haugsneset og hele omformerbygget på land.
The contract for the onshore construction work is being evaluated and is expected to be awarded this autumn. 
Kontrakten for anleggsarbeid på land er under evaluering og ventes tildelt i løpet av høsten.
The Johan Sverdrup oil field will be operated by land-based power from production start in late 2019. 
Oljefeltet Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart sent i 2019.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will also include all the preparations needed for land-based power supply for a full Johan Sverdrup development as well as other fields on the Utsira High by 2022. 
Den første fasen i utbyggingen av Johan Sverdrup vil også legge til rette for en kraft fra land løsning for en full utbygging av Johan Sverdrup samt øvrige felt på Utsirahøyden innen 2022.
The Johan Sverdrup field partners: Statoil 40.0267% (operator), Lundin Norway 22.6%, Petoro 17.36%, Det norske oljeselskap 11.5733% and Maersk Oil 8.44%. 
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil 40,0267 prosent (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).
The contract is an EPCI contract covering engineering, procurement, fabrication, installation and testing of two high-voltage power cables and a fibre-optic communication cable to the Johan Sverdrup field centre from shore. 
Kontrakten er en EPCI-kontrakt som omfatter forprosjektering, anskaffelser, fabrikasjon, installasjon og testing av to høyspent kraftkabler og en fiberoptisk kabel som sikrer kommunikasjon til Johan Sverdrup feltsenter fra land.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,437,546 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.437.546 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 119.16 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 119,16 kroner.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Drilling and Projects. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, boring og prosjekter i Statoil.
“This is one of the most demanding technology projects aimed at improving oil recovery. 
– Dette er av de mest krevende teknologiprosjektene for økt utvinning.
We are very proud today that we together with our partners and suppliers have realised this project that we started ten years ago,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Drilling and Projects. 
I dag er vi virkelig stolte over at vi sammen med partnere og leverandører har realisert dette prosjektet vi startet for ti år siden, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, boring og prosjekter i Statoil.
Recovery from the Midgard reservoir on Åsgard will increase from 67 percent to 87 percent, and from 59 percent to 84 percent from the Mikkel reservoir. 
Utvinningen fra Midgard-reservoaret på Åsgard økes fra 67 prosent til 87 prosent, mens den på Mikkel-reservoaret økes fra 59 prosent til 84 prosent.
Overall, 306 million barrels of oil equivalent will be added. 
Dette gir en økning på totalt 306 millioner fat oljeekvivalenter.
“Thanks to the new compressor solution we will achieve increased recovery rates both at Midgard and Mikkel, extending the reservoirs’ productive lives until 2032,” says Siri Espedal Kindem, senior vice president for Åsgard operations. 
– Vi vil med den nye kompressorløsningen oppnå økte utvinningsgrader på både Midgard og Mikkel, og forlenge reservoarenes levetid fram mot 2032, sier Siri Espedal Kindem, produksjonsdirektør for Åsgard.
Demanding technology development 
Krevende teknologiutvikling
As a field gets older, the natural pressure in the reservoir drops. 
Etter hvert som et felt blir eldre, reduseres det naturlige trykket i reservoarene.
In order to recover more oil and gas, and get this to the platform, compression is required. 
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å få opp mer olje og gass, og få dette fram til plattformen.
The closer to the well compression takes place, the more oil and gas can be recovered. 
Jo nærmere brønnen kompresjonen skjer, desto mer olje og gass kan utvinnes.
Siri Espedal Kindem, senior vice president for Åsgard operations. 
Siri Espedal Kindem, produksjonsdirektør for Åsgard.
Traditionally compression plants are installed on platforms or onshore, but this plant is located in 300 metres of water. 
Tradisjonelt plasseres kompresjonsanlegg på plattform eller land, men dette anlegget er plassert på 300 meters havdyp og er derfor vanskelig tilgjengelig.
Due to the challenging location, quality in all parts of the project has been essential, and will help ensure high regularity, maximum recovery and robust production. 
Kvalitet i alle ledd av prosjektet har derfor vært avgjørende og skal bidra til å sikre høy regularitet, maksimal utvinning og en robust produksjon.
The project started in 2005, and the plan for development and operation (PDO) was approved in 2012. 
Prosjektet ble etablert i 2005 og Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012.
An estimated eleven million man-hours have been spent from the start until completion. 
Det anslås at det har gått med rundt elleve millioner timer fra start til fullførelse.
More than 40 new technologies have been developed and employed after prior testing and verification. 
For å få dette til, er det utviklet og tatt i bruk over 40 nye teknologier, som alle har vært gjennom testing og verifisering.
Some of this work has taken place at Statoil’s Kårstø laboratory in Western Norway. 
Deler av dette arbeidet har foregått på Statoils testanlegg på K-lab på Kårstø i Rogaland.
Overall, project cost were just above NOK 19 billion. 
Prosjektet har totalt kostet i overkant av 19 milliarder norske kroner.
Many small and big suppliers have helped to develop the sophisticated underwater compressor system. 
Mange små og store leverandører har bidratt for å utvikle det avanserte kompressorsystemet til å fungere på havbunnen.
June 2015: Installation work at the Asgard field, with the North Sea Giant vessel. 
Installasjonsarbeid på Åsgard-feltet med fartøyet North Sea Giant.
Establishing the necessary support functions onshore has been an important and substantial part of the project. 
En viktig og omfattende del av prosjektet har vært etablering av nødvendige støttefunksjoner på land.
A spare compression train will be stored in custom designed halls at the onshore supply base Vestbase in Kristiansund. 
I spesialbygde haller på Vestbase i Kristiansund plasseres et reserveanlegg.
“High-quality, regular maintenance of the subsea modules will also be performed here, helping ensure operational excellence for Åsgard,” says Espedal Kindem. 
– Her skal vi også gjennomføre høykvalitets- vedlikehold , som skal bidra til å sikre høy regularitet for Åsgard, sier Espedal Kindem.
Technology for the future, and new potentials 
Fr emtidens teknologi og nye muligheter
The Midgard and Mikkel gas reservoirs have been developed using subsea installations. 
Gassreservoarene Midgard og Mikkel, er bygget ut med havbunnsinstallasjoner.
The two gas compressors now installed on the seabed are located close to the wellheads. 
De to gasskompressorene som nå er installert på havbunnen, er plassert nær brønnhodene.
Moving the gas compression from the platform to the wellhead substantially increases the recovery rate and life of the fields. 
Ved å flytte gasskompresjonen fra plattform til brønnhode økes utvinning og levetid på feltene betydelig.
Prior to gas compression, gas and liquids are separated out, and after pressure boosting recombined and sent through a pipeline some 40 kilometres to Åsgard B. 
Før gassen komprimeres, skilles gass og væske, for så å bli transportert i en rørledning på om lag 40 kilometer til Åsgard B.
The technology reduces significantly energy consumption and CO2 emissions over the field’s life. 
Denne teknologien representerer gjennom videre optimalisering et potensiale for ytterligere CO2-reduksjoner i fremtidige subsealøsninger.
Today almost 50 percent of Statoil’s production is recovered through some 500 subsea wells. 
I dag kommer nær 50 prosent av Statoils produksjon fra om lag 500 havbunnsbrønner.
Statoil’s subsea expertise is essential to successful production efficiency improvement and increased oil recoveryefforts. 
Statoils ekspertise innen havbunnsoperasjoner er nøkkelen til mer effektiv produksjon og økt utvinning.
“Subsea gas compression is the technology for the future, taking us a big step closer to our ambition of realising a subsea processing plant, referred to as the subsea factory”, says Øvrum. 
– Havbunns gasskompresjon er fremtidens teknologi og bringer oss et langt skritt nærmere vår ambisjon om å realisere et prosesseringsanlegg på havbunnen, den såkalte havbunnsfabrikken, sier Øvrum.
Such a plant will facilitate remotely controlled hydrocarbon transportation. 
Et slikt anlegg vil gjøre det mulig å fjernstyre transport av hydrokarboner.
Current topside operations will thus be moved to the seabed, allowing oil and gas to be recovered that would not otherwise be profitable. 
Det som i dag skjer på plattformene, vil da bli flyttet ned på havbunnen, og vil gjøre det mulig å ta ut olje og gass der det ellers ikke hadde vært lønnsomt.
This is an important element of increased recovery on the Norwegian continental shelf. 
Dette er et viktig element i å øke utvinningen på norsk sokkel.
Click on the image below to see more photos on Flickr 
Klikk på bildet under for å se flere fotografier på Flickr
This subsea technology milestone opens new opportunities in deeper waters, and in areas far from shore. 
Denne milepælen innenfor havbunnsteknologi vil åpne opp for nye muligheter blant annet på dypere vann og i områder langt fra land.
Following this, the share saving plan has 10,024,434 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.024.434 aksjer.
In addition, contracts have been awarded for aftermarket services and additional components related to the Johan Sverdrup field. 
I tillegg er det tildelt kontrakter for ettermarkedstjenester og tilleggskomponenter i tilknytning til Johan Sverdrup-feltet.
The contracts include options for further deliveries to cover any future needs on the Johan Sverdrup field, and other possible field developments on NCS. 
Kontraktene inneholder også opsjoner for å dekke eventuelle fremtidige behov på Johan Sverdrup-feltet, samt på andre feltutbygginger på norsk sokkel.
Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project. 
Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
“The subsea equipment which will be delivered from FMC Technologies makes up an important part of the Johan Sverdrup development. 
– Undervannsutstyret FMC skal levere, er viktige brikker i Johan Sverdrup-utbyggingen.
The subsea equipment enables reinjection of sea water and produced water into the Johan Sverdrup reservoir when we have started production. 
Havbunnsutstyret gjør det mulig å kunne reinjisere sjøvann og produsert vann i Johan Sverdrup-reservoaret når vi kommer i produksjon.
In this way, we will achieve maximum recovery and value creation from the Johan Sverdrup resources. 
Slik oppnår vi høyest mulig utvinning og verdiskaping fra Johan Sverdrup-ressursene.
At the same time, this is a favourable environmental solution, as we will minimize discharges to sea from the field,” says senior vice president for the Johan Sverdrup development project, Kjetel Digre. 
Dette er gunstig for miljøet fordi vi minimerer utslipp til sjø fra feltet, sier Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
In the first phase of the Johan Sverdrup development, three standard templates will be installed north and south of the field centre, on water depths of 110 to 120 meters. 
I forbindelse med første fase i utbyggingen av Johan Sverdrup vil det bli installert tre standard bunnrammer nord og sør for feltsenteret, på 110 til 120 meters havdyp.
The subsea templates will be controlled and supplied with produced water or seawater through pipelines from the field centre. 
Havbunnsrammene blir kontrollert og forsynt med produsert vann eller sjøvann gjennom rørledninger fra feltsenteret.
“FMC Technologies has been awarded these contracts in a context of competition and an obvious need for considerable and sustained cost improvements. 
– FMC vinner disse kontraktene i en industri-kontekst i tøff konkurranse, og et åpenbart behov for betydelig og varig forbedring på kostnadssiden.
We have clear expectations of FMC Technologies’ ability to keep up the good work of reducing costs and optimizing processes both in project execution and in the aftermarket,” says senior vice president for TPD Projects, Torger Rød. 
Vi har klare forventninger til at FMC vil fortsette det gode arbeidet med å redusere kost og optimalisere prosesser både i prosjektgjennomføring og i ettermarkedet, sier Torger Rød, direktør for prosjekter.
Torger Rød, senior vice president for TPD Projects. 
Torger Rød, direktør for prosjekter.
The award is based on a new standard vertical Subsea tree, which has been developed in cooperation with the supplier market and DNV. 
Denne tildelingen er basert på et nytt standard vertikalt ventiltre, som er utviklet i samarbeid med leverandørmarkedet og DNV.
This new standard will help increase cost efficiency for future subsea developments. 
Denne nye standarden vil bidra til kostnadseffektivisering også for fremtidige undervannsutbygginger.
Master Service Agreement 
Master Service Agreement
Statoil and FMC Technologies have in parallel negotiated a contractual framework which will form the basis for future tender processes for subsea projects, operational services and studies. 
Statoil og FMC har parallelt fremforhandlet et kontraktuelt rammeverk som vil legges til grunn for fremtidige anbudsrunder for undervannsprosjekter, -driftstjenester og -studier.
Johan Sverdrup field partners: Statoil 40.0267% (operator), Lundin Norway 22.6%, Petoro 17.36%, Det norske oljeselskap 11.5733% and Maersk Oil 8.44%.​​​ 
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil 40,0267 prosent (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).
The contract has an estimated value of NOK 1.3 billion, and includes deliveries of 13 Subsea trees and well heads, in addition to three subsea templates and control systems. 
Kontrakten har en verdi på anslagsvis 1,3 milliarder kroner og omfatter leveranse av 13 ventiltrær og brønnhoder, samt tre undervannsbrønnrammer og kontrollsystemer.
Bård Glad Pedersen (Photo: Ole Jørgen Bratland) 
Bård Glad Pedersen (Foto: Ole Jørgen Bratland)
Glad Pedersen comes from the position as state secretary (deputy minister) in the Norwegian Ministry of Foreign Affairs. 
Glad Pedersen kommer fra stillingen som statssekretær i Utenriksdepartementet.
Bård Glad Pedersen was spokesperson for Statoil’s international activities until he was appointed state secretary in 2013. 
Bård Glad Pedersen var talsperson for Statoils internasjonale virksomhet inntil han ble utnevnt til statssekretær i 2013.
“It’s a great pleasure to welcome Bård Glad Pedersen back to Statoil. 
– Jeg er svært fornøyd med å kunne ønske Bård Glad Pedersen velkommen tilbake til Statoil.
He has both in his previous role with us and as state secretary demonstrated deep insight and understanding for today’s media environment, the complexity it represents and what it demands of a company like Statoil”, says Statoil’s senior vice president corporate communication Reidar Gjærum. 
Han har både i Statoil og som statssekretær de siste to årene demonstrert stor innsikt i og forståelse for dagens medievirkelighet og hvilke krav det stiller til et selskap som Statoil, sier kommunikasjonsdirektør Reidar Gjærum.
Glad Pedersen holds a degree in business administration from University of Nordland, and has served as a political adviser and state secretary in the Ministry of Defense as well as head of communication for the Conservative Party’s Parliamentary Group and in the communication agency Burson Marsteller. 
Glad Pedersen er utdannet siviløkonom fra Høgskolen i Bodø, har tidligere jobbet som politisk rådgiver og statssekretær i Forsvarsdepartementet og har i tillegg vært kommunikasjonssjef for Høyres stortingsgruppe og rådgiver i kommunikasjonsbyrået Burson Marsteller.
Knut Rostad, spokesperson international business, is acting head of media relations until Glad Pedersen takes up his position. 
Knut Rostad, talsperson for selskapets internasjonale virksomhet, fungerer som leder for avdelingen fram til Glad Pedersen tiltrer.
Photo of Baard Glad Pedersen JPG 11 MB 
Portrett: Bård Glad Pedersen JPG 11 MB
About the Peregrino field 
Fakta om Peregrino-feltet
The Peregrino field is Statoil´s first and largest operatorship outside the Norwegian Continental Shelf. 
Peregrino-feltet er Statoils første og største egenopererte felt utenfor norsk sokkel.
It started production on April 2011 and produces today around 90 000 bpd. 
Det kom i drift i april 2011, og produserer i dag omkring 90 000 fat per dag.
The field is located 85 kilometers offshore Brazil in the Campos basin at about 100 metres water depth in licenses BMC-7 and BMC-47. 
Feltet ligger 85 kilometer utenfor kysten av Brasil i Camposbassenget på omkring 100 meters havdyp i lisens BMC-7 og BMC-47.
Statoil holds 60% ownership and the operatorship of the field and Sinochem the remaining 40%. 
Statoil har en eierandel på 60 prosent og operatøransvaret for feltet, mens Sinochem eier den resterende andelen på 40 prosent.
“We have decided to group these contracts in line with our corporate strategy of simplification, cost optimization and production efficiency. 
- Vi har besluttet å kombinere disse kontraktene i samsvar med konsernstrategien vår for forenkling, kostnadsoptimering og produksjonseffektivitet.
We have been working closely with Wood Group in Peregrino field and we look forward to strengthening our partnership for the next four years”, says Pål Eitrheim, senior vice president for Development Production International South America and Brazil Country Manager. 
Vi har samarbeidet tett med Wood Group på Peregrino-feltet og ser fram mot å styrke samarbeidet vårt de neste fire årene, sier Pål Eitrheim, direktør for Development Production International South America og landsjef for Brasil.
Wood Group has been operating the two wellhead platforms since 2009 and has supported the Peregrino project throughout its development. 
Wood Group har drevet de to brønnhodeplattformene siden 2009 og har støttet Peregrino-prosjektet gjennom hele feltutbyggingen.
“The bundling of the contracts will bring significant cost savings to Statoil Brazil, in addition to simplification to our operations. 
- Sammenslåingen av kontraktene vil gi betydelige kostnadsbesparelser for Statoil Brazil, samt forenkling av virksomheten vår.
It’s essential to take the best of what the market can offer to us and further strengthen the relationship with our key suppliers”, says Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer of Statoil. 
Det er viktig å benytte seg av det beste markedet kan tilby og ytterligere styrke forholdet med våre viktigste leverandører, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
Pål Eitrheim, senior vice president, Development Production International South America and Brazil Country Manager 
Pål Eitrheim, direktør for Development Production International South America og landsjef for Brasil.
Øivind Dahl-Stamnes, head of Troll production (Photo: Kim Laland) 
(Foto: Kim Laland)
“Troll oil is a story that summarises the best our operations and the opportunities on the Norwegian continental shelf,” Dahl-Stamnes continues. 
Alle produksjonsbrønnene på Troll olje er horisontale brønner.
A well technology puzzle 
Enorm verdiskapning
Associated gas goes to Troll A. 
Øivind Dahl-Stamnes, feltdirektør for Troll.
“Troll oil is the impossible made possible. 
(Foto: Kim Laland)
Øivind Dahl-Stamnes, head of Troll production (Photo: Kim Laland) 
Alle produksjonsbrønnene på Troll olje er horisontale brønner.
The group has signed a long-term lease agreement with Vopak Terminals of Canada for storage of methanol in Montreal. 
Selskapet har inngått en langsiktig leiekontrakt med Vopak Terminals of Canada for lagring av metanol i Montreal.
The global distribution and marketing company Ameritx, based in Shelton, Connecticut, will market and sell the product. 
Det globale distribusjons- og markedsføringsselskapet Ameritx, med base i Shelton i delstaten Connecticut, skal markedsføre og selge produktet.
"Since we started producing methanol in 1997, the main focus has been on the European market," says Jan Wahlqvist, vice president for methanol marketing in Statoil's Manufacturing & Marketing business area. 
"Siden vi startet å produsere metanol i 1997 har fokus vært på det europeiske markedet.
Now we want to gain positions in a new and important market," concludes Mr Wahlqvist. 
Nå ønsker vi å posisjonere oss i et nytt viktig marked," sier Wahlqvist.
From the autumn of 2002, Statoil will sell methanol to customers in Canada and the USA. 
Fra høsten 2002 skal Statoil selge metanol til kunder i Canada og USA.
The pipeline, which has a diameter of 36 inches, extends from Nyhamna in Møre og Romsdal to the Aasta Hansteen field in the Norwegian Sea and was laid by the world's largest pipelaying vessel: “Solitaire” from Allseas. 
Rørledningen, med en diameter på 36 tommer, strekker seg fra Nyhamna i Møre og Romsdal til Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet og er lagt av verdens største rørleggingsfartøy: «Solitaire» fra Allseas.
The Polarled Pipeline is now in place. 
Polarled er nå på plass på Aasta Hansteen-feltet.
The pipelaying work commenced in March this year and the pipeline consists of more than 40,000 pipes, each of which is 12 metres in length. 
Rørleggingen startet i mars i år, og rørledningen består av over 40.000 rørlengder, hver på 12 meter.
Polarled is the deepest pipeline on the Norwegian continental shelf. 
Polarled er den dypeste rørledningen på norsk sokkel.
At the Aasta Hansteen field, the pipeline reaches a depth of 1,260 metres. 
Ved Aasta Hansteen-feltet ligger rørledningen på 1260 meters dyp.
It is the first time ever that a pipe that is 36 inches in diameter has been laid at such a depth. 
Det er også første gang i verden at et rør på 36 tommer i diameter legges på så stort dyp.
The pipeline’s capacity will be up to 70 million standard cubic metres of gas per day. 
Transportkapasiteten for gass vil være ca 70 millioner standard kubikkmeter pr dag.
Money saved 
Sparer penger
"We are delivering Polarled under budget. 
– Vi leverer rørledningen langt under budsjett.
The original investment budget for the pipeline project was NOK 11.1 billion. 
Opprinnelig investeringsbudsjett for rørledningsprosjektet var 11,1 milliarder kroner.
We now expect an investment level of around NOK 7.5 billion. 
Nå forventer vi et investeringsnivå på rundt 7,5 milliarder kroner.
This is due to good planning, good market knowledge and good execution - and the fact that we could combine several large projects when we went to the market and negotiated for pipes and vessels. 
Dette skyldes god planlegging, god markedskunnskap og god gjennomføring – og at vi kunne slå sammen flere store prosjekter da vi gikk ut i markedet og forhandlet om rør og fartøy.
Based on this, we were able to achieve favourable conditions in the market with regard to capacity and price," says Torger Rød, head of projects in Statoil. 
Basert på dette kunne vi treffe markedet med hensyn til kapasitet og pris, sier Torger Rød, direktør for prosjekter i Statoil.