natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Settlement: The issue of the Dividend Shares is expected to take place on or about 7 April 2017.
Oppgjør: Utstedelsen av Utbytteaksjene forventes å skje på eller omkring 7. april 2017.
The delivery of the Dividend Shares to shareholders on Oslo Børs is expected to take place on or about 7 April 2017 and on or around 10 April 2017 for holders of ADRs on New York Stock Exchange.
Levering av Utbytteaksjene til aksjeeiere på Oslo Børs forventes å skje på eller omkring 7. april 2017, og på eller omkring 10. april 2017 til eiere av ADRer på New York Stock Exchange.
Trading in the Dividend Shares on the Oslo Stock Exchange and in the ADRs representing Dividend Shares on New York Stock Exchange is expected to commence on or about 10 April 2017.
Handel i både Utbytteaksjene på Oslo Børs og i ADRer som representerer Utbytteaksjer på New York Stock Exchange er forventet å skje på eller omkring 10. april 2017.
Gas and condensate have also been found in the Erlend and Ragnfrid structures.
Det er også påvist gass og kondensat i to andre strukturer, Erlend og Ragnfrid.
In addition come some 600-900 million barrels of recoverable condensate and oil, roughly on a par with the group's nearby Åsgard development.
I tillegg finnes cirka 600-900 millioner fat kondensat og olje, omtrent like mye som på Åsgard-feltet.
"To achieve the best possible economics, the challenge will be to utilise existing infrastructure," he adds.
"For å oppnå best mulig økonomi i prosjektet blir det en utfordring å utnytte eksisterende infrastruktur.
"That includes the Åsgard installations, the gas pipeline network and receiving facilities at Kollsnes or Kårstø."
Det gjelder både installasjonene i Åsgard-området, rørnett og mottaksanlegg for gassen på Kollsnes eller Kårstø," sier Røssland.
A possible solution could be to install a floating platform on Kristin, with the gas fully processed before being sent through the Åsgard transport trunkline to Kårstø.
Et mulig utbyggingskonsept kan være en flytende plattform på Kristin-feltet der gassen fullprosesseres og sendes inn i Åsgard transport.
Unstabilised condensate could be transferred to the Åsgard A production ship for further processing and export.
Ustabilt kondensat kan overføres til produksjonsskipet Åsgard A for videre prosessering og transport.
Developing Kristin, which contains some 40 billion cubic metres of gas and 250 million barrels of liquids, looks at present like costing NOK 11-12 billion.
En utbygging av Kristin-feltet, som inneholder om lag 40 milliarder kubikkmeter gass og 250 millioner fat væske, ser foreløpig ut til å kunne koste 11-12 milliarder kroner.
Investment in each of the other fields would come on top of that.
I tillegg kommer investeringer i hvert av de andre feltene.
After assessing the reservoirs and various development options, the project will decide this autumn whether to continue work.
Etter å ha vurdert reservoarene og ulike utbyggingsløsninger skal prosjektet i høst ta en beslutning om videreføring.
Reserves on Halten Bank South lie in production licences 073, 091, 134 and 199.
Reservene på Haltenbanken Sør ligger i produksjonslisensene 073, 091, 134 og 199.
A total of 13 wildcat and appraisal wells have been drilled to map the fields.
I alt 13 lete- og avgrensningsbrønner har blitt boret for å kartlegge feltene.
Heidrun North is an oil reservoir with a gas cap in block 6507/8, north-east of Statoil's existing Heidrun field.
Heidrun Nord-strukturen er en oljeforekomst med gasskappe i blokk 6507/8, nordøst for Heidrun-feltet i Norskehavet.
Recoverable reserves are put at roughly 25 million barrels of oil.
Utvinnbare reserver er beregnet til cirka 25 millioner fat olje.
Heidrun currently produces some 210,000 barrels per day, and the project will allow it to remain at this plateau for about four more years.
I dag produserer Heidrun-feltet rundt 210.000 fat olje i døgnet.
These include one producer and one injector on Heidrun North, which will be tied back to the Heidrun tension leg platform.
Av disse skal en produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn inn i Heidrun Nord.
Laying a gas pipeline to tie into the Åsgard Transport trunkline also forms part of the Heidrun plateau.
Legging av en rørledning for transport av gass fra Heidrun inngår også i platåprosjektet.
The Heidrun plateau project is expected to cost just over NOK 5.5 billion and will be completed this year.
Prosjektet er beregnet å koste vel 5,5 milliarder kroner og skal være avsluttet i løpet av året.
After several delays, Faroese petroleum minister Eydun Elttør has given foreign oil companies until 17 May to apply for licences off the North Atlantic islands.
Etter flere utsettelser ønsker Færøyenes oljeminister Eydun Elttør utenlandske oljeselskaper velkommen til å søke lisenser fram til 17. mai 2000.
Plans call for acreage to be awarded in September.
Leteområdene skal etter planen tildeles i september.
"The aim of the round is to ensure that the Faroese continental shelf is thoroughly explored," the Ministry of Petroleum says in a press release.
"Formålet med runden er å sikre at den færøyske kontinentalsokkelen blir grundig undersøkt.
"Our hope is that hydrocarbon reserves will be found in commercial quantities."
Håpet er at det skal oppdages kommersielt utvinnbare hydrokarbonreserver," heter det i oljeadministrasjonens pressemelding.
These waters could become an important exploration area for Statoil, says John Egil Inderhaug, who heads the group's exploration activities west of Shetland and off the Faroes.
John Egil Inderhaug, leder av Statoils leteaktiviteter i områdene vest for Shetland og Færøyene, tror at den færøyske sokkelen kan bli et interessant leteområde for konsernet.
More information on the licence round can be obtained from the Faroese Ministry of Petroleum.
Mer informasjon om lisensrunden finnes hos den færøyske oljeadministrasjonen.
An application is being drawn up by Statoil for the first offshore licensing round in the Faroe Islands, which was announced on 18 February.
Statoil forbereder en søknad med tanke på deltakelse i Færøyenes første lisensrunde, som ble lyst ut torsdag 18. februar.
He will then be taken on a tour of the gas processing plant at Kårstø, north of the city.
Deretter følger en omvisning på gassbehandlingsanlegget på Kårstø i Nord-Rogaland.
Harald Finnvik, vice president for government and public affairs at Statoil's Azerbaijan office, says that this visit will help to strengthen the basis for continued collaboration between the two countries and between Statoil and Azeri state oil company Socar.
Harald Finnvik, direktør for myndighetskontakt ved Statoils kontor i Aserbajdsjan, sier besøket bidrar til å styrke grunnlaget for videre samarbeid mellom landene og mellom det aserbajdsjanske statsoljeselskapet Socar og Statoil.
Socar vice president Khoshbakht Yusifzade is a member of Mr Guliyev's delegation.
Visepresident i Socar, Khoshbakht Yusifzade, deltar i delegasjonen.
In cooperation with the police, the fire brigade and Statoil, Kværner is now working to establish the cause of the incident.
I samarbeid med politi, brannvesen og operatøren Statoil jobber Kværner med å finne årsaken til brannen.
Work on completing the gas platform resumed soon after the fire had been brought under control, and Mr Olavesen says the incident will have no effect on project progress.
Arbeidet med å ferdigstille plattformen kom i gang igjen kort tid etter at branntilløpet var under kontroll.
Åsgard B is due to be ready for tow-out to the Norwegian Sea field during April, where it will be tied back to the subsea installations and prepared to start producing gas and condensate on 1 October.
Åsgard B skal innen april være klar for utslep til Åsgard-feltet i Norskehavet.
Gas deliveries from the platform are still due to begin on 1 October.
Gassleveransene skal starte 1. oktober som planlagt.
And total spending in the "Åsgard chain" of projects continues to lie below the ceiling of NOK 65,675 million.
De samlede utbyggingskostnader for Åsgard-kjeden ligger fortsatt innenfor totalrammen på 65,675 milliarder kroner.
In addition to the Norwegian Sea field, this embraces construction at the Kårstø complex north of Stavanger and laying of the Åsgard Transport and Europipe II trunklines.
Totaltallet inkluderer i tillegg til selve Åsgard-feltet i Norskehavet også utbyggingsprosjektene på Kårstø og rørprosjektene Åsgard transport og Europipe II.
"We're now in a phase which covers the bulk of testing and mechanical completion for equipment and systems," reports Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway.
"Vi er nå inne i en fase der vi utfører hovedtyngden av uttesting og mekanisk ferdigstillelse av utstyr og systemer.
System tests have exposed more extensive deficiencies and faults than expected, leading in turn to an increase in hours worked during January on Åsgard B and the Kårstø development project (KUP).
Dette har igjen ført til en økning i antall timer som er gått med i januar, både for Åsgard B og utbyggingsprosjektene på Kårstø.
The estimated total cost of the B floater has been raised from last October's figure of NOK 11,414 million to NOK 12,180 million.
Totalkostnadene for Åsgard B er beregnet økt til 12,180 milliarder kroner fra 11,415 milliarder kroner som ble estimert i oktober i fjor.
Although no detailed review of the KUP cost estimate has yet been carried out, the signs are that the NOK 250 million reserve built into this calculation will be consumed.
Kostnadsestimatet for Kårstø utbyggingsprosjekt er ennå ikke gjennomgått i detalj, men mye tyder på at reserven på 250 millioner kroner som tidligere er lagt inn i estimatet vil bli brukt.
Final costs for the two trunkline projects are expected to be within budget.
For de to rørprosjektene forventes det ikke at sluttkostnadene blir høyere enn tidligere anslått.
Earlier estimates from Statoil have taken account of uncertainties relating to the completion of the Åsgard development, and accordingly incorporate a reserve.
Statoil har i tidligere beregninger tatt høyde for usikkerhet knyttet til sluttføringen av Åsgard-utbyggingen og har derfor lagt inn en reserve i totaltallene.
The cost of Statoil's Åsgard B gas platform is rising but remains within the overall investment framework set last year, the latest figures show.
Utbyggingskostnadene for Åsgard B-plattformen øker, men er innenfor den totale kostnadsrammen fra i fjor.
Both its former chief executives, Arve Johnsen and Harald Norvik, will be present, along with other present and former senior executives.
De to tidligere konsernsjefene, Arve Johnsen og Harald Norvik, vil være til stede sammen med nåværende og tidligere medlemmer av konsernledelsen.
The other guests include a number of former petroleum and energy ministers as well as most of the Norwegian oil company’s past and present directors.
De andre gjestene er en rekke tidligere olje- og energiministere, samt de fleste som har hatt styreverv i selskapet i denne perioden.
“This event is intended to thank those who have created the company, reflect on the past and look forward to new goals,” says chief executive Olav Fjell.
"Dette for å takke dem som har skapt selskapet, reflektere over fortiden og se fremover mot nye mål,” sier konsernsjef Olav Fjell.
He notes that the development of Statoil represented a national undertaking driven by social commitment, political will and not least industrial visions.
Han peker på at utviklingen av Statoil var en nasjonal satsing drevet frem av samfunnsmessig engasjement, politisk vilje og ikke minst industrielle visjoner.
At a press briefing in Stavanger today, Statoil reported that the group has accumulated a net profit of NOK 80 billion in current money over its 30-year career.
På et pressemøte i Stavanger i dag ble det opplyst at Statoil i løpet av sitt 30-årige virke har hatt et samlet nettoverskudd på 80 milliarder kroner i løpende kroner.
It has paid NOK 170 billion in tax and NOK 26 billion in dividend.
Det er betalt 170 milliarder kroner i skatt, og 26 milliarder kroner i utbytte til eieren.
“Our results haven’t been uniformly satisfactory,” Mr Fjell admitted.
”Resultatene har ikke vært like tilfredsstillende hvert eneste år.
“We’re in a robust and strong position today.”
"I dag har vi en robust og sterk stilling,” sier han.
The press briefing was also told that Statoil has been responsible as operator for procuring goods and services worth just over NOK 500 billion.
På pressemøtet ble det også opplyst at Statoil som operatør har vært ansvarlig for innkjøp av varer og tjenester for til sammen vel 500 milliarder kroner.
More than NOK 400 billion of this sum has ended up with Norwegian companies.
Av dette har mer enn 400 milliarder kroner endt hos norske bedrifter.
“One of our most important jobs in the early years was to help develop a competent national industry,” Mr Fjell observed.
”En av de viktigste oppgavene til Statoil i de første årene var å bidra til utviklingen av en nasjonal kompetent industri.
The 30th anniversary of Statoil’s foundation is being celebrated today, 26 August, with a dinner in Stavanger for 110 people who have made significant contributions to its development.
Statoil markerer 30 års virksomhet i dag, 26. august, med en middag i Stavanger der 110 personer som har betydd mye for utviklingen av selskapet er til stede.
Following this, the share saving plan has 11,138,890 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 11.138.890 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares at an average price of NOK 153.37.
Som deltakere i aksjespareprogrammet har primærinsidere, samt deres nærstående, fått tildelt aksjer til gjennomsnittlig pris på NOK 153,37 pr. aksje.
Details on allocation of the shares are set forth in the attachment to this announcement.
Nærmere detaljer om fordeling av aksjene er angitt i vedlegget til denne meldingen.
A leaking pipe which connects the seabed oil storage tank to the flare boom on the platform prompted the production halt on 16 February.
En oljelekkasje i et rør som går fra lagertanken på havbunnen til flammetårnet på plattformen, førte til stans i produksjonen onsdag 16. februar.
This line is partially below water, and roughly 288 litres of crude leaked to the sea.
Røret ligger delvis under vannlinjen, og 288 liter olje har rent ut i sjøen.
This loading method is due to be maintained until the necessary repair work has been carried out.
Denne lastemetoden skal fortsette inntil de nødvendige reparasjonsarbeidene er utført.
The vessel is then scheduled to carry out a number of minor assignments on various fields before being leased on to BP Amoco for a well, reports Idar G Johnsen, vice president for drilling in the exploration and area development unit.
Deretter skal det gjøre en del småjobber på ulike felt, før skipet framleies til BP Amoco for boring av en brønn.
Its next stop will be Statoil's Fylla licence off west Greenland.
Neste stopp blir Fylla-området ved Grønland.
An autumn programme remains to be clarified.
Høstens program er ikke klartlagt ennå.
West Navion features two drilling rigs, which expands the range of work that can be pursued in parallel.
West Navion har to boretårn, og dette utvider spekteret av arbeidsoppgaver som kan utføres parallelt.
Dynamic positioning allows it to take station quickly and easily, and the ship is specially designed to drill in more than 350 metres of water.
Dynamisk posisjonering gjør det raskt og enkelt å få på plass, og skipet er spesialkonstruert for boring på vanndyp over 350 meter.
According to Mr Johnsen, efficiency gains of 15-20 per cent can be expected by comparison with conventional drilling rigs.
Johnsen mener det er grunn til å forvente en effektivisering på 15 - 20 prosent sammenlignet med operasjoner fra konvensjonelle rigger.
Built in South Korea, West Navion was originally due to begin work in July 1998.
Boreskipet, som er bygget i Sør-Korea, skulle vært klart allerede i juli 1998.
Stavanger's Smedvig group, which manages the vessel, attributes the delay to a number of factors.
Operatøren Smedvig opplyser at forsinkelsen skyldes en rekke forhold knyttet til byggeprosjektet.
These include design changes during the project, late deliveries of equipment, and outfitting for deeper water than originally planned.
Blant disse er designendringer underveis, forsinkede utstyrsleveranser og utrustning for større vanndyp enn opprinnelig planlagt.
The ship has been outfitted and tested at the Offshore & Marine yard in Sandnes.
Skipet har den siste tiden ligget ved veftet Offshore & Marine i Sandnes for ferdigstillelse og testing.
Covering Statfjord and Gullfaks, these proposals follow a warning from the Norwegian Pollution Control Authority (SFT) on 25 February that it will issue an order imposing VOC emission ceilings on these fields.
Statens forurensningstilsyn (SFT) varslet fredag 25. februar at det vil pålegge Statoil som operatør for de to feltene å gjennomføre utslippsreduksjoner av oljedamp (volatile organic compunds,VOC).
Managements for the Statfjord and Gullfaks licences are due to meet today, 28 February, to decide how these curbs can be met.
I dag, 28. februar, møtes ledelsen for Statfjord- og Gullfaks-lisensene for å planlegge hvordan pålegget kan imøtekommes.
"We'll be looking at what the licences can do in the longer term," explains Geir Pettersen, senior vice president for operations in Exploration & Production Norway.
"Vi skal se på hva lisensene kan gjøre på lengre sikt.
He notes that the group has been working actively to identify methods for reducing VOC emissions since the early 1990s.
Han påpeker at Statoil har jobbet aktivt med å finne løsninger for reduksjon av VOC-utslipp siden tidlig på 90-tallet.
It heads a joint industry project embracing 18 oil companies, which has come up with two different technologies for recovering this hydrocarbon vapour.
Selskapet har ledet et samarbeidsprosjekt mellom 18 oljeselskaper, noe som har resultert i to ulike teknologiske løsninger for gjenvinning av oljedamp.
Statoil has also made efforts to achieve a voluntary agreement on reducing VOC emissions between oil companies involved in Norway's offshore sector and the Ministry of the Environment.
Tidligere har Statoil også arbeidet for å få til en frivillig avtale mellom oljeselskapene på norsk sokkel og Miljøverndepartementet om reduksjon av oljedamputslipp.
Mr Pettersen sees considerable similarities between the SFT's schedule and the timetable in that proposed deal, which was rejected by a majority of the other companies last autumn.
Pettersen ser store likheter mellom SFTs framdriftsplan og timeplanen i dette avtaleutkastet, som ble forkastet av flertallet av de øvrige selskapene i fjor høst.
The order from the state agency aims to follow up international agreements which commit Norway to reducing VOC emissions by 30 per cent compared with the 1989 level.
SFTs pålegg er en oppfølging av internasjonale avtaler som forplikter Norge til å redusere VOC-utslippene med 30 prosent i forhold til nivået i 1989.
Similar ceilings will also be imposed on other Norwegian offshore fields which utilise offshore loading of oil.
Tilsvarende pålegg vil også bli gjennomført for andre oljefelt på norsk sokkel som er avhengig av bøyelasting.
One concept under consideration involves the use of subsea production installations, with wellstream transfer to Statoil's Åsgard B floater via Midgard.
Ett av utbyggingskonseptene som vurderes er undervannsanlegg med brønnstrømsoverføring til Åsgard B-plattformen via Midgard-feltet.
That could make it possible to recover almost 19 billion cubic metres of gas at an investment of NOK 1.7 billion.
Dette kan gjøre det mulig å utvinne nær 19 milliarder kubikkmeter gass til en utbyggingskostnad på 1,7 milliarder kroner.
The partners are considering the use of a subsea wellstream compressor if this option is selected, reports Mikkel project manager Kjetil Ohm.
Leder for Mikkel-prosjektet, Kjetil Ohm, sier partnerskapet vurderer å ta i bruk en undervanns våtgasskompressor dersom dette alternativet velges.
In both cases, the gas would be sent on through the Åsgard Transport trunkline to Statoil's Kårstø treatment plant north of Stavanger for processing before being piped to continental Europe.
I begge alternativene skal gassen sendes gjennom rørledningen Åsgard transport til mottaksterminalen på Kårstø i Nord-Rogaland.
"The project team's most important job now is to make progress in commercial talks with the Åsgard and Draugen licences over receiving the Mikkel wellstream," Mr Ohm explains.
"Prosjektets viktigste oppgave nå er å få framdrift i de kommersielle forhandlingene med Åsgard- og Draugen-lisensene om mottak av brønnstrømmen fra Mikkel," sier Ohm.
A decision on further investment is also due to be taken by the licensees in May.
Lisensgruppen skal i mai også ta stilling til videre investeringer.
The plan for development and operation can be submitted to the authorities in September at the earliest.
Plan for utbygging og drift kan tidligst leveres myndighetene i september.
Depending on the solution chosen, production could begin in 2002-2003.
Avhengig av hvilken løsning som velges, kan produksjonen starte i 2002/2003.
Mikkel spans production licences 092 and 121.
Mikkel-feltet ligger innenfor produksjonslisensene 092 og 121.
The other licensees are Exxon-Mobil and Norsk Hydro.
Øvrige rettighetshavere er Exxon-Mobil og Norsk Hydro.
The partners in Statoil's Mikkel field aim to have selected a development solution for this Norwegian Sea gas discovery during May.
Partnerne i den Statoil-opererte Mikkel-lisensen i Norskehavet tar sikte på å velge utbyggingsløsning for gassfeltet i mai.
Both systems can be quickly repaired once the weather moderates and waves subside, while the Statfjord C buoy remains operative and able to handle output from all three platforms once conditions permit.
Lastebøyen til Statfjord C-plattformen er imidlertid operativ, og kan laste olje fra alle tre plattformene når været tillater det.
The maximum wave height in the North Sea off southern Norway earlier today, 6 March, was 13 metres.
I formiddag, 6. mars, var maksimum bølgehøyde 13 meter i Nordsjøen utenfor Sør-Norge.
Bad North Sea weather and high waves made it necessary to reduce oil production from Statoil's Statfjord and Gullfaks fields on 5 March.
Uvær i Nordsjøen har gjort det nødvendig å redusere oljeproduksjonen på Statfjord- og Gullfaks-feltene fra i går, 5. mars.
Two oil cargoes were shipped from Gullfaks at midnight on 7 March, with a further two consignments due to be shipped away today, 8 March.
I dag, 8. mars, går ytterligere to oljelaster fra feltet.
Loading began on Statfjord from the C buoy, while a damaged hawser used in loading operations from Statfjord B was repaired.
Samtidig ble en ødelagt trosse som brukes ved lasteoperasjoner fra Statfjord B reparert.
This means that two of the three loading systems on this field are operational.
Dermed er to av tre lastesystemer på Statfjord operative.
One cargo was loaded before midnight, and two will be completed today.
En last var ferdig før midnatt, og to blir ferdige i dag.
Storage inflow on Gullfaks is 560,000 daily barrels, including the Gullfaks satellites as well as Hydro's Vigdis, Visund and Tordis fields.
Lagrene på Gullfaks mottar 560.000 fat daglig, inkludert satellittfeltene og feltene Vigdis, Visund og Tordis, hvor Norsk Hydro er operatør.
"These contracts to deliver products and heating directly to customers represent an important step towards becoming a total energy supplier," says Per Lindberg, vice president for Nordic energy in Statoil.
"Avtalene om å levere produkter og varme direkte til kundene er viktige steg på veien til å bli total energileverandør," sier Per Lindberg, Statoils direktør for Nordisk energi.
Two recent contracts have strengthened Statoil's position as a supplier of total energy solutions in Norway.
To nylig inngåtte energikontrakter styrker Statoils posisjon som leverandør av totale energiløsninger i Norge.
The shares have been acquired at a price of NOK 145.68 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 145,68 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,529,659 shares.
Før viderefordeling til ansatte har Aksjespareprogrammet 10.529.659 aksjer.