natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The findings reduce the possibility for upside potential in the basement section in the Johan Sverdrup area. 
Dette resultatet reduserer muligheten for et oppsidepotensial i grunnfjellsdelen av Johan Sverdrup-området.
For further details on the results of wells 16/2-17 S and 16/2-17B, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For mer informasjon om resultatene av av brønnene 16/2-17 S og 16/2-17B henvises det til pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map Johan Sverdrup 16-2-17S and 16-2-17B GIF 739 kB 
Kart Johan Sverdrup 16-2-17S og 16-2-17B GIF 735 kB
The well drilled by the Ocean Vanguard rig, consisted of a main wellbore 16/2-17S which was an appraisal in the western part of Johan Sverdrup, and a sidetrack 16/2-17B which tested potential in the Cliffhanger South area west of the current outline of the Johan Sverdrup field. 
Brønnen, som ble boret av boreriggen Ocean Vanguard, bestod av en hovedbrønn, 16/2-17S, som er en avgrensningsbrønn i den vestlige delen av Johan Sverdrup-feltet, og et sidesteg, 16/2-17B, som testet potensialet i Cliffhanger Sør-området som ligger vest for dagens omriss av Johan Sverdrup-feltet.
But the group is not being allowed to secure the wells against scale and corrosion, which could cause damage to the reservoir. 
Men Statoil blir ikke gitt dispensasjon til å sikre brønnene mot avleiring og korrosjon.
The wells need to be shut in because the Veslefrikk B floater is due to be docked at Aker Stord south of Bergen in early June. 
Nedstengingen av brønnene er nødvendig fordi B-plattformen skal i dokk til Aker Stord i Hordaland i begynnelsen av juni.
It will be upgraded there to process oil and gas from Statoil's nearby Huldra development 
Plattformen skal oppgraderes for å kunne prosessere olje og gass fra nabofeltet Huldra.
Increase in demand expected for all energy sources – but considerable improvement in global energy efficiency 
Økt etterspørsel ventes for alle typer energikilder – men det ventes også betydelig forbedring i den globale energieffektiviteten
Demand for oil expected to rise by ~15 million barrels per day by 2040 to ~100 million barrels per day 
Etterspørselen etter olje ventes å øke med rundt 15 millioner fat per dag innen 2040 til rundt 100 millioner fat per dag
Increasing role for natural gas, contributing to reduced carbon emissions 
Naturgass vil spille en stadig viktigere rolle, og bidra til reduksjon i karbonutslipp
Strong growth seen for new renewables – from 1% market share to 8% in 2040 
Sterk vekst i ny fornybar energi – fra en markedsandel på 1 % til 8 % i 2040
CO2 emissions projected to increase until ~2030 – then decrease towards 2040 
CO2-utslippene er beregnet å øke fram til rundt 2030 – deretter falle fram mot 2040
The report sees global primary energy demand growing by 40% by 2040. 
Rapporten anslår at den globale energietterspørselen vil øke med 40 % innen 2040.
Growth will mainly come from non-OECD countries, where energy demand will rise by more than 60% by 2040. 
Veksten vil hovedsakelig komme fra land utenfor OECD, hvor etterspørselen etter energi vil øke med mer enn 60 % innen 2040.
Economic growth fuelled by energy availability, globalisation of trade, improved institutional frameworks and democracy is leading to a large number of people in emerging economies gradually and substantially improving their living conditions and becoming part of a global middle class. 
Økonomisk vekst drevet av tilgang på energi, globalisering av handel, bedre institusjonelle rammebetingelser og demokrati fører til at flere mennesker i vekstland får en gradvis og betydelig forbedring av levestandard og blir del av en global middelklasse.
"Economic development will continue to drive energy demand, and energy is a prerequisite for economic growth," says Statoil chief economist Eirik Wærness. 
− Økonomisk utvikling vil fortsatt drive etterspørselen etter energi, og energi er en forutsetning for økonomisk vekst, sier Statoils sjeføkonom Eirik Wærness.
Annual global economic growth is projected to average 2.8% over the next three decades. 
Global økonomisk vekst er beregnet til 2,8 % i gjennomsnitt per år de neste tre tiårene.
This is in line with the growth of the past 20 years. 
Dette er på linje med veksten de siste 20 årene.
Emerging economies are expected to continue to lead the way, with non-OECD growing at 4.5% on average per year and OECD at 1.9%. 
Nye vekstland ventes fortsatt å føre an, med en gjennomsnittlig årlig vekst på 4,5 % i land utenfor OECD, og 1,9 % i OECD.
Statoil emphasises the uncertainty connected with any long-term outlook. 
Statoil understreker usikkerheten forbundet med enhver langsiktig prognose.
Demand increasing for all energy sources 
Økt etterspørsel etter alle typer energi
Demand is projected to increase for all energy sources, but with substantial variation, ranging from 0.5% growth per year (oil) to 8.9% (new renewables). 
Etterspørselen antas å øke for alle typer energi, men med betydelig variasjon, fra 0,5 % økning per år (olje) til 8,9 % (ny fornybar energi).
As a result of climate and environmental policies and cost improvements, new renewables are expected to increase market share from around 1% to almost 8%. 
Som et resultat av klima- og miljøpolitikk og kostnadsforbedringer, ventes det at ny fornybar energi vil øke sin markedsandel fra rundt 1 % til nesten 8 %.
Fossil fuels will continue to supply 72.5% of total primary energy demand in 2040. 
Fossile brensler vil fortsatt stå for 72,5 % av samlet etterspørsel etter primærenergi i 2040.
Demand for oil will grow less than demand for other energy sources, but is seen to rise by 15 million barrels per day by 2040 to around 100 million barrels per day. 
Etterspørselen etter olje vil øke mindre enn etterspørselen etter andre energityper, men vil likevel øke med 15 millioner fat per dag innen 2040 til rundt 100 millioner fat per dag.
The report expects natural gas to become an increasingly important fuel in the next decades. 
Rapporten forventer også at naturgass vil bli et stadig viktigere brennstoff de neste tiårene.
"With maturation of the world's largest oil and gas fields, this raises major challenges in terms of stemming decline and replacing current production," says Wærness. 
− Etter hvert som verdens største olje- og gassfelt modnes, skaper dette store utfordringer når det gjelder å stanse nedgangen i produksjon fra eksisterende felt og sette nye felt i produksjon, sier Wærness.
The long-term trend of improving energy efficiency, as measured by energy use per unit of GDP, is expected to continue. 
Den langsiktige trenden med forbedring av energieffektivitet, målt i energiforbruk per BNP-enhet, ventes å fortsette.
Globally, Statoil expects an improvement in energy efficiency of some 35% from today's level. 
På verdensbasis forventer Statoil en forbedring i energieffektiviteten på rundt 35 % sammenlignet med dagens nivå.
New types of oil liquids becoming economic 
Nye oljetyper blir lønnsomme
Overall oil demand growth from 2010 to 2040 is estimated at 0.5% per year, slightly higher than in last year's forecast. 
Den samlede veksten i etterspørsel etter olje fra 2010 til 2040 er beregnet til 0,5 % per år, noe høyere enn i fjorårets prognose.
Income growth and increase in private transport in emerging economies are the most important factors contributing to higher oil demand growth. 
Inntektsvekst og økning i privat transport i vekstlandene er de viktigste faktorene som bidrar til høyere etterspørsel etter olje.
The outlook sees total liquids supplies becoming less dependent on crude and more diversified. 
Utsiktene tilsier at de samlede forsyningene av væsker vil bli mindre avhengig av råolje og mer diversifisert.
The technology-driven shale revolution and continuous improvements in oil sands technology mean that several 'new' types of oil liquids – like tight oil, NGLs from shale gas and oil sands – have become economic. 
Den teknologibaserte revolusjonen innen skifergass og en stadig forbedring i teknologien for oljesand betyr at det er flere "nye" typer olje – som olje fra tette bergarter, NGL fra skifergass og oljesand – som er blitt lønnsomme.
"Together with rising bio-fuels and gas-to-liquids production, these 'new' types of oil liquids will play an important role in replacing most of the declining conventional non-Opec crude production over the next decades," says Wærness. 
− Sammen med økende produksjon av biodrivstoff og gass-til-væske, vil "nye" typer olje spille en viktig rolle når det gjelder å erstatte mesteparten av dagens avtagende konvensjonelle råoljeproduksjon utenfor OPEC de neste tiårene, sier Wærness.
Oil demand is expected to peak around 2030. 
Oljeetterspørselen ventes å nå sitt høydepunkt rundt 2030.
Growth is mainly limited by relatively high price and fuel competition, technological change and efficiency improvements in the transport sector. 
Veksten begrenses hovedsakelig av et relativt høyt prisnivå og konkurranse fra andre typer drivstoff, teknologiske endringer og effektivitetsforbedringer i transportsektoren.
Natural gas as a fuel of the future 
Naturgass framtidens drivstoff
Due to its availability, flexibility and environmentally friendly characteristics compared to coal, the outlook sees natural gas slated to become an increasingly important fuel in the decades to come. 
Grunnet god tilgjengelighet, stor fleksibilitet og miljøvennlige egenskaper sammenlignet med kull, vil naturgass bli et stadig viktigere drivstoff i årene som kommer.
Natural gas demand is forecast to grow faster than total energy demand, by 1.6% per year on average until 2040, resulting in a moderate increase in gas' market share. 
Etterspørselen etter naturgass ventes å øke raskere enn den samlede energietterspørselen, med i gjennomsnitt 1,6 % årlig fram mot 2040, noe som vil føre til en moderat økning i markedsandelen for gass.
The supply potential of shale gas continues to surprise, both in terms of volumes and marginal costs. 
Skifergassens forsyningspotensial overrasker stadig, både når det gjelder volum og marginalkostnad.
Environmental policies are expected to help improving the competitiveness of gas. 
Miljøpolitikk ventes også å bidra til å gjøre gass mer konkurransedyktig.
"The example of the United States serves as a reminder that increased availability of one fossil fuel, gas, could reduce demand for another fossil fuel, coal, with very positive effects on carbon emissions," says Wærness. 
− Utviklingen vi nå ser i USA kan tjene som en påminnelse om at økt tilgang på ett fossilt brensel, gass, kan redusere etterspørselen etter et annet fossilt brensel, kull, noe som vil ha svært positiv effekt på karbonutslippene, sier Wærness.
Policies may drive greener energy change 
Politikk kan gi grønnere energi
With the global economy continuing to grow and with no global climate policy agreement or rapid technology breakthrough, CO2 emissions are projected to increase until about 2030, in spite of expectations of gradually tightening efficiency standards and regional climate policies. 
Med fortsatt vekst i verdensøkonomien, og uten enighet i den globale klimapolitikken eller snarlige teknologiske gjennombrudd, er CO2-utslippene ventet å øke fram til 2030, til tross for forventninger om gradvis strengere effektivitetsstandarder og regional klimapolitikk.
During the last part of the forecast period emissions will start to decline as energy demand slows down, renewables are taking a bigger bite of the total, and CCS starts to have an impact on emissions. 
I siste del av prognoseperioden vil utslippene begynne å gå ned etter hvert som etterspørselen etter energi bremser opp, fornybar energi tar over en større bit av totalen, og karbonfangst og -lagring begynner å ha en effekt på utslippene.
The world's need for energy is increasing while at the same time the greenhouse gas emissions must be reduced. 
Verdens energibehov øker, samtidig som klimagassutslippene må reduseres.
Statoil aims to contribute to solving the climate challenge, together with other companies in our industry. 
Statoil vil bidra til å løse klimautfordringen sammen med de andre selskapene i bransjen vår.
"Our primary task is technology development, and to make investment decisions which contribute to transforming the energy systems of the world. 
− Vår viktigste oppgave er teknologiutvikling, og å gjøre investeringsbeslutninger som bidrar til å endre energisystemene i verden.
But the authorities need to provide the framework. 
Men myndighetene må etablere nødvendige rammebetingelser.
They need to create an environment in which making the right decisions is profitable," says Wærness. 
De må skape rammeverk der det er lønnsomt å fatte de riktige beslutningene, sier Wærness.
Economic development continues to drive energy demand 
Den økonomiske utviklingen vil fortsette å drive etterspørselen etter energi
The shares have been acquired at a price of NOK 127.04 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 127,04 kroner.
"Together with our partners we are constructing the world's first subsea compressor," says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling (TPD) in Statoil. 
– Sammen med våre partnere bygger vi nå verdens første havbunnskompressor.
"This is a quantum leap in subsea technology. 
Dette er et kvantesprang innen undervannsteknologi.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling (TPD) in Statoil. 
Margareth Øvrum, direktør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The modules are shipped on barges northward to the Åsgard field. 
Modulene seiles nordover til Åsgard-feltet på lekter.
When they arrive on the field one of the world's largest crane vessels, Saipem 7000, will lower the two units onto the seabed at water depth of 300 metres and lift the power module onto the platform. 
Vel framme på feltet skal et av verdens største kranskip, Saipem 7000, senke de to enhetene på 300 meters dyp og løfte inn kraftmodulen på plattformen.
Pipe-laying on the field started in April. 
Rørlegging har foregått på feltet siden april.
The subsea template housing the compressors measures 74 X 45 x 26 metres. 
Havbunnsramma som skal romme kompressorene er hele 74 X 45 meter og er 26 meter høy.
"This subsea template is among the biggest in the world, equivalent to the size of a soccer field," says Øvrum. 
– Dette er en av verdens største havbunnsrammer, den er på størrelsen med en fotballbane.
"When it is placed on the seabed, we must make sure that it is absolutely level." 
Når den settes på havbunnen, må vi sikre at ramma er helt i vater, sier Øvrum.
Future-oriented technology 
Framtidsrettet teknologi
After some time the pressures of the Midgard and Mikkel reservoirs become too low to maintain the current production level on the Åsgard B platform. 
Over tid blir trykket fra reservoarene Midgard og Mikkel for lavt til å kunne opprettholde dagens produksjonsnivå på Åsgard-B-plattformen.
A compressor solution is therefore required. 
En kompresjonsløsning er derfor nødvendig.
A subsea gas compressor is even more efficient than a conventional platform-based compressor. 
Havbunns gasskompresjon er enda mer effektiv enn den tradisjonelle løsningen med kompressor på plattform.
"Subsea gas compression is based on future-oriented technology," says Øvrum. 
– Havbunns gasskompresjon er framtidsrettet teknologi.
"In addition to being an efficient tool for increased recovery, this is a huge technological leap in subsea development, and an important step on the way towards a complete subsea factory." 
I tillegg til å være et effektivt verktøy for økt utvinning, er dette et stort teknologisprang for undervannsutbygginger.
Opening up new possibilities for Statoil in deeper waters and in areas further offshore, this technology enables operations in areas that would have been inaccessible without this technology, such as the Arctic. 
Den teknologien åpner nye muligheter for Statoil på dypere vann og i områder lengre fra land, samt til å kunne operere i områder som er utilgjengelige uten denne teknologien, eksempelvis i Arktis.
Preparing for operation 
Driftsforberedelser i gang
Even though it will take two years before the subsea system comes on stream, the operational preparations have already started. 
Selv om det fortsatt er rundt to år til anleggene på havbunnen skal settes i produksjon er arbeidet med driftsmessige forberedelser allerede godt i gang.
The Åsgard A personnel have for a long time been making detailed plans for reception and hook-up of the module that will power the subsea system. 
Mannskapet om bord på Åsgard A har over lengre tid i detalj planlagt mottak og oppkobling av kraftmodulen som skal gi kraft til utstyret på havbunnen.
Astrid Jørgenvåg, head of Åsgard area operations. 
Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard-området.
The onshore base for the Åsgard subsea gas compression, which has been allocated to Vestbase in Kristiansund in Western Norway, is beginning to take shape. 
Landbasen for Åsgard havbunns gasskompresjon, som er besluttet lagt til Vestbase i Kristiansund, begynner å ta form.
The facilities for cleaning, maintenance and storage of a complete spare set will be ready in about a year. 
Anleggene som kan nyttes til renhold, vedlikehold og lagring av et komplett reservesett skal stå ferdig om et års tid.
"Operation of the world's first subsea compression facility poses many new challenges, and marks the beginning of a new era in subsea system maintenance," says Astrid Jørgenvåg, head of Åsgard area operations. 
– Drift av verdens første havbunns kompresjonsanlegg gir mange nye utfordring, og en ny tidsalder for vedlikehold av havbunnsutstyr starter nå.
"We are establishing new multidisciplinary arenas for interaction, both internally and externally, to make sure that we reach our ambition of sustained high regularity and stable operation." 
Vi etablerer nye tverrfaglige samhandlingsarenaer, både internt og eksternt, for å sikre at vi når målet vårt om å opprettholde høy regularitet og stabil drift, sier Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard-området.
Challenging ground-breaking work 
Krevende nybrottsarbeid
Extensive technology and project work still remain before the plant is ready for production in 2015. 
Det gjenstår også mye teknologi- og prosjektarbeid før anlegget er klart til produksjonsstart i 2015.
Work is being pursued to develop the actual heart of the technology which will separate gas and condensate before the gas is compressed and piped to the Åsgard B platform. 
Det videre arbeidet pågår for å utvikle selve hjertet av teknologien som skal skille gass og kondensat før gassen komprimeres og sendes i rør til Åsgard B-plattformen.
"Our next milestone is to verify the actual compressor technology," says Margareth Øvrum. 
– Neste milepæl for oss er å verifisere selve kompressorteknologien.
"This is ground-breaking technology and demanding work which is well under way." 
Dette er nybrottsteknologi og et krevende arbeid som vi allerede er godt i gang med, sier Margareth Øvrum.
The 22 modules constituting the compressor technology will be installed inside the compressor station next year. 
De 22 modulene som til sammen utgjør kompressorteknologien skal installeres inne i kompressorstasjonen til neste år.
Subsea template - Photo Elin Isaksen - Statoil JPG 4 MB 
Subsea template - Photo Elin Isaksen - Statoil JPG 4 MB
Subsea compression will increase recovery from the Åsgard-field by 280 milion barrels of oil equivalent when it comes on stream in 2015. 
Havbunns gasskompresjon øker utvinningen fra Åsgard-feltet med 280 millioner oljeekvivalenter når den kommer i drift i 2015.
Following this, the share saving plan has 7,839,372 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.839.372 aksjer.
"While it is still too early to determine Harpoon's resource potential at this time, this is very encouraging for the area and especially for the Bay du Nord well planned for later this year," says Erik Finnstrom, senior vice president for Exploration North America in Statoil. 
- Det er ennå for tidlig å fastslå Harpoons ressurspotensial, men dette er meget oppmuntrende for området, og spesielt for Bay du Nord-brønnen, som er planlagt boret senere i år, sier Erik Finnstrom, direktør (SVP) for leting i Nord-Amerika.
Erik Finnstrom, senior vice president for Exploration North America in Statoil 
Erik Finnstrom, direktør (SVP) for leting i Nord-Amerika.
Finnstrom explains that Statoil's exploration strategy to test high-impact oil prospects in the Flemish Pass Basin is on target and that the Harpoon results will contribute to a greater understanding of the area. 
Ifølge Finnstrom er Statoil i rute med sine leteplaner i Flemish Pass-bassenget, og Harpoon-resultatene vil bidra til å øke kunnskapene om området.
"We anticipate there will be further appraisal drilling to mature this discovery in the future," states Finnstrom. 
- Vi forventer at det vil bli gjort ytterligere avgrensningsboring senere for å modne fram dette funnet, sier Finnstrom.
"We will continue to build this area as a core exploration region for Statoil." 
– Vi vil fortsette å bygge opp dette området som et kjerneområde for leting i Statoil.
The Harpoon discovery was drilled by the semi-submersible rig West Aquarius, in approximately 1,100 metres of water. 
Harpoon-funnet ble boret med den halvt nedsenkbare riggen West Aquarius på omkring 1.100 meters havdyp.
Harpoon is located about 10 kilometres south-east of Statoil's Mizzen discovery. 
Harpoon ligger omkring 10 kilometer sørøst for Statoils Mizzen-funn.
The Mizzen discovery is estimated to hold between 100-200 million barrels of oil. 
Mizzen-funnet anslås å inneholde mellom 100-200 millioner fat olje.
As part of its 2013 three-well exploration program offshore Newfoundland, Statoil is currently drilling its Federation prospect, located in the Jeanne d'Arc Basin. 
Som en del av leteprogrammet på tre brønner i år utenfor kysten av Newfoundland, borer Statoil nå Federation-prospektet, som ligger i Jeanne d'Arc-bassenget.
The company will then return to the Flemish Pass Basin to drill the Bay du Nord prospect, which is located south-west of the Harpoon and Mizzen discoveries. 
Riggen vil så returnere til Flemish Pass-bassenget for å bore Bay du Nord-prospektet, som ligger sørvest for Harpoon- og Mizzen-funnene.
Statoil is the operator of Harpoon with a 65 percent interest. 
Statoil er operatør for Harpoon med 65 prosents eierandel.
Husky Energy is a 35 percent partner. 
Husky Energy er partner med 35 prosents eierandel i lisensen.
About Statoil: Statoil is an international energy company with operations in 36 countries. 
Om Statoil: Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 36 land.
Statoil is headquartered in Norway with 21,000 employees worldwide, and is listed on the New York and Oslo stock exchanges. 
Vi har hovedkontor i Stavanger, om lag 21.000 ansatte over hele verden og er børsnotert i New York og Oslo.
For further information: 
For ytterligere informasjon:
Bård Glad Pedersen, press spokesperson international, Statoil Norway +47 918 01 791 (mobile) 
Bård Glad Pedersen, mediekontakt for Statoils internasjonale oppstrømsaktiviteter +47 918 01 791 (mobil)
Torgrim Reitan, Statoil's chief financial officer. 
Torgrim Reitan, Statoils konserndirektør for økonomi og finans.
"The Norwegian continental shelf is the backbone of our company and will remain so for many years to come, based on proven and recoverable resources," says Torgrim Reitan, Statoil's chief financial officer. 
- Norsk sokkel er ryggraden i Statoils virksomhet og vil være det i mange år framover, basert på påviste og utvinnbare ressurser, sier Torgrim Reitan, Statoils konserndirektør for økonomi og finans.
"Our projects give us a solid foundation. 
- Våre prosjekter gir oss en solid posisjon.
We will continue to grow the cash flow from the region, demonstrate strong capital discipline and continue our efforts to maximize value creation across our portfolio," says Reitan. 
Vi vil fortsette å øke vår kontantstrøm fra regionen, vise sterk kapitaldisiplin og fortsette vårt arbeid for å maksimere verdiskapingen på tvers av vår portefølje, sier Reitan.