natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Njord A - the Njord field in the Norwegian Sea was developed with a floating steel platform, Njord A, with an integrated deck with a drilling and processing facility and living quarters. 
Njord A - Njord-feltet i Norskehavet er bygd ut med den flytende stålplattformen Njord A, med et integrert dekk med bore- og prosesseringsanlegg og boligkvarter.
Njord A started production in September 1997. 
Njord A startet produksjonen i september 1997.
The platform was designed for an original lifetime of 16 years – to 2013. 
Plattformen ble designet med en opprinnelig levetid på 16 år til 2013.
The Petroleum Safety Authority subsequently approved the technical design lifetime to 2022. 
Petroleumstilsynet har senere godkjent teknisk design levetid til 2022.
Njord was a marginal field development with strong focus on low costs and rapid execution. 
Njord var en marginal feltutbygging med sterkt fokus på lave kostnader og rask gjennomføring.
The area has a substantial resource potential which could provide a basis for production beyond 2013. 
Det er et betydelig ressurspotensial i området som vil kunne danne grunnlag for produksjon til utover 2013.
Njord Future – suring the structural reinforcement project, it became clear that, even with the reinforcements implemented offshore over the past year, the Njord A platform will not be robust enough to resume drilling activity in the summer of 2014. 
Njord Future: Underveis i strukturforsterkningsprosjektet er det blitt klart at Njord A-plattformen, selv med de forsterkningene som er blitt utført offshore det siste året, ikke kommer til å være robust nok til at boreaktiviteten kan gjenopptas sommeren 2014.
Nor will the platform be able to produce until 2022, which is the existing technical lifetime for the installation. 
Plattformen vil heller ikke være i stand til å produsere fram til 2022, som er den eksisterende tekniske levetiden for installasjonen.
The Njord Future project has therefore been initiated to ensure a long-term solution for optimal resource utilisation in the Njord area. 
Prosjektet Njord Future er derfor igangsatt for å sikre en langsiktig løsning for optimal ressursutnyttelse av Njord-området.
There are considerable remaining resources in the area, and plans are now being laid to recover these resources, either using a modified Njord A platform or through construction of a new platform. 
Det er betydelig gjenværende ressurser i området og det legges nå planer for å utvinne disse enten ved hjelp av en ombygget Njord A-plattform eller ved bygging av en helt ny plattform.
It is natural in this context to investigate possible cooperation solutions with other recent discoveries made in the area. 
I denne sammenheng er det også naturlig å se på mulige samarbeidsløsninger med andre funn som er gjort i området den siste tiden.
The Njord A platform in the Norwegian Seat. 
Njord A-plattformen i Norskehavet.
Repsol will be the operator of the licence and will hold 33,34%. 
Repsol skal være operatør for lisensen med en andel på 33,34 prosent.
ExxonMobil Exploration Colombia will hold 33,33%. 
ExxonMobil Exploration Colombia vil ha 33,33 prosent i lisensen.
Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
The award is subject to the final approval of the National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH). 
Tildelingen er betinget av endelig godkjenning fra National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
“Deepwater offshore Colombia is virtually untested. 
– Dypvannsområdene utenfor kysten av Colombia er praktisk talt uutforsket.
The award of new acreage in this frontier area is in line with our exploration strategy of early access at scale”, says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere. 
Tildelingen av nytt areal i dette området er i tråd med vår letestrategi om tidlig tilgang i stor skala, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
The licence award represents a country entry for Statoil into Colombia. 
Tildelingen representerer Statoils første virksomhet i Colombia og omfatter en tidlig letefase.
The entry is an early exploration phase and the initial working commitments include 2D and 3D seismic acquisition which will allow Statoil to further assess the potential of the basin. 
De første forpliktelsene innebærer innsamling av 2D og 3D seismiske data, slik at Statoil kan vurdere potensialet i bassenget nærmere.
There are no well commitments during the first exploration phase. 
Selskapet er ikke forpliktet til å bore noen brønner i den første letefasen.
Map of the COL4 licence GIF 783 kB 
Kart over COL4 lisensen GIF 783 kB
Statoil will hold 33,33% in the licence. 
Statoil vil få en eierandel på 33,33 prosent i lisensen.
"The Faroese continental shelf can become an important new hydrocarbon province for us," says Jon Egil Inderhaug, Statoil's project manager in the North Atlantic island group. 
"Færøysk sokkel kan bli en viktig ny hydrokarbon-provins for Statoil," sier Jon Egil Inderhaug, selskapets prosjektleder for Færøyene.
The Faroese petroleum administration will be asking companies to re-nominate preferred acreage for possible award in the first licensing round. 
Petroleumsadministrasjonen på Færøyene kommer til å be selskapene om å renominere områder i den første lisensrunden.
An earlier set of nominations was submitted in 1997. 
Første nominering ble gjennomført i 1997.
Work is now under way in Torshavn, the capital, to draw up licence terms and select areas for the initial round. 
Administrasjonen arbeider nå med å utarbeide lisensbetingelser og arealer for første lisensrunden.
These must then be submitted to the Lagting (home rule parliament) for approval. 
Deretter må administrasjonen legge dette fram for Lagtinget til godkjenning.
A green light is expected from the politicians in October, with a formal invitation to apply likely to be issued in December. 
Det er forventet at dette kommer til å skje i oktober med formell utlysing av lisensrunden i desember i år.
A first offshore licensing round is being prepared by the Faroese authorities after settling a boundary dispute with the UK. 
Færøyske myndigheter forbereder budrunde på landets kontinentalsokkel etter å ha blitt enig med Storbritannia om en grensetvist.
President and CEO Helge Lund 
Konsernsjef Helge Lund
KEY EVENTS SINCE FIRST QUARTER 2014 
VIKTIGE HENDELSER SIDEN FØRSTE KVARTAL 2014
The CLOV deepwater development came on stream in Angola in line with the initial project schedule. 
Dypvannsfeltet CLOV utenfor kysten av Angola kom i produksjon i henhold til opprinnelig prosjektplan.
The Johan Sverdrup development: New steps taken by awarding letters of intent for two steel jackets. 
Johan Sverdrup-utbyggingen: nye steg tatt ved tildeling av intensjonsavtaler for to stålunderstell.
Statoil made the high-impact Piri discovery offshore Tanzania, the world’s largest gas discovery in 2014 year-to-date. 
Utenfor kysten av Tanzania gjorde Statoil et funn med stort potensial i Piri-brønnen, verdens største gassfunn hittil i år.
Statoil and PTTEP completed the agreement to divide Canadian oil sands interests. 
Statoil og PTTEP fullførte avtalen om omfordeling av eiendeler i kanadisk oljesand.
The farm downs in Shah Deniz and South Caucasus Pipeline were completed. 
Nedsalgene i Shah Deniz-feltet og South Caucasus-rørledning ble fullført.
Statoil opened its new research centre for improved oil recovery at Rotvoll in Trondheim, Norway. 
Statoil åpnet sitt nye forskningssenter for økt oljeutvinning på Rotvoll i Trondheim.
Portfolio adjustments in Angola blocks 15/06, 38 and 39. 
Porteføljejusteringer i blokk 15/06, 38 og 39 utenfor kysten av Angola.
Statoil and Statkraft made an investment decision on the Dudgeon Offshore Wind Farm in the UK. 
Statoil og Statkraft tok investeringsbeslutning for havvindsparken Dudgeon i Storbritannia.
Morten Sven Johannessen, vice president investor relations 
Morten Sven Johannessen, direktør IR
+47 909 34 148 (mobile) 
+47 909 34 148 (mobil)
Jannik Lindbæk jr., vice president media relations 
Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør
“Statoil delivered solid operational performance in the quarter, with continued high production regularity on the Norwegian continental shelf and project execution according to plan. 
- Statoil leverte solid drift i kvartalet, med fortsatt høy produksjonsregularitet på norsk sokkel og prosjektgjennomføring i henhold til plan.
We have deferred gas production to enhance value, but remain on track for delivering on our production guiding for 2014. 
Vi har utsatt gassproduksjon for å skape økt verdi, men er i rute for å levere på våre produksjonsprognoser for 2014.
Our quarterly earnings were impacted by divestments, seasonal effects and lower gas prices. 
Kvartalsresultatet ble påvirket av salg av eiendeler, sesongeffekter, og lavere gasspriser.
For the first half of the year, earnings were around the same level as in the same period last year," says Helge Lund, Statoil's president and CEO. 
Resultatet for første halvår var på om lag samme nivå som i tilsvarende periode i fjor, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Statoil’s net income for the second quarter was NOK 12.0 billion, an increase from NOK 4.3 billion in the same period of 2013. 
Statoils resultat for andre kvartal var 12,0 milliarder kroner, en økning fra 4,3 milliarder kroner i samme periode i 2013.
Earnings per share were NOK 3.75, an increase from NOK 1.38. 
Resultat per aksje var 3,75 kroner, en økning fra 1,38 kroner.
Adjusted earnings were NOK 32.3 billion, a 15% decrease compared to the second quarter last year. 
Justert driftsresultat var 32,3 milliarder kroner, en nedgang på 15 % sammenlignet med andre kvartal i fjor.
The net adjustments of NOK 0.3 billion are primarily related to gains and impairments. 
Nettojusteringen på 0,3 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til gevinster og nedskrivninger.
In the second quarter, the company recorded a gain of NOK 3.6 billion from the farm-down in Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline. 
Selskapet bokførte en gevinst i andre kvartal på 3,6 milliarder kroner fra nedsalg i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The gain was offset by impairments of NOK 4.3 billion in the US onshore business, mainly related to sustained local price differentials. 
Gevinsten ble motvirket av nedskrivninger på 4,3 milliarder kroner i den landbaserte virksomheten i USA, hovedsakelig knyttet til vedvarende lokale prisforskjeller.
Adjusted earnings after tax were NOK 9.9 billion, compared to NOK 11.3 billion in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var 9,9 milliarder kroner, sammenlignet med 11,3 milliarder kroner i samme periode i fjor.
"Our cash flow from operations before tax is NOK 118 billion so far this year, and we have a strong balance sheet. 
- Kontantstrøm fra drift før skatt er 118 milliarder kroner hittil i år, og vi har en solid finansiell posisjon.
We will pay a dividend of NOK 1.80 per share for the quarter, in line with our commitment to capital distribution to our shareholders,” says Lund. 
Vi vil utbetale et utbytte på 1,80 kroner per aksje for kvartalet, i tråd med vår prioritering av utbytte til våre aksjonærer, sier Lund.
Net debt to capital employed at the end of the quarter was 16%. 
Netto gjeldsgrad ved utgangen av kvartalet var 16 %.
Organic capital expenditure is USD 10 billion year-to-date, and the guidance of USD 20 billion for 2014-2016 remains unchanged. 
Organiske investeringer hittil i år er på 10 milliarder USD, og prognosen på 20 milliarder USD per år i 2014-2016 ligger fast.
Statoil’s adjusted earnings from upstream activities in Norway decreased from NOK 31.5 billion to NOK 24.1 billion. 
Statoils justerte driftsresultat fra oppstrømsvirksomhet i Norge gikk ned fra 31,5 milliarder kroner til 24,1 milliarder kroner.
Earnings from upstream activities outside Norway increased to NOK 6.3 billion from NOK 5.9 billion, while earnings from the midstream increased to NOK 2.4 billion from NOK 0.8 billion. 
Inntjeningen fra oppstrøms-virksomhet utenfor Norge økte til 6,3 milliarder kroner fra 5,9 milliarder kroner, mens inntjening fra midtstrømsaktiviteten økte til 2,4 milliarder kroner fra 0,8 milliarder kroner.
In the quarter, Statoil made the high-impact Piri discovery in Tanzania. 
I løpet av andre kvartal gjorde Statoil Piri-funnet i Tanzania.
The discovery brings the total of gas in-place in Block 2 up to approximately 20 tcf, adding volumes for a future large-scale gas infrastructure development. 
Samlet tilstedeværende gass i blokk 2 økte til omkring 20 billioner kubikkfot (tcf), og styrker dermed grunnlaget for en framtidig utbygging av infrastruktur i stor skala.
Exploration expenses were NOK 2.7 billion, down NOK 1.4 billion compared to same quarter last year. 
Leteutgiftene var 2,7 milliarder kroner, en nedgang på 1,4 milliarder kroner sammenlignet med samme kvartal i fjor.
The decreased expenses were mainly due to increased capitalisation as a result of successful wells. 
De reduserte leteutgiftene skyldtes hovedsakelig økt balanseføring som følge av høyere funnrate.
“We continue progressing our programmes to reduce cost and improve capital efficiency. 
- Vi fortsetter arbeidet med å redusere kostnader og forbedre kapitaleffektiviteten.
In the quarter, we have announced a potential to reduce between 1100 and 1400 positions. 
I kvartalet kunngjorde vi et potensial for å redusere bemanningen med mellom 1100 og 1400 stillinger.
Reductions of around 1000 positions in our staffs and support services are already implemented. 
Staber og fellestjenester er allerede redusert med omkring 1000 stillinger.
We have also established six specific high-impact projects addressing technical efficiency across the company, and we are now executing the first wave. 
Vi har også opprettet seks prosjekter med fokus på teknisk effektivitet som vil få stor innvirkning på tvers i selskapet, og første bølge av prosjekter gjennomføres nå.
We are on track, and will provide an updated status when we report our results for the full year,” says Lund. 
Vi er i rute, og vil gi en oppdatert status i forbindelse med rapporteringen av årsresultatene, sier Lund.
Statoil delivered production of 1,799 mboe per day in the second quarter, down 9% compared to second quarter in 2013. 
Statoil produserte 1,799 millioner foe per dag i andre kvartal, en nedgang på 9 % sammenlignet med andre kvartal i 2013.
Starting and ramping up of new fields such as Skarv in Norway, Marcellus and Eagle Ford in the United States together with PSVM and CLOV in Angola contributed positively to the production. 
Oppstart og opptrapping av produksjonen fra felt som Skarv på norsk sokkel, Marcellus og Eagle Ford i USA og PSVM og CLOV utenfor kysten av Angola bidro positivt.
This increase was partly offset by divestments and redetermination, expected natural decline, seasonal effects and optimisation of gas production. 
Dette ble motvirket av nedsalg og redeterminering, forventet naturlig nedgang, sesongeffekter og optimalisering av gassproduksjonen.
Statoil continued its strong progress on project development and execution, including the award of a letter of intent for two steel jackets to the Johan Sverdrup field. 
Statoil fortsatte sin sterke fremgang innen prosjektutvikling og – gjennomføring, blant annet gjennom tildeling av en intensjonsavtale for to stålunderstell til Johan Sverdrup-feltet.
This represents a new step forward in planning of the first phase of this important development on the Norwegian continental shelf. 
Dette representerer et nytt steg framover i planleggingen av første fase av denne viktige utbyggingen på norsk sokkel.
The serious incident frequency (SIF) improved from 0.9 in the second quarter of 2013 to 0.7 in the second quarter of 2014. 
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) gikk ned fra 0,9 i andre kvartal 2013, til 0,7 i andre kvartal 2014.
CEO presentation 2Q 2014 PDF 1 MB 
CEO presentation 2Q 2014 PDF 1 MB
Press release 2Q 2014 PDF 172 kB 
CFO presentation 2Q 2014 PDF 1017 kB
CFO presentation 2Q 2014 PDF 1017 kB 
Pressemelding 2 kvartal 2014 PDF 170 kB
2Q 2014 Financial statements and review PDF 2 MB 
2Q 2014 Financial statements and review PDF 2 MB
Valemon sail away (Photo: Ben Weller AP/Statoil) 
Plattformdekket på Valemon fraktes fra Geoje Island i Sør Korea til Nordsjøen (Foto: Ben Weller AP/Statoil)
The structure sailed from the yard on 15 June this year, and after a quick stop in Åmøyfjorden, Stavanger, last Saturday, it headed out to the field. 
Det seilte fra verftet 15. juni i år, og etter en snartur innom Åmøyfjorden ved Stavanger lørdag dro det til feltet.
The transportation to Norway took 40 days. 
Transporten til Norge tok 40 døgn.
“This is a major milestone for the project, the most important milestone of course being start-up towards the end of the year,” says Bjørn Laastad, vice president for Valemon field development. 
– Dette er en av de største milepælene i prosjektet, den aller største er selvsagt oppstarten mot slutten av året, sier Bjørn Laastad, direktør for Valemon feltutvikling.
The lift of the 9 750-tonne topsides took two hours, and was performed slightly earlier than initially assumed. 
Løftet av det 9 750 tonn tunge dekket tok to timer, og løftet skjedde noe tidligere enn først antatt.
Thanks to good weather in the North Sea this summer, the Saipem 7000 crane vessel was available for lifting once the topsides arrived in Norway. 
Det har vært godt vær i Nordsjøen i sommer, noe som gjør at tungløftefartøyet Saipem 7000 lå godt an i løypa og var klar til å løfte dekket straks det kom til Norge.
The weather was favourable also when the crane vessel and the topsides arrived on the field. 
Godt vær var det også da løftefartøyet og Valemon-dekket kom til feltet.
“We had almost perfect lifting conditions,” Viktor Nilsen-Nygaard, head of Valemon transportation and installation, reports from the crane vessel. 
– Vi har hatt tilnærmet perfekte løfteforhold, sier Viktor Nilsen-Nygaard, transport- og installasjonsleder for Valemon, fra løftefartøyet.
Precision work 
Presisjonsarbeid
The more than two-year planning period has included very thorough safety evaluations for all phases of the lifting operation. 
Løftene har vært planlagt i mer enn to år, og det er gjennomført meget grundige sikkerhetsvurderinger for alle faser av løfteoperasjonen.
During the lift the distance between the topsides and rig was just five metres. 
Under innløftet er avstanden mellom dekket og riggen bare fem meter.
Drilling on the field is planned to continue until 2017. 
Planen er å bore på feltet til 2017.
Hook-up 
Oppkobling
In the months ahead commissioning work will take place on the field. 
I månedene som kommer skal alt ferdigstilles på feltet.
Wells will be hooked up with production facilities on board, sea water pumps will be installed, and electricity, water and pipelines will be connected. 
Brønner skal kobles sammen med produksjonsanlegget om bord, sjøvannspumper skal settes inn og strøm, vann og rørledninger skal kobles til.
Two hours after the Valemon topsides weres lifted off the transport vessel, the structure landed on its feet. 
Det tok om lag to timer fra Valemon-dekket ble løftet fra fraktefartøyet, til det stod på beina.
(Photo: André Osmundsen/Statoil) 
(Foto: André Osmundsen/Statoil)
Valemon will be powered from Kvitebjørn, and the cable has already been laid on the seabed. 
Valemon skal få strøm fra Kvitebjørn og kabelen ligger klar på havbunnen.
So have the pipelines that will be transporting gas and condensate to Heimdal and Kvitebjørn, respectively. 
Det gjør også rørledningene som skal frakte gass og kondensat til henholdsvis Heimdal og Kvitebjørn.
“Some work remains before we are ready for start-up, but we are on track,” says Laastad. 
– Det gjenstår en del arbeid før vi er klar til produksjonsstart, men vi er godt i rute, sier Laastad.
In order to accommodate everyone involved in the commissioning and hook-up work Statoil has chartered a flotel. 
For å huse alle som skal jobbe med ferdigstillingen og oppkoblingen har Statoil leid inn et flotell.
The project thus has bed capacity for some 400 people, which is the number expected to be offshore, at least in the most hectic period. 
Dermed har prosjektet en sengekapasitet på om lag 400 plasser, og så mange vil også være i havet – i alle fall i den mest hektiske perioden.
But there is one thing that cannot be planned – and that’s the weather. 
Men det er en ting man ikke kan planlegge, og det er været.
“If we get much poor weather the flotel must be disconnected in periods. 
– Om vi får for mye dårlig vær må flotellet kobles fra i perioder.
Win-win 
Vinn-vinn
Valemon will utilise existing installations and pipelines for gas and condensate export. 
Valemon drar nytte av eksisterende installasjoner og rørledninger for eksport av gass og kondensat.
This is a win-win situation which reduces the costs for the Valemon development, and gives Heimdal and Kvitebjørn new tasks. 
Dette er en vinn-vinn-situasjon som reduserer kostnadene for utbygging for Valemon, og gir Heimdal og Kvitebjørn nye arbeidsoppgaver.
At Heimdal major upgrading has taken place which significantly extends the platform’s life. 
På Heimdal er det foretatt en større oppgradering noe som gir vesentlig forlenget levetid for plattformen.
(Photo: André Osmundsen/Statoil) JPG 3 MB 
(Foto: André Osmundsen/Statoil) JPG 3 MB
The Valemon topsides landed on the jacket just before 13.00. 
Valemon-dekket landet på beina like før klokka 13.00.
(Photo: André Osmundsen/Statoil) JPG 5 MB 
(Foto: André Osmundsen/Statoil) JPG 5 MB
Produced by Samsung Heavy Industries this is the first Statoil topsides built in South Korea. 
Valemon-dekket er bygget av Samsung Heavy Industries, og er det første plattformdekket Statoil bygger i Sør-Korea.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 9,322,907 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9 322 907 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 172.63 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 172,63 kroner.
Gudrun is the first in a long line of new field developments operated by Statoil, and therefore it represents a new era on the NCS. 
Gudrun er den første i en lang rekke nye feltutbygginger som Statoil har ansvaret for, og representerer i så måte en ny giv for norsk sokkel.
The next in line is Valemon, which is scheduled for start-up later this year. 
Valemon som er den neste i rekken planlegges igangsatt senere i år.
Gina Krog and Johan Sverdrup on the Utsira High are next in the North Sea. 
Gina Krog og Johan Sverdrup på Utsirahøyden er de neste i Nordsjøen.
Statoil CEO Helge Lund presents small bottles of Gudrun oil to Norwegian prime minister Erna Solberg and Norwegian petroleum and energy minister Tord Lien (left). 
Konsernsjef Helge Lund overrekker flasker med olje fra Gudrun-feltet til statsminister Erna Solberg og olje- og energiminister Tord Lien (t.v.).
We also have Aasta Hansteen and Johan Castberg to come in northern Norway. 
I tillegg kommer Aasta Hansteen og Johan Castberg i Nord-Norge.
Johan Sverdrup alone will ensure value creation for another 40-50 years from the NCS. 
Bare Johan Sverdrup alene sikrer verdiskaping i ytterligere 40 til 50 år fra norsk sokkel.
Global strategy 
Global strategi
Gudrun is the result of a global development strategy. 
Gudrun er et resultat av en global utbyggingsstrategi.
The jacket has been delivered by Kværner Værdal in mid-Norway, and the living quarters by Apply Leirvik at Stord in western Norway. 
Stålunderstellet er fra Kværner Værdal, og boligkvarteret fra Apply Leirvik på Stord.
The topside was provided by Aibel with sub-supplies from Thailand, Poland and from Haugesund in Western Norway. 
Dekket ble levert av Aibel med underleveranser fra Thailand, Polen og Haugesund.
The helideck was constructed in China. 
Helidekket er bygget i Kina.
Gudrun has been put on stream on time and below the cost estimate of the plan for development and operation (PDO). 
Gudrun er kommet i drift på tid og under kostnadsestimatet i Plan for utbygging og drift.
The global puzzle has helped keep the costs down. 
Det globale puslespillet har bidratt til å holde kostnadene nede.