natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Press: Fredrik Norman, media relations, +47 91866567 
Presse: Fredrik Norman, pressekontakt, +47 91866567
Finance: Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 90540135 (mobile), +47 51 99 42 97 (office) 
Finans: Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 90540135 (mobil), +47 51 99 42 97 (kontor)
Issue of EUR 150,000,000 Notes with 3.345% interest rate and due December 12, 2033 
Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 150.000.000 med 3,345% rente og forfall 12. desember 2033
Statoil estimates the volumes in Skavl to be in the range of 20-50 million barrels of recoverable oil. 
Statoil anslår volumene i Skavl til å være mellom 20 - 50 millioner fat utvinnbar olje.
"Statoil puts a lot of effort into proving additional oil resources in the Johan Castberg area in order to make the field development project more robust. 
– Statoil legger ned mye arbeid i å påvise ytterligere oljeressurser i Johan Castberg-området for å gjøre feltutviklingsprosjektet mer robust.
"Skavl was the third of the four wells in the Johan Castberg area we have on our drilling plan this year. 
– Skavl var den tredje av fire brønner i Johan Castberg-området som ligger i vår boreplan for i år.
The first two wells, Nunatak and Iskrystall, proved only gas, but we know from experience that it takes stamina and persistence to succeed in the Barents Sea," says Haatvedt. 
De første to brønnene, Nunatak og Iskrystall, påviste kun gass, men vi vet av erfaring at det krever målbevissthet og utholdenhet å lykkes i Barentshavet.
"It is also encouraging that we have confirmed a new play model in the area with the oil discovery in the Fruholmen formation, something which will be followed up in future exploration." 
Det er også oppmuntrende at vi har påvist en ny letemodell i området med oljefunnet i Fruholmen-formasjonen, noe som vil bli fulgt opp i framtidig letearbeid, sier Haatvedt.
Statoil will continue to explore for oil resources in the Johan Castberg area. 
Statoil vil fortsette letingen etter oljeressurser i Johan Castberg-området.
After completion of Skavl, the drilling rig will move 16 kilometres north to drill the Kramsnø prospect which is the last of the four prospects scheduled to be tested in 2013. 
Etter å ha fullført boringen i Skavl vil boreriggen bevege seg 16 kilometer nordover for å bore i Kramsnø, som er det siste av de fire prospektene som etter planen skal undersøkes i 2013.
The exploration effort around Johan Castberg will continue also in 2014. 
Letearbeidet rundt Johan Castberg vil fortsette også i 2014.
"We are working closely with our license partners to establish a plan for further exploration drilling in the Johan Castberg area. 
– Vi arbeider tett med våre lisenspartnere for å lage en plan for videre leteboring i Johan Castberg-området.
The Drivis prospect has already been approved for drilling in 2014, and we are currently evaluating additional opportunities," says Haatvedt. 
Drivis-prospektet er allerede godkjent for boring i 2014, og vi vurderer nå flere andre muligheter, sier Haatvedt.
"It is positive that we have proven additional resources in the Johan Castberg area. 
– Det er positivt at vi har påvist tilleggsressurser i Johan Castberg-området.
We will now consider whether the discovery can be included in the Johan Castberg field development. 
Vi vil nå evaluere om funnet kan tas inn som en del av utviklingen av Johan Castberg-feltet.
At the same time we are pursuing our effort of maturing the resource base and the field development plans for the project. 
Samtidig fortsetter arbeidet med å modne ressursbasen og feltutviklingsplanene i prosjektet.
Changes in the tax framework is one of the elements that has made the project more challenging," says Erik Strand Tellefsen, Statoil's vice president for field development in northern Norway. 
Endringer i skattemessige rammebetingelser er en av komponentene som har gjort prosjektet mer krevende, sier Erik Strand Tellefsen, Statoils direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
Statoil is operator for production licence PL532 with an ownership share of 50%. 
Statoil er operatør for utvinningstillatelse 532 med en eierandel på 50 prosent.
For further details on the results of exploration well 7220/7-2 S, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >> 
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7220/7-2 S henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet (OD) >>
09Dec_Skavl_map468en GIF 34 kB 
Kart Skavl-prospektet GIF 311 kB
Well 7220/7-2 S, drilled by the rig West Hercules, has proven a 22-metre gas column and a 23-metre oil column in the Jurassic Tubåen formation, and a 133-metre oil column in the Triassic Fruholmen formation. 
Brønn 7220/7-2 S, som ble boret av boreriggen West Hercules, har påvist en 22 meter gasskolonne og en 23 meter oljekolonne i Tubåen-formasjonen av jura alder, og en 133 meter oljekolonne i Fruholmen-formasjonen av trias alder.
At the request of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (MPE), the industry, via the Norwegian Oil and Gas Association, has taken the initiative to jointly acquire seismic 3D data from the blocks in the southeastern Barents Sea that will be announced in the 23rd licensing round for the Norwegian continental shelf (NCS) in 2014. 
På oppfordring fra Olje- og energidepartementet (OED) har bransjen gjennom Norsk olje og gass tatt initiativ til en felles innhenting av seismiske 3D-data fra blokkene i Barentshavet Sørøst som vil bli utlyst i 23. konsesjonsrunde for norsk sokkel i 2014.
This is the first new area on the NCS to be opened since 1994. 
Dette er det første nye området på norsk sokkel som åpnes siden 1994.
Thirty companies showed interest in participating in such a collaboration. 
30 selskaper meldte sin interesse for å delta i et slikt samarbeid.
Yesterday, 17 of these companies signed an agreement to establish a joint project for planning and implementing the acquisition. 
I går inngikk 17 av disse selskapene en avtale om å etablere et felles prosjekt for planlegging og gjennomføring av undersøkelsene.
As the largest operator on the Norwegian shelf Statoil has taken on the operator role. 
Statoil har som største operatør på norsk sokkel tatt på seg operatørrollen.
"Coordinated seismic acquisition has several advantages. 
- En samordnet seismikkinnhenting har flere fordeler.
It will ensure very good data quality, since the industry to a much greater extent will be able to utilise the companies' collective professional expertise within geological understanding and seismic acquisition and processing. 
Det vil sikre svært god datakvalitet, da en i mye større grad enn ellers vil kunne benytte seg av selskapenes samlede faglige kompetanse innenfor geologisk forståelse og seismisk innsamling og prosessering.
"Interest in the Barents Sea has increased considerably in recent years, due in part to the discoveries in the Johan Castberg area. 
- Interessen for Barentshavet har økt betydelig de siste årene, etter blant annet funnene i Johan Castberg-området.
High-quality 3D data will be important to the industry in order to increase understanding of the area's potential." 
3D-data av høy kvalitet vil være viktig for industrien for å øke forståelsen av områdets potensial, sier Haatvedt.
When the authorities circulate the 23rd round nominated blocks for public consultation, other oil companies will get a new opportunity to engage in the project. 
Når myndighetene sender ut forslag for blokker til 23. konsesjonsrunde på offentlig høring, vil andre oljeselskaper få en ny anledning til å slutte seg til prosjektet.
It is expected that several companies will make use of this offer. 
Det er ventet at flere selskaper vil benytte seg av dette tilbudet.
The project will immediately initiate a tender process for the seismic acquisition. 
Prosjektet setter umiddelbart i gang en anbudsprosess for innhenting av seismikk.
The plan is for the seismic surveys to start in April 2014 and conclude in the autumn of the same year. 
Det tas sikte på at de seismiske undersøkelsene vil starte i april 2014 og avsluttes samme høst.
The companies who will be taking part from the beginning are BP, Chevron, ConocoPhillips, Det norske oljeselskap, Eni, GDF Suez, Idemitsu, Lukoil, Lundin, Norske Shell, PGNiG, Repsol, Spike, Statoil, Suncor, VNG and Wintershall. 
Selskapene som er med fra starten er: BP, Chevron, ConocoPhillips, Det norske oljeselskap, Eni, GDF Suez, Idemitsu, Lukoil, Lundin, Norske Shell, PGNiG, Repsol, Spike, Statoil, Suncor, VNG og Wintershall.
Seismic vessel Ramford Vanguard. 
Innhenting av seismikk med seismikkfartøyet Ramford Vanguard.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,078,083 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.078.083 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 141.72 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 141,72 kroner.
Average share price 
Gjennomsnittlig aksjepris
NOK 134.09 
NOK 134,09
1,092 
1 092
Di Valero, Ingrid Elisabeth 
Di Valero, Ingrid Elisabeth
1,778 
1 778
NOK 135.84 
NOK 135,84
19,843 
19 843
Hilland, Jannicke 
Hilland, Jannicke
NOK 138.80 
NOK 138,80
288 
288
1,709 
1 709
1,519 
1 519
5,286 
5 286
605 
605
New shareholding* 
Ny beholdning*
986.973887 
986,973887
Following this, the share saving plan has 9,734,733 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.734.733 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer.
P.2170 lies in the Buchan Graben in the Outer Moray Firth region, an area containing the Buchan, Buzzard and Ettrick oil discoveries. 
P.2170 ligger i Buchangraben i ytre Moray Firth-regionen, et område som omfatter oljefunnene Buchan, Buzzard og Ettrick.
“This transaction underpins Statoil’s exploration strategy of exploiting prolific basins and deepening in core areas. 
– Denne transaksjonen er i tråd med Statoils letestrategi som innebærer å lete i produktive bassenger og satse på kjerneområder.
It further strengthens our position on the UKCS and brings a potential impact opportunity in to our portfolio,” says Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK. 
Den styrker vår posisjon på britisk sokkel ytterligere, og gir oss muligheten til å legge nok et stort og lovende leteareal i vår portefølje, sier Jez Averty, Statoils direktør for leting i Norge og Storbritannia.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK. 
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK.
Following the transaction, the equity ownership in the P.2170 licence is: Statoil (operator) 70%, Jersey Oil and Gas PLC 18% and CIECO Exploration and Production (UK) Limited 12%. 
Etter transaksjonen er eierfordelingen i lisens P.2170 som følger: Statoil (operatør): 70 prosent, Jersey Oil and Gas PLC: 18 prosent og IECO Exploration and Production (UK) Limited: 12 prosent.
This agreement is subject to approval by the Oil and Gas Authority (OGA). 
Denne avtalen er betinget av godkjenning fra myndighetene.
“The opportunity looks promising and we are looking forward to further evaluating the data to assess the feasibility of testing the prospect. 
– Området ser lovende ut, og vi ser fram til å analysere dataene nærmere for å se om vi kan teste prospektet.
It adds additional acreage and volume potential to our UK portfolio and we could potentially drill this prospect next year,” says Jenny Morris, Statoil’s Head of UK Exploration. 
Det gir mulighet for å tilføre vår britiske portefølje areal og volum, og vi kan muligens bore dette prospektet neste år, sier Jenny Morris, Statoils leder for leting i Storbritannia.
Statoil UK is the operator for the Mariner field, currently under development, and has the ambition to be an active explorer on the UKCS with the belief that considerable hydrocarbon resource remains undiscovered. 
Statoil UK er operatør for Mariner-feltet, som er under utbygging, og har som mål å være et aktivt leteselskap på britisk sokkel, med tro på at det fortsatt finnes betydelige hydrokarbonressurser i området som ikke er funnet.
Jenny Morris, Statoil’s Head of UK Exploration. 
Jenny Morris, Statoils leder for leting i Storbritannia
Map of the P.2170 licence JPG 551 KB 
Kart over P.2170-lisensen JPG 551 KB
(Photo: Shahin Abasaliyev) 
(Foto: Shahin Abasaliyev)
Statoil also enters an agreement to divest a 10% share of its 25.5% holdings in Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline. 
Statoil inngikk også avtale om salg av 10 % av selskapets 25,5 % andel i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The BP-operated Shah Deniz consortium today announces the final investment decision for the stage 2 development of the Shah Deniz gas field in the Caspian Sea offshore Azerbaijan. 
Det BP-opererte Shah Deniz-konsortiet kunngjør i dag endelig investeringsbeslutning for steg 2-utviklingen av gassfeltet Shah Deniz i Det kaspiske hav utenfor kysten av Aserbajdsjan.
This decision triggers plans to expand the South Caucasus Pipeline (SCPX) through Azerbaijan and Georgia, to construct the Trans Anatolian Gas Pipeline (TANAP) across Turkey and to construct the Trans Adriatic Pipeline (TAP) across Greece, Albania and into Italy. 
Denne beslutningen utløser planer om å utvide South Caucasus-rørledningene (SCPX) gjennom Aserbajdsjan og Georgia, å bygge gassrørledningen the Trans-Anatolian Gas Pipeline (TANAP) på tvers av Tyrkia, og den transadriatiske rørledningen (TAP) på tvers av Hellas, Albania og inn i Italia.
Together these projects will create a new Southern Gas Corridor to Europe. 
Sammen vil disse prosjektene skape en ny sørlig gasskorridor til Europa.
The total cost of the Shah Deniz stage 2 and SCP Expansion projects will be around USD 28 billion. 
De samlede kostnadene for Shah Deniz steg 2 og SCP Expansion-prosjektet blir rundt 28 milliarder dollar.
"The Shah Deniz stage 2 project is a significant project which will make Azerbaijan's large gas resources available for the European market. 
– Shah Deniz steg 2-prosjektet er et betydelig prosjekt som gjør Aserbajdsjans store gassressurser tilgjengelig for det europeiske markedet.
It brings benefits for customers and creates value for the partners," says Helge Lund, president and CEO of Statoil. 
Det gir også fordeler for kundene og skaper verdi for partnerne, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Statoil has today also signed an agreement to divest a 10% share of its 25.5% holdings in the Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline. 
Statoil har i dag også inngått en avtale om salg av 10 % av selskapets 25,5 % andel i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The buyers are SOCAR (6.7%) and BP (3.3%). 
Kjøperne er SOCAR (6,7 %) og BP (3,3%).
Statoil will as part of this transaction receive a total cash consideration of USD 1.45 billion. 
Statoil vil som en del av denne transaksjonen få et samlet kontantvederlag på 1,45 milliarder dollar.
The effective date of the transaction is 1 January 2014. 
Ikrafttredelsesdatoen for transaksjonen er 1.1.2014.
"The divestment corresponds with our strategy of portfolio optimisation based on rigid prioritisation of future investment, and capturing value created from a significant gas position," Lund says. 
– Salget samsvarer med vår strategi om porteføljeoptimalisering basert på streng prioritering av framtidige investeringer, og verdiskapning gjennom en betydelig gassposisjon, fortsetter Lund.
Statoil will not participate as an investor in TANAP. 
Statoil skal ikke delta som investor i TANAP.
"We have considered our potential positions throughout the project's value chain, balancing economics and risks to identify the optimal participation," says Lund. 
– Vi har vurdert våre mulige posisjoner gjennom hele prosjektets verdikjede, og avveid økonomi og risiko for å identifisere hva som utgjør optimal deltakelse, sier Lund.
Statoil holds a 20% share in TAP AG, the owner of Trans Adriatic Pipeline (TAP), which is developing the pipeline for gas transport from Turkey to southern Europe. 
Statoil har 20 % andel i TAP AG, som er eier av den transadriatiske rørledningen (TAP) og utvikler rørledningen for gasstransport fra Tyrkia til Sør-Europa.
The current Statoil equity production (gas and condensate) from Shah Deniz as per third quarter 2013 is 56,000 barrels of oil equivalent per day. 
Statoils produksjonsandel (gass og kondensat) fra Shah Deniz per tredje kvartal 2013 er 56.000 fat oljeekvivalenter per dag.
The Shah Deniz stage 2 project includes offshore drilling and completion of 26 subsea wells and construction of two bridge-linked platforms. 
Shah Deniz steg 2-prosjektet omfatter boring og komplettering til havs av 26 havbunnsbrønner og bygging av to plattformer med broforbindelse.
Onshore there will be new processing and compression facilities at Sangachal. 
På land vil det bli nye prosesserings- og kompresjonsanlegg i Sangachal.
Sixteen billion cubic metres per year (bcma) of gas produced from the Shah Deniz stage 2 project will be carried some 3,500 kilometres to provide energy for millions of consumers in Georgia, Turkey, Greece, Bulgaria and Italy. 
Seksten milliarder kubikkmeter (bcma) gass per år produsert fra Shah Deniz steg 2-prosjektet vil bli fraktet omkring 3.500 kilometer for å levere energi til millioner av konsumenter i Georgia, Tyrkia, Hellas, Bulgaria og Italia.
First gas is targeted for late 2018, with sales to Georgia and Turkey. 
Produksjonsoppstart planlegges til slutten av 2018, med salg til Georgia og Tyrkia.
First deliveries to Europe will follow approximately a year later. 
Første leveranser til Europa følger omkring ett år senere.
Statoil entered Azerbaijan in 1992 and is a partner with a 8.56% share in the oil-producing Azeri-Chiraq-Guneshli (ACG) field, the Shah Deniz gas field with a 15.5% share, and the corresponding pipelines Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) and South Caucasus Pipeline (SCP). 
Statoil gikk inn i Aserbajdsjan i 1992 og er partner med 8,56 % andel i det oljeproduserende Azeri-Chiraq-Guneshli-feltet (ACG), gassfeltet Shah Deniz med 15,5 % andel, og de tilknyttede rørledningene Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) og South Caucasus Pipeline (SCP).
Investor relations Hilde Merete Nafstad, senior vice president, investor relations Tel: +47 957 83 911 
Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør, investor relations Tlf.: +47 957 83 911
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America Tel: +203 570 2524 
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America +203 570 2524
Media relations Knut Rostad, press spokesperson Tel: +47 905 48 990 
Media relations Knut Rostad, mediekontakt Tlf.: +47 905 48 990
Shah Deniz platform - Photo Shahin Abasaliyev - Statoil JPG 8 MB 
Shah Deniz platform - Photo Shahin Abasaliyev - Statoil JPG 8 MB
The Shah Deniz platform in the Caspian Sea. 
Shah Deniz-plattformen i Det kaspiske hav.
Facts about the Johan Sverdrup field (PL 265, PL 501 and PL502) 
Fakta om Johan Sverdrup-feltet (PL 265, PL 501 og PL502):
• Johan Sverdrup is an oil field. 
• Johan Sverdrup er et oljefelt.
• Johan Sverdrup consists of a combined discovery which makes up one field. 
• Johan Sverdrup består av et kombinert funn som utgjør ett felt.
• Location: Utsira High in the North Sea, 140 kilometres west from Stavanger. 
• Beliggenhet: Utsirahøyden i Nordsjøen, 140 kilometer vest for Stavanger.
• The water depth is 110 metres, and the reservoir depth is 1,900 metres. 
• Vanndybden er 110 meter, og reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
• We expect approval of the plan for development and operation (PDO) during the Norwegian Parliament’s (Stortinget) spring session in 2015. 
• Plan for utbygging og drift (PUD) forventes behandlet i Stortingets vårsesjon 2015.
• Production start is expected at the end of 2019. 
• Produksjonsstart er estimert til slutten av 2019.
• The field has a production horizon until 2050. 
• Feltet har en produksjonshorisont til 2050.
• As part of the design basis it was decided early in 2013 that the field will be developed in phases. 
• Som en del av design basis ble det besluttet tidlig i 2013 at feltet skal bygges ut i faser.
The first phase is the establishment of a field centre consisting of four platforms. 
Første fase er etablering av et feltsenter bestående av fire plattformer.
• It is recommended to transport the oil via pipeline to the Mongstad terminal in Hordaland, and to transport the gas to Statpipe and then further to the Kårstø processing plant in northern Rogaland. 
• Det anbefales at oljen fra feltet føres i rør til Mongstad-terminalen i Hordaland, og at gassen føres til Statpipe og videre til prosesseringsanlegget Kårstø i Nord-Rogaland.
• The field will receive power from land. 
• Feltet skal drives med kraft fra land.
Partners: 
Rettighetshavere:
At the same time, the partnership is working to award a contract for front-end engineering and design – FEED. 
Samtidig jobber partnerskapet for å tildele en kontrakt for forprosjektering (front-end engineering and design – FEED).
“We need to make the final clarifications and give the individual companies the opportunity to make a proper consideration. 
- Det handler om å få de siste avklaringene på plass og gi anledning til en god behandling i de enkelte selskapene.
At the same time, the partners agree that we should award the FEED contract at soon as possible in order to keep momentum,” says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field. 
Samtidig er det enighet i partnerskapet om å tildele kontrakt for forprosjektering snarest mulig slik at vi opprettholder fremdriften, sier Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-feltet.
The plan is to have the plan for development and operation (PDO)approved during the Norwegian Parliament’s (Stortinget) spring session of 2015. 
Planen er å få behandlet Plan for utbygging og drift (PUD) i Stortingets vårsesjon 2015.
Production start-up is expected at the end of 2019. 
Produksjonsstart er estimert til slutten av 2019.
The resource estimate for the field is between 1.8 – 2.9 billion barrels of oil equivalent. 
Ressursestimatet for hele feltet er mellom 1,8 og 2,9 milliarder fat oljeekvivalenter.
Media relations Ørjan Heradstvedt, media contact Tel: +47 917 78 161 
Media relations Ørjan Heradstvedt, mediekontakt Tlf.: +47 917 78 161
Øivind Reinertsen, senior vice president of the Johan Sverdrup field. 
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-feltet.
With a forecasted production of over 30 years, Johan Sverdrup will create value for owners and society beyond 2050. 
Med en beregnet produksjonsfase på mer enn 30 år, vil Johan Sverdrup skape verdier for eierne og samfunnet utover 2050.
The oil field is the most important new development on the Norwegian continental shelf, and this is the first FEED contract awarded for the first phase of the development. 
Oljefeltet er den viktigste nye utbyggingen på norsk sokkel, og dette er den første kontrakten for forprosjektering (FEED) som er tildelt i første fase av utbyggingen.
The FEED contract has an estimated value of NOK 650 million (current value). 
FEED-kontrakten har en beregnet verdi på 650 millioner kroner (løpende).
Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for development and production in Norway. 
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.
“With today’s letter of award, we mark a new phase for the North Sea area where our history started on the Norwegian continental shelf. 
− Med denne tildelingen markerer vi starten på en ny fase i det området av Nordsjøen hvor vår historie på norsk sokkel startet.
The value creation from the Johan Sverdrup field will be significant for the partners and for Norwegian society. 
Verdiskapingen fra Johan Sverdrup-feltet vil bli betydelig for rettighetshaverne og for det norske samfunnet.
In addition it will contribute substantial activity for the oil and gas industry—including the supplier industry,” says Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for development and production in Norway. 
I tillegg vil det bidra med betydelig aktivitet for olje- og gassindustrien — inkludert leverandørindustrien, sier Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.