natgillin/translations-raw huggingface dataset:
However, certain decisions, including resolutions to waive preferential rights in connection with any share issue, to approve a merger or demerger, to amend our articles of association or to authorize an increase or reduction in our share capital, must receive the approval of at least two-thirds of the aggregate number of votes cast as well as two-thirds of the share capital represented at a shareholders' meeting. 
Enkelte avgjørelser, som vedtak om å gi avkall på preferanserettigheter i forbindelse med aksjeutstedelse, godkjenne en fusjon eller fisjon, endre vektektene eller tillate en økning eller reduksjon av selskapets aksjekapital, må imidlertid godkjennes av minst to tredeler av det samlede antallet avgitte stemmer så vel som to tredeler av aksjekapitalen som er representert ved et aksjonærmøte.
THE NORWEGIAN STATE AS SHAREHOLDER 
DEN NORSKE STAT SOM AKSJONÆR
The Norwegian state as shareholder 
Den norske stat som aksjonær
Our Articles of Association define the responsibilities of the directors, the nature of business to be undertaken, and the means by which our shareholders exert control over the board of directors. 
Vedtektene våre angir styremedlemmenes ansvar, selskapets virksomhet og de midlene aksjonærene har til rådighet for å øve kontroll over styret.
ALL ARTICLES OF ASSOCIATION PDF 94 KB 
VEDTEKTER PDF 48 KB
Compliance with NYSE listing rules 
Overholdelse av NYSE-børsens regler
As a foreign private issuer with the US Securities and Exchange Commission, Statoil is subject to the NYSE's listing rules, but exempt from most of the NYSE corporate governance standards that domestic US companies must follow. 
Som «utenlandsk privat utsteder» hos det amerikanske finanstilsynet (US Securities and Exchange Commission) er Statoil underlagt NYSE-børsens regler, men unntatt de fleste NYSE-reglene om virksomhetsstyring som gjelder for amerikanske selskaper.
Statoil is nevertheless required to disclose any significant ways in which its corporate governance practices differ from those applicable to domestic US companies under the NYSE rules. 
Statoil er likevel pålagt å offentliggjøre vesentlige forhold der selskaps praksis skiller seg fra de forhold som gjelder for amerikanske selskaper etter NYSE-reglene.
Click below for more information. 
Klikk nedenfor for mer informasjon.
OUR COMPLIANCE WITH NYSE LISTING RULES 
Overholdelse av NYSE-børsens regler
Concern had been expressed beforehand over possible mooring problems for the subsea template owing to the soft seabed, reports Sygna project manager Kåre Søvik. 
Kåre Søvik, prosjektsjef for Sygna-utbyggingen, sier fundamenteringen av havbunnsinstallasjonen har vært utfordrende på grunn av de bløte bunnforholdene i området.
"We had to develop a special type of subsea template to cope with these bottom conditions," he says. 
"Sjøbunnen er av en slik beskaffenhet at en spesiell type bunnramme måtte utvikles til dette feltet," sier han.
Bad weather and mooring problems meant that the well was spudded 19 days behind schedule. 
Borestarten er 19 dager forsinket på grunn av dårlig vær og ankerproblemer.
The drilling rig Borgland Dolphin has been substantially modified before starting work on Sygna, and equipped with the RamRig drilling solution. 
Boreriggen Borgland Dolphin har gjennomgått en omfattende ombygging før starten på Sygna.
According to Mr Søvik, the latter has suffered a number of running-in problems on other rigs. 
Den har dessuten blitt utstyrt med det relativt nye borekonseptet RamRig, som ifølge Søvik har medført en del innkjøringsproblemer på andre rigger.
Due to be completed this year, the drilling programme embraces a total of three wells. 
Boreprogrammet, som etter planen skal være fullført dette året, omfatter i alt tre brønner.
The second will be a 7,200-metre injection well and one of the longest ever drilled from a mobile rig. 
Den andre brønnen blir en 7200 meter lang injeksjonsbrønn – en av de lengste som noen gang er boret fra en flyterigg.
It will start from an injection template on Statoil's Statfjord North satellite, 5.5 kilometres south of the Sygna template. 
Boringen skal foregå fra en injeksjonsramme på Statfjord Nord, fem og en halv kilometer sør for Sygna-rammen.
Overall oil recovery from Sygna is put at about 63 million barrels. 
Feltet er ventet å kunne produsere omkring 63 millioner fat olje.
The first production well on Statoil's Sygna field in the north-eastern part of the Statfjord area was spudded on 30 January. 
Boringen av den første produksjonsbrønnen på Sygna-feltet i den nordøstlige delen av Statfjord-området startet søndag 30. januar.
"In the longer term, these awards could yield additional development jobs which can help to safeguard jobs both in Statoil and in the supplier industry," says Ms Berling. 
"På sikt kan dette gi nye utbyggingsoppgaver som kan bidra til å sikre arbeidsplasser både i Statoil og i leverandørindustrien," sier Berling.
It will probably be possible to secure new resources which can be produced with the aid of existing infrastructure, says Ms Berling. 
Ifølge Berling er det innenfor disse områdene trolig mulig å sikre nye ressurser til eksisterende infrastruktur.
At the same time, prospects in geologically more uncertain areas will also be tested. 
Samtidig vil man også få testet prospekter i geologisk mer usikre områder.
Ms Berling notes that Statoil has built up a good understanding of regional geology in the Norwegian Sea over a number of years. 
Hun legger til at Statoil har opparbeidet seg god regionalgeologisk kunnskap om Norskehavet gjennom flere år.
The Ministry of Petroleum and Energy plans to announce licence awards around Easter. 
Olje- og energidepartementet planlegger å tildele konsesjoner rundt slutten av april.
An application for Norway's 16th offshore licensing round was submitted by Statoil on 31 January, within the deadline set by the authorities. 
Statoils søknad til den 16. konsesjonsrunden på norsk sokkel ble levert inn til tidsfristen i går, mandag 31. januar.
Astilleros Españoles Sestao outside Bilbao will be carrying out a series of tests before this Åsgard C vessel sets sail for Norway. 
Verftet Astilleros Españoles Sestao utenfor Bilbao skal utføre en rekke tester før skipet setter kursen mot Norge.
The vessel is due to be tied back around 1 June to the Åsgard B gas and condensate platform, reports Ola Bjelland, project manager for building the ship. 
Ifølge Ola Bjelland, prosjektleder for byggingen av Åsgard C, skal fartøyet koples opp mot stigerør på gass- og kondensatplattformen Åsgard B rundt 1. juni.
Åsgard B itself is scheduled to be towed from Kværner's Rosenberg yard in Stavager to the field during April. 
Åsgard B skal slepes ut fra Kværner Rosenbergs verft i Stavanger i april.
The C ship will be ready to accept and store condensate from the gas platform around 1 July. 
Skipet skal kunne motta og lagre kondensat fra Åsgard B rundt 1. juli.
Measuring 264 metres long, the vessel belongs to Knutsen OAS Shipping in Haugesund north of Stavanger and has been constructed as a shuttle tanker with a storage capacity of 868,000 barrels. 
Det 264 meter lange bøyelasteskipet, som eies av Knutsen OAS Shipping i Haugesund, har en lagringskapasitet på 868.000 fat.
The storage ship under construction by a yard in Spain for Statoil's Åsgard development in the Norwegian Sea is due to be completed in April. 
Lagerskipet Åsgard C, som er under bygging ved verftet Sestao i Spania, skal etter planen være ferdig i løpet av april.
The investigation also found that procedures for moving the drilling rig are formulated in an unfortunate way, and that roles and responsibilities could be defined more clearly. 
Granskningen har videre avdekket at prosedyrene for riggflytting er uheldig formulert, og at roller og ansvar kunne vært klarere beskrevet.
"A culture which tacitly accepts deviations from routines/procedures appears to have developed," says the report, which has been submitted to the Norwegian Petroleum Directorate. 
"Det synes å være etablert en kultur som stilltiende tillater at avvik fra rutiner/prosedyrer får råde," heter det i rapporten som er blitt oversendt Oljedirektoratet.
Hurricane-force winds gusting up to about 108 knots were blowing when the derrick shifted on the skids used to move it between drilling slots. 
Det blåste sterk orkan med vindkast oppe i cirka 108 knop da boretårnet beveget seg på skinnen som brukes til å flytte tårnet mellom borestedene.
"These immediate measures have tightened the rule that wedges must always be used, and that the responsible person must document all locking of the derrick after it has been moved," says inquiry team leader Rune Nedrehagen. 
"Det innskjerpes i strakstiltakene at låsekilene alltid skal brukes, og at områdeansvarlig skal dokumentere all låsing av boretårn etter forflytting," sier leder for granskningsgruppen Rune Nedrehagen.
"We're also notifying other operators and drilling contractors off Norway about the need to pay attention to this aspect." 
"Vi informerer også andre operatører og boreentreprenører på norsk sokkel om å være oppmerksom på dette forholdet."
The incident caused delays to the Sleipner A drilling programme and minor damage to a good deal of equipment. 
Hendelsen på Sleipner A førte til forsinkelse i boreprogrammet og mindre materielle skader på en del utstyr.
Locking wedges had not been attached to the drilling derrick which shifted about a metre on Statoil's Sleipner A platform on 29 January. 
Låsekilene var ikke i bruk da boretårnet flyttet seg om lag én meter på Sleipner A-plattformen den 29. januar.
"In addition, we've also faced a number of challenges on our new fields." 
I tillegg har vi hatt en del utfordringer på våre nye felt," sier driftsdirektør Geir Pettersen.
He notes that the Åsgard A production ship in the Norwegian Sea first came on stream last May, six months behind schedule. 
Han viser til at Åsgard A kom i produksjon i mai, et halvt år etter planen.
However, the vessel reached plateau output soon afterwards. 
Imidlertid produserte det for fullt kort tid etter oppstarten.
The Norne field further north was burdened with reservoir problems, but also achieved plateau production towards the end of 1999. 
Ifølge Pettersen har Norne slitt med reservoarproblemer, men også dette feltet nådde topproduksjon mot slutten av året.
It set an output record of 220,000 barrels per day in early December. 
Tidlig i desember satte det produksjonsrekord med 220.000 fat i døgnet.
Veslefrikk's North Sea installations went through a major overhaul and modification, and also faced drilling challenges. 
Veslefrikk har gjennomgått en større utbygging, og fikk i tillegg utfordringer på brønnsiden.
Total oil production on the Norwegian continental shelf declined to an average of 2.9 million barrels per day in 1999, while annual gas output rose from 43.6 billion cubic metres in 1998 to 47.4 billion. 
Gassproduksjonen økte derimot fra 43,6 milliarder kubikkmeter i 1998 til 47,4 milliarder kubikkmeter i 1999.
Troll Gas and the Sleipner fields were the largest contributors to this increase. 
Troll gass og Sleipner-feltene er de viktigste bidragsyterne.
Bad weather in January forced some of Statoil's fields to suspend production. 
Dårlig vær i januar i år gjorde det nødvendig å stenge produksjonen på noen av Statoils felt.
Statoil is still making money on Yme, which is the smallest field developed off Norway with stand-alone production facilities. 
Statoil tjener fortsatt penger på Yme, som er det minste norske feltet som er blitt bygget ut med selvstendig anlegg for produksjon.
Plans call for Statoil's Yme field in the North Sea to cease production late this year or in early 2001. 
Yme-feltet vest for Egersund skal etter planen stenges mot slutten av året eller i begynnelsen av 2001.
Extensive three-dimensional seismic surveys are planned by the Norwegian oil company in these waters off northern Norway this year and next. 
En omfattende 3D-seismisk undersøkelse er planlagt i år, og en ny neste år.
“We see growing activity on the Russian side of the Barents Sea, including oil shipments from fields on land and a desire to intensify offshore operations” Mr Fjell observed. 
”Vi ser økende aktivitet på russisk side.
All the major Russian companies have shown interest in a commitment of this kind.” 
Alle de store russiske selskapene har vist interesse for en slik satsing,” sier Fjell.
“Russian president Vladimir Putin will be visiting Norway this autumn for talks with Norwegian political leaders. 
”Russlands president Vladimir Putin kommer til Norge i høst for å ha samtaler med norske politiske ledere.
Continued exploration and development in the Barents Sea is a Statoil goal, chief executive Olav Fjell emphasised at a press briefing in Stavanger today, 26 August. 
Konsernsjef Olav Fjell understreket på et pressemøte i Stavanger i dag, 26. august, at Statoils mål er å kunne fortsette letevirksomheten og utviklingen i Barentshavet.
As part of the Vestprosess development, Statoil excavated two rock cavern stores of 60,000 cubic metres each for propane and butane at Mongstad. 
Som en del av Vestprosess-utbyggingen gravde Statoil i fjor ut to lagerhaller på 60.000 kubikkmeter hver for propan og butan på Mongstad.
The first consignment of 12,000 tonnes of butane is ready for lifting from Statoil's Vestprosess facility at Mongstad near Bergen. 
Den første lasten med butan fra Vestprosess-anlegget er klar for utskipning fra Mongstad i Nordhordland.
That puts this installation at the top of the safety tree for units operated by the group in recent years. 
Det plasserer installasjonen på sikkerhetstoppen blant Statoil-opererte enheter de siste årene.
Unlike other Statoil fields, Yme is produced by a rig which has been leased in with its operations personnel. 
Yme skiller seg fra andre Statoil-opererte felt ved at produksjonsriggen med driftspersonell leies inn.
Mærsk Giant is owned by Denmark's Maersk company. 
Riggen eies av det danske selskapet Maersk.
The Polysaga storage tanker moored permanently on the field has also been chartered, in this case from Statoil subsidiary Navion, and is operated by Rasmussen Maritime Services. 
Lagertankeren Polysaga, som ligger fast på feltet, leies fra det delvis Statoil-eide shipping- og offshoreselskapet Navion og drives av Rasmussen Maritime Services.
Yme came on stream in 1996, and a number of incidents and lost-time injuries were initially reported from the rig. 
Feltet begynte å produsere i 1996, og i starten ble det rapportert om en del uønskede hendelser og fraværsskader på Mærsk Giant.
That led to extensive cooperation between Maersk and Statoil on corrective action. 
Dette førte til et omfattende samarbeid mellom Maersk og Statoil for å rette på forholdene.
Øyvind Fedde, head of health, the environment and safety for Yme, says the improvement reflects the way all levels in the organisation are now involved in creating HES programmes. 
Øyvind Fedde, leder for Helse, miljø og sikkerhet (HMS) i Yme, sier forbedringen skyldes at alle ledd i organisasjonen nå blir tatt med når HMS-programmer skal lages.
"That gives everyone a proprietary attitude to the work, and to the zero injury mindset on which it is based. 
"På den måten får alle eierskap til dette, og til null-skade tankegangen som det er forankret i.
Each person accepts responsibility for reaching the goals." 
Hver enkelt tar ansvar for å nå målene," sier han.
Like Statoil, Maersk has adopted the zero injury mindset in its organisation. 
I likhet med Statoil har Maersk innført null-skade tankegangen i sin organisasjon.
This means that no injuries and accidents are accepted. 
Det vil si at skader og ulykker ikke aksepteres.
Mærsk Giant is used today as an example to emulate for safety work in both Maersk and Statoil. 
I dag brukes Mærsk Giant som forbilde i sikkerhetsarbeidet, både i Maersk og i Statoil.
The Mærsk Giant production rig on Statoil's Yme field in the North Sea will pass 1,000 days without a lost-time injury today, 15 February. 
I dag, 15. februar, er det 1000 dager siden produksjonsriggen Mærsk Giant på Yme-feltet i Nordsjøen sist hadde en fraværsskade.
In connection with the Scrip Dividend Programme for the third quarter 2016 (the “Dividend Issue”), the Company will issue up to 160,000,000 Dividend Shares, each with a nominal value of NOK 2.50 per share, for subscription by Existing Shareholders (as described below). 
I forbindelse med Aksjeutbytteprogrammet for tredje kvartal 2016 ("Utbytteemisjonen") vil Selskapet utstede opp til 160.000.000 Utbytteaksjer, hver pålydende NOK 2,50, som kan tegnes av Eksisterende Aksjeeiere (som definert nedenfor).
CET on 13 March 2017 and expire at 23:59 p.m. 
09:00 (norsk tid) CET den 13.mars 2017 og vare til kl.
CET on 24 March 2016 (the “Subscription Period”). 
23:59 (norsk tid) CET den 24. mars 2017 ("Tegningsperioden").
The subscription period for holders of American Depositary Receipts (ADRs) will be set by Deutsche Bank Trust Company Americas as the depositary for the ADR program in the US. 
Tegningsperioden for eiere av American Depositary Receipts (ADRer) fastsettes av Deutsche Bank Trust Company Americas som depositar for ADR-prgrammet.
Existing Shareholders who have not subscribed for Dividend Shares at the time of expiry of the Subscription Period will receive their dividend in cash without any action on their part on or about 7 April 2017 in respect of shareholders on Oslo Børs (Oslo Stock Exchange) and on or about 10 April 2017 in respect of ADR holders on New York Stock Exchange. 
Eksisterende Aksjeeiere (som definert nedenfor) som ikke har tegnet seg for Utbytteaksjer ved utløpet av Tegningsperioden vil motta sitt utbytte i kontanter på eller omkring 7. april 2017 hva gjelder aksjeeiere på Oslo Børs, og på eller omkring 10. april 2017 for eiere av American Depositary Receipts (ADRer) på New York Stock Exchange, uten å måtte foreta seg noe.
Subscription price: The subscription price will be equal the volume-weighted average share price over the last two trading days on Oslo Stock Exchange of the Subscription Period for the Dividend Issue, with a deduction for a discount of 5%. 
Tegningskurs: Tegningskursen vil være lik volumvektet gjennomsnittlig aksjekurs på Oslo Børs de siste to handelsdagene i Tegningsperioden for Utbytteemisjonen, fratrukket en rabatt på 5 %.
The subscription price is expected to be announced on or about 27 March 2017. 
Tegningskursen vil bli offentliggjort på eller omkring 27. mars 2017.
Subscription procedures: Subscriptions for Dividend Shares can be made electronically via VPS’ online subscription system. 
Tegningsprosedyrer: Tegning av Utbytteaksjer kan gjøres elektronisk gjennom VPS' online tegningssystem.
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.