natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In 2016, Statoil signed a technical study agreement with YPF to map exploration opportunities in a large area of the continental slope offshore Argentina. 
I 2016 inngikk Statoil en avtale med YPF om faglige undersøkelser for å kartlegge letemuligheter i et stort område på kontinentalsokkelskråningen utenfor kysten av Argentina.
The Vaca Muerta geological formation onshore Argentina 
Den landbaserte geologiske formasjonen Vaca Muerta
Argentina’s unconventional oil and gas resources are among the world’s largest 
Argentinas ukonvensjonelle olje- og gassressurser er blant verdens største og rikeste.
Argentina's Neuquén province is the country's most prolific hydrocarbon basin. 
Neuquén-provinsen er landets mest produktive hydrokarbonbasseng.
The Nequen province is located in the west of the country, at the northern end of Patagonia. 
Provinsen ligger vest i landet, i den nordlige delen av Patagonia.
Vaca Muerta has attracted a number of international oil companies, which are exploring and producing in the country. 
Vaca Muerta har de siste 5-10 årene tiltrukket seg en rekke internasjonale oljeselskaper, som nå utforsker og produserer olje og gass direkte fra kildebergarten.
About YPF 
Om YPF
YPF is the main energy company in Argentina, with a share in the production of oil and gas of 43% in the local market and 56% in naphtha. 
YPF er det viktigste energiselskapet i Argentina, med en andel i olje- og gassproduksjonen på 43 % i det lokale markedet og 56 % i nafta.
YPF is leader in the production of unconventional resources. 
YPF er ledende innen produksjon av ukonvensjonelle ressurser.
It is an integrated energy company that generates a varied offer: natural gas, electricity, fuels, petrochemical inputs, lubricants and agro products, among others. 
Det er et integrert energiselskap med variert produksjon: blant annet gass, elektrisitet, drivstoffer, petrokjemiske råstoffer, smøremidler og agro-produkter.
It has more than 1500 gas stations that allow the supply the country. www.ypf.com 
UPF har mer enn 1500 bensinstasjoner som forsyner landet. www.ypf.com
Statoil is an international energy company present in more than 30 countries. 
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i over 30 land.
Its mission is to bring energy to a growing population to create value for its shareholders and the communities where the company operates. 
Vårt hovedformål er å levere energi til en befolkning i stadig vekst, og skape verdi for aksjonærene og for lokalsamfunnene der vi driver virksomhet.
Statoil's philosophy focuses on the idea that industrial development, led by capable and talented people, can create value for society. 
Statoils filosofi bygger på at industriell utvikling, ledet av dyktige medarbeidere, kan skape verdi for samfunnet.
The project delivered is more than NOK 1 billion below the estimate of the plan for development and operation (PDO), reducing costs from NOK 4.8 billion to around NOK 3.7 billion. 
Prosjektet er levert mer enn én milliard kroner under PUD-estimat, kostnadene er redusert fra 4,8 til ca 3,7 milliarder kroner.
"I am pleased to see that the project starts up four months ahead of plan, demonstrating good and efficient project management," says Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil. 
– Det er gledelig at prosjektet starter opp fire måneder før plan.
Torger Rød 
Torger Rød
"Over time we have focused on reducing costs and raising the profitability of our projects to ensure long-term activity and value creation on the Norwegian continental shelf (NCS). 
– Vi har over tid jobbet målrettet med å få ned kostnadene og øke lønnsomheten i våre prosjekter for å ivareta langsiktig aktivitet og verdiskapning på norsk sokkel.
Based on a smart concept using standard solutions and existing infrastructure, Gullfaks Rimfaksdalen strongly proves that we are on the right track to succeed on this work," continues Rød. 
Gjennom et smart konsept som bruker standardløsninger og utnytter eksisterende infrastruktur, er Gullfaks Rimfaksdalen et godt eksempel på at vi er på rett vei for å lykkes i dette arbeidet, fortsetter Rød.
The licensees are Statoil (operator) (51%), Petoro (30%) and OMV (19%). 
Partnere er Statoil (operatør) (51 prosent), Petoro (30) og OMV (19).
"The volumes from Gullfaks Rimfaksdalen help us reach our ambition of maintaining production and a high activity level on the NCS beyond 2030. 
– Volumene fra Gullfaks Rimfaksdalen bidrar til vår ambisjon om å opprettholde produksjonen og et fortsatt høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel utover 2030.
We have a well-developed infrastructure and we will keep realising opportunities in the North Sea," says Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development and Production Norway. 
Vi har en velutviklet infrastruktur og vil fortsette å realisere muligheter i Nordsjøen, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for utvikling og produksjon for norsk sokkel.
Arne Sigve Nylund 
Arne Sigve Nylund
"This development leads to more production, improved value creation and higher activity level on Gullfaks, and also throughout the value chain related to the field," continues Nylund. 
– Utbyggingen betyr mer produksjon, økt verdiskapning og høyere aktivitetsnivå på Gullfaks og i hele verdikjeden som er knyttet til feltet , fortsetter Nylund.
The Gullfaks Rimfaksdalen development consists of a standard subsea template with two simple gas production wells, and possibilities for tie-in of two more wells. 
Gullfaks Rimfaksdalen er bygget ut med en standard havbunnsramme med to enkle gassproduksjonsbrønner, med mulighet for tilknytning av ytterligere to brønner.
The well stream is connected to the existing pipeline leading to the Gullfaks A platform. 
Brønnstrømmen er koblet opp mot eksisterende rør til Gullfaks A-plattformen.
Gullfaks Rimfaksdalen is one of Statoil’s fast-track projects, aiming to realise resources quickly and inexpensively, for example by using existing infrastructure while it is still available. 
Gullfaks Rimfaksdalen er ett av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter, hvor målet er å realisere ressurser raskt og billig, blant annet gjennom å benytte eksisterende infrastruktur mens den ennå er tilgjengelig.
Location: In the North Sea, around 5-15 kilometres southwest of the Gullfaks A platform 
Lokasjon: I Nordsjøen om lag 5-15 kilometer sørvest for Gullfaks A-plattformen
Depths: water depth of around 135 metres, 3200 metres below the seabed 
Dybde: om lag 135 meters vanndyp, 3200 meter under havbunnen
The Gullfaks field is operated from Statoil’s office at Sandsli in Bergen 
Gullfaks-feltet driftes fra Statoils kontor på Sandsli i Bergen
Illustration of Gullfaks Rimfaksdalen JPG 8 MB 
Illustrasjon av Gullfaks Rimfaksdalen JPG 8 MB
Facts about the Gullfaks area 
Fakta om Gullfaks-området
Focus on ONS: How we see the future of our industry 
Focus on ONS: How we see the future of our industry
Statoil has agreed a further sale of non-core assets in its US onshore portfolio, the third in the southern Marcellus in the last two years. 
Statoil har inngått avtale om salg av eiendeler som ligger utenfor selskapets kjerneområde i USA, det tredje i sørlig del av Marcellus de siste to årene.
In the latest transaction, Statoil will divest some of its non-operated interests in the US state of West Virginia to Antero Resources Corporation (“Antero”) for approximately USD 96 million in cash. 
I den siste transaksjonen selger Statoil noen av sine partner-opererte eierandeler i delstaten West Virginia til Antero Resources Corporation (“Antero”) mot et kontantvederlag på om lag 96 millioner USD.
This follows the announcement by Antero on 9 June 2016 of the acquisition of Southwestern Energy Company’s (”Southwestern”) interest in the same assets. 
Dette kommer etter at Antero 9. juni 2016 kunngjorde kjøp av Southwestern Energy Companys (”Southwestern”) andel i samme område.
Statoil and Antero have agreed on a price equivalent to that agreed between Southwestern and Antero. 
Statoil og Antero er blitt enige om en pris tilsvarende den som ble avtalt mellom Southwestern og Antero.
The acreage is primarily located in Wetzel, Tyler and Doddridge Counties and is operated by Southwestern. 
Området, der Southwestern er operatør, ligger hovedsakelig i Wetzel, Tyler og Doddridge Counties.
Statoil’s net acreage included in this transaction is approximately 11,500 acres and its average working interest is 19%. 
Statoils nettoareal som inngår i denne transaksjonen er omkring 11 500 acres, og selskapets gjennomsnittlige eierandel er 19%.
As with the two previous transactions, the divestment increases Statoil’s financial flexibility and allows capital to be focused on core activities in order to maximise value creation. 
Som de to tidligere transaksjonene øker salget Statoils finansielle fleksibilitet og gjør at kapital kan konsentreres til kjernevirksomhet for å maksimere verdiskapningen.
The two previous transactions were: 
De to tidligere transaksjonene var:
In December 2014, Statoil agreed to reduce its working interest in its non-operated southern Marcellus asset from 29% to 23% in a USD 394 million transaction with Southwestern Energy. 
I desember 2014 inngikk Statoil avtale om å redusere sin eierandel i den partneropererte sørlige delen av Marcellus-området fra 29 % til 23 % i en transaksjon til en verdi av 394 millioner USD med Southwestern Energy.
In May 2016, Statoil divested its operated properties in the US state of West Virginia to EQT Corporation for USD 407 million in cash. 
I mai 2016 solgte Statoil sine egen-opererte eiendeler i delstaten West Virginia til EQT Corporation mot et kontantvederlag på 407 millioner USD.
“The US business is one of the focus areas in Statoil’s international strategy. 
– Den amerikanske virksomheten er et av satsingsområdene i Statoils internasjonale strategi.
We will continue actively to manage the portfolio, optimise field developments, and step up efficiency improvements and cost reduction measures,” says Torgrim Reitan, executive vice president of Development and Production USA. 
Vi vil fortsette å aktivt styre porteføljen, optimalisere feltutbygginger, og trappe opp effektiviseringstiltak og kostnadsreduserende tiltak, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for Development and Production USA.
In the Marcellus Statoil retains its operated properties in the US state of Ohio and its c. 350,000 net acre non-operated position. 
I Marcellus beholder Statoil sine egen-opererte eiendeler i delstaten Ohio og sin partner-opererte posisjon på omkring 350 000 acres.
The transaction is expected to close by the third quarter of 2016, subject to certain conditions being met. 
Transaksjonen forventes å bli fullført innen tredje kvartal 2016, forutsatt at visse vilkår blir oppfylt.
Torgrim Reitan, executive vice president of Development and Production USA. 
Torgrim Reitan, konserndirektør for Development and Production USA.
Our operations in USA 
Our operations in USA
Map of our activities in the Marcellus area JPG 2 MB 
Map of our activities in the Marcellus area JPG 2 MB
Founded in Copenhagen last week, the new body represents 14 of the major gas companies with operations in countries around the Baltic. 
Baltic Gas ble stiftet i København sist uke, og er en interesseforening for 14 av de store gasselskapene som har aktiviteter i landene rundt Østersjøen.
It will work to promote consumption of this fuel and to strengthen the integration of the regional transport network. 
Foreningen skal arbeide for å fremme gassbruken og styrke integreringen av transportnettet i regionen.
"Statoil wants to be involved in influencing these developments." 
Statoil vil gjerne være med på å påvirke denne utviklingen," sier Liland.
The association is already considering a study of possible interaction between gas and electricity in the Baltic region. 
Foreningen vurderer allerede å gjennomføre en studie av mulig samspill mellom gass- og elektrisitet i Baltikum.
That would be pursued in cooperation with the Baltrel organisation, which links electricity companies in the area. 
Dette skal eventuelt skje i samarbeid med Baltrel, som er en sammenslutning av elektrisitetsselskapene i området.
Oil and gas will be piped from there through existing pipelines to Mongstad and Kollsnes respectively. 
Videre går olje og gass i eksisterende rørledninger videre til henholdsvis Mongstad og Kollsnes.
Capital expenditures have been reduced from initially approximately NOK 3.5 billion to the current estimate of approximately NOK 1 billion. 
I forarbeidet med prosjektet er investeringsanslagene redusert fra om lag 3,5 milliarder kroner til dagens estimat på nær 1 milliard kroner.
The duo-lateral well to be drilled is some seven kilometres long, the first kilometres being shared by the two laterals. 
Grenbrønnen som skal bores er om lag sju kilometer lang, der de første kilometerne er felles for de to grenene av brønnen.
“Combined with the use of an available well slot in an existing subsea template this reduces the costs of the project substantially. 
– I tillegg til at vi bruker ledig brønnslisse i en eksisterende bunnramme, reduserer dette kostnadene i prosjektet betraktelig.
The project is profitable also in the current oil price environment,” Rød says. 
Prosjektet er lønnsomt også med dagens oljepris, sier Rød.
The field is scheduled to come on stream in the third quarter of 2017. 
Planlagt produksjonsstart er i 3. kvartal 2017.
The project will thus yield a return in the same year as investments are made. 
Dermed vil prosjektet gi inntekter samme år som de største investeringene gjøres.
“Byrding will add new profitable volumes from the Troll / Fram area, boosting the activity and production on the Troll C platform,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president for Operations West. 
– Byrding bidrar med nye lønnsomme volumer fra Troll / Fram-området og vil bety økt aktivitet og produksjon på Troll C plattformen, sier Gunnar Nakken, områdedirektør for drift vest i Statoil.
According to plans Byrding will remain on stream for 8-10 years. 
Byrding vil etter planen produsere i 8-10 år.
Partners: Statoil Petroleum AS (operator) 45%, Wintershall Norge AS 25%, Idemitsu Petroleum Norge AS 15% and Engie E&P Norge 15% 
Partnere: Statoil Petroleum AS (operatør) (45 prosent), Wintershall Norge AS (25), Idemitsu Petroleum Norge AS (15) og Engie E&P Norge (15)
Discovery year: 2005 
Funnår: 2005
Location: north of the Fram field in the North Sea 
Lokasjon: nord for Fram-feltet i Nordsjøen
Water depth: 360 metres 
Vanndyp: 360 meter
In the peak period in 2017/2018 Byrding is expected to produce almost 8,000 barrels of oil equivalent per day 
Byrding vil produsere på topp i 2017/2018 og forventet daglig produksjon vil da være nær 8.000 fat oljeekvivalenter per dag
Relevant pages 
Relevante sider
The Troll field in the North Sea 
Fakta om Troll-feltet i Nordsjøen
The Fram field in the North Sea 
Fakta om Fram-feltet i Nordsjøen
Reserves projected at 110 million barrels of oil equivalent the investments are estimated at NOK 8.2 billion (2015). 
Utbyggingen gir 110 millioner fat oljeekvivalenter og investeringene er anslått til 8,2 millarder kroner (2015).
The Oseberg Vestflanken 2 development consists of an unmanned wellhead platform with ten well slots. 
Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser.
In addition two existing subsea wells will be reused. 
I tillegg skal to eksisterende havbunnsbrønner gjenbrukes.
All wells will be remote-controlled from Oseberg field centre. 
Alle brønnene skal fjernstyres fra Oseberg Feltsenter.
“Oseberg Vestflanken 2 is a pioneer project of great strategic importance,” says Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project management. 
– Oseberg Vestflanken 2 er et pionérprosjekt med strategisk betydning, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The project is a pilot that other operators, public authorities and the rest of Statoil’s project portfolio are already learning from. 
Prosjektet er en pilot som andre operatører, myndigheter og Statoils øvrige prosjektportefølje allerede nå henter læring fra.
The concept is new in Norway, but has been thoroughly tested on the Danish and Dutch continental shelves. 
Konseptet er nytt i Norge, men vanlig på dansk og nederlandsk sokkel.
Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project management. 
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil
“This new concept has been required to meet the high safety standards established for installations on the Norwegian continental shelf,” Rød says. 
– Vi legger vekt på at dette nye konseptet skal videreføre det høye sikkerhetsnivået vi har på installasjonene på norsk sokkel, sier Rød.
Aiming to cut investment costs throughout the engineering phase Statoil has reduced the break-even price of the project by about 30 percent thanks to reduced CAPEX and successful maturing of the resource base, thus increasing volumes. 
Statoil har jobbet med å kutte investeringskostnadene gjennom hele prosjekteringsfasen, og har redusert balanseprisen i prosjektet med i størrelsesorden 30 prosent, dette skyldes både reduserte investeringskostnader og en god modning av ressursgrunnlaget som har gitt økte volumer.
This makes the project resilient, even in a low oil price environment. 
Det gjør prosjektet robust, selv med lav oljepris.
The wells at Oseberg Vestflanken 2 will be drilled by the new category J rig Askepott, which is currently under construction. 
Brønnene på Oseberg Vestflanken 2 skal bores av den nye kategori J-riggen Askepott, som for tiden er under bygging.
It is owned by the Oseberg licence. 
Denne eies av Oseberg-lisensen.
“It is gratifying that the strategies established for the procurement of Oseberg’s licence rig is now being realised through a profitable project, optimally utilising the existing infrastructure,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president, Operations West. 
– Det er gledelig at strategiene som ble etablert for anskaffelse av Oseberg sin lisensrigg nå realiseres med et lønnsomt prosjekt som utnytter eksisterende infrastruktur optimalt, sier Gunnar Nakken, områdedirektør i Drift Vest.
Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president, Operations West. 
Gunnar Nakken, områdedirektør i Drift Vest.
Helping extend the life of the Oseberg field the project is an important contribution to Statoil’s ambition of sustaining production on the NCS at the current level to 2030, and beyond. 
Prosjektet vil bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet og er et viktig bidrag til Statoils mål om å opprettholde produksjonen på norsk sokkel på dagens nivå til 2030 og videre.
“Joint optimism among the Oseberg partners about the future of the Oseberg area is at the bottom of this,” Nakken concludes. 
– I bunn ligger en felles optimisme hos partnerne for Oseberg-området fremover, avslutter Nakken.
Partners in the Oseberg Vestflanken 2 production licence: Statoil Petroleum AS (49.3%), Petoro AS (33.6%), Total E&P Norge AS (14.7%) and ConocoPhillips Skandinavia AS (2.4%) 
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene som omfatter Oseberg Vestflanken 2 er Statoil Petroleum AS (49,3 prosent), Petoro AS (33,6), Total E&P Norge AS (14,7) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4).
First oil is scheduled for the second quarter of 2018 
Planlagt produksjonsstart andre kvartal 2018.
Location: In the North Sea some 8 kilometres north-west of Oseberg field centre 
Lokasjon: I Nordsjøen om lag 8 kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter
Volumes: 110 million barrels of oil equivalent 
Volumer: 110 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.)
Depth: some 110-metre water depth 
Dybde: om lag 110 meters vanndyp
Estimated productive life: until 2040 
Antatt levetid: Til 2040
Facts about the Oseberg area 
Fakta om Oseberg-området
Vestflanken 2 illustration JPG 343 KB 
Illustrasjon av Vestflanken 2 JPG 343 KB
Roughneck Børre Dalstein was crushed during the work of freeing drillpipe in the platform derrick. 
Boredekksarbeideren Børre Dalstein kom i klem under arbeid med å frigjøre borerør i boretårnet på plattformen.
The 27-year-old was flown to Trondheim Regional Hospital, but his life could not be saved. 
27-åringen ble fraktet til Regionsjukehuset i Trondheim, men livet stod ikke til å redde.
Investigations were immediately launched by Statoil, the police and the Norwegian Petroleum Directorate. 
Statoil, politiet og Oljedirektoratet iverksatte umiddelbart granskninger av ulykken.
These concluded that the accident was caused by personnel working within the operational range of remotely-controlled pipehandling equipment while the latter was in use. 
Undersøkelsene konkluderte med at ulykken skyldtes at personell arbeidet innenfor aksjonsområdet til fjernoperert rørhåndteringsutstyr samtidig som dette var i bruk.
Statoil chief executive Olav Fjell says that the group takes the fine very seriously, and will quickly assess the basis on which it has been imposed. 
Konsernsjef Olav Fjell sier at Statoil tar dette forelegget meget alvorlig, og vil raskt vurdere premissene i Statsadvokatens forelegg:
“We launched our own investigation of the accident in 1999, and immediately adopted measures to improve the weaknesses identified in our report, and which now form the basis for the fine. 
"Vi satte selv i gang en granskning av ulykken i 1999 og satte straks i verk tiltak for å forbedre de svakheter som ble påpekt i vår egen rapport og som nå ligger til grunn for Statsadvokatens forelegg.
“We are very concerned to enhance the safety of our operations. 
Statoil er sterkt opptatt av å bedre sikkerheten i vår virksomhet.
Continuous pressure on safety efforts will continue to be maintained to improve our results even further.” 
Vi vil fortsatt ha kontinuerlig trykk på sikkerhetsarbeidet i konsernet for å forbedre resultatene ytterligere," sier Fjell.
The measures adopted after the accident primarily involved training, communication and working procedures. 
Tiltakene som er satt i verk, går i hovedsak på opplæring, kommunikasjon og arbeidsprosedyrer.
Pipehandling procedures were also improved, while procedures for working in the derrick were reviewed and revised. 
Prosedyrene for arbeid i boretårn er dessuten blitt gjennomgått og revidert.
Mr Dalstein worked for drilling contractor Procon Drilling Services, now Prosafe Drilling Services, which has been fined NOK 750,000 after the accident. 
Dalstein var ansatt i borekontraktørselskapet Procon Drilling Services, nå Prosafe Drilling Services, som også er ilagt en bot på 750.000 kroner etter ulykken.
A fine of NOK 10 million has been imposed on Statoil by the public prosecutor for Rogaland county in respect of a fatal accident on the group’s Heidrun field in the Norwegian Sea on 14 February 1999. 
Statsadvokaten i Rogaland har ved forelegg ilagt Statoil en bot på 10 millioner kroner etter en dødsulykke på Heidrun-feltet i Norskehavet 14. februar 1999.
Discovered in 1982 Utgard (formerly Alfa Sentral) is located 21 kilometres from the Sleipner field. 
Utgard (tidligere Alfa Sentral) ble funnet i 1982 og ligger 21 kilometer fra Sleipner-feltet.
The discovery has been considered for development on several occasions in the past. 
Funnet har vært vurdert utbygd flere ganger tidligere.
“I am very pleased that we now can realise a commercial development of Utgard. 
– Jeg er svært glad for at vi nå kan realisere en lønnsom utbygging av Utgard.
This clearly demonstrates the effects of the improvement work that has taken place in the oil and gas industry in recent years,” says Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project development. 
Dette er et tydelig eksempel på at forbedringsarbeidet som har pågått i olje- og gassindustrien de siste årene gir resultater, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Utgard straddles the UK-Norway median line, the majority of the reserves being located on the Norwegian side. 
Utgard strekker seg over den norsk-britiske sokkelgrensen, med majoriteten av reservene på norsk side.
“Utgard is the first Statoil development in many years producing resources across the median line, and we are pleased to have found good solutions that address considerations for good resource management on both sides. 
– Utgard er den første Statoil-utbyggingen på mange år som utvinner ressurser på tvers av midtlinjen, og vi er glade for å ha funnet gode løsninger som ivaretar hensynet til god ressursforvaltning på begge sider.