natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Totalling between 25 and 50 million barrels of recoverable oil equivalents, development of the discovery towards the Johan Castberg field will be considered. 
Funnet er på mellom 25 og 50 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter og vil bli vurdert for utbygging mot Johan Castberg-feltet.
“There may be additional resources in this structure, and we will now analyse the acquired data and consider possible appraisal of the discovery,” says Jez Averty. 
– Det kan være ytterligere ressurser i denne strukturen, og vi vil nå analysere de innsamlede dataene for å vurdere en mulig avgrensning av funnet, sier Jez Averty.
The “Songa Enabler” rig will now return to and complete the Blåmann well. 
Riggen Songa Enabler går nå tilbake til Blåmann-brønnen for å avslutte denne.
Next, drilling at Gemini North will start. 
Etter det vil boringen starte på Gemini Nord.
All of the necessary permits are in place, and the work can start as early as 10 July. 
Alle nødvendige tillatelser er på plass og arbeidet kan starte der så tidlig som 10. juli.
For further information, please contact: 
For ytterligere informasjon, ta kontakt med:
Media contact Morten Eek +47 416 89 515 
Pressekontakt Morten Eek +47 416 89 515
Investor Relations Anca Jalba +47 410 87 988 
Investor Relations Anca Jalba +47 410 87 988
(Photo: Thomas Sola/Statoil) 
(Foto: Thomas Sola/Statoil)
The plans for development and operation (PDO) of Njord and Bauge in the Norwegian Sea have now been approved by the authorities. 
Planer for utbygging og drift av Njord og Bauge i Norskehavet er nå godkjent av myndighetene.
The Njord A platform and the Njord Bravo floating storage and offloading vessel (FSO) will be upgraded to recover the remaining resources in the Njord and Hyme fields, whereas Bauge is a new field development to be tied in to the Njord A platform. 
Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes for å hente ut gjenværende ressurser på Njord- og Hyme-feltene mens Bauge er en ny feltutbygging som skal knyttes opp mot Njord A-plattformen.
“We are pleased that the authorities have now approved the plans for Njord and Bauge, two important fields on the Norwegian continental shelf. 
– Det er gledelig at myndighetene nå har godkjent planene for Njord og Bauge som er to viktige felt på norsk sokkel.
The investments, totalling NOK 20 billion, will trigger high activities and spin-offs for the Norwegian society and Norwegian supply industry,” says Torger Rød, Statoil’s head of project development in Statoil. 
De totale investeringene på 20 milliarder kroner innebærer stor aktivitet og ringvirkninger for det norske samfunn og norsk leverandørindustri sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The remaining resources on the Njord and Hyme field total 175 million barrels of oil equivalent. 
Gjenværende ressurser på Njord og Hyme-feltene utgjør 175 millioner fat oljeekvivalenter.
This corresponds to the reserves produced from the Njord field since first oil in in 1997. 
Dette tilsvarer like mye reserver som allerede er produsert på Njord-feltet siden produksjonsoppstart i 1997.
In addition, 73 million barrels of oil equivalent will be produced from Bauge. 
I tillegg kommer 73 millioner fat oljeekvivalenter på Bauge.
On behalf of the partnerships in the Njord, Hyme and Bauge licences plans for the development and operation of the Njord and Bauge fields were submitted to Norwegian authorities on 27 March this year. 
På vegne av partnerskapene i Njord, Hyme og Bauge-lisensene ble det levert planer for utbygging og drift av Njord- og Bauge-feltene til myndighetene 27. mars i år.
The original PDO for the Njord field was submitted more than 20 years ago. 
Njord-feltet leverte opprinnelig plan for utbygging og drift for Njord-utbyggingen for over 20 år siden.
The field will now produce for another twenty years, and the partnership has decided to upgrade and reuse both the Njord A platform and the Njord Bravo FSO. 
Nå skal feltet produsere i nye ti-år og partnerskapet har besluttet at både Njord A-plattformen og Lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes og gjenbrukes.
Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project development. 
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Siri Espedal Kindem, senior vice president, Operations North, Development and Production Norway. 
Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Investing NOK 20 billion in new projects on the Norwegian continental shelf 
Investerer 20 milliarder kroner i nye prosjekter på norsk sokkel
The Bauge field development concept includes one subsea template, two oil producers and one water inject 
Bauge er en undervannsutbygging som skal bygges ut med én havbunnsramme, to oljeprodusenter og en vanninjektor.
“Kværner at Stord has been awarded the contract for upgrading the platform and work facilitating the tie-in of Bauge and potential future third-party tie-ins,” says Rød. 
– Kværner på Stord er tildelt kontrakten med oppgraderingen av plattformen og arbeidet med tilrettelegging for tilknytning av Bauge og potensielle fremtidige tredjepart tilknytninger sier Rød.
“Njord remaining on stream until 2040 is important for our specialist communities in Kristiansund and Stjørdal, as well as the mid-Norway supply industry. 
– Njord i produksjon frem til 2040 er viktig for våre kompetansemiljøer i Kristiansund og Stjørdal og leverandørindustrien i Midt-Norge.
An upgraded field centre and new infrastructure at Njord also allows for the development of other fields in the area,” says Siri Espedal Kindem, senior vice president, Operations North, Development and Production Norway. 
Med et oppgradert feltsenter og ny infrastruktur på Njord, åpner det seg også muligheter for utvikling av andre felt i området, sier Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Next year the Njord partners will award the contract for upgrading the Njord Bravo FSO. 
Neste år vil lisenspartnerne i Njord ta beslutning om hvem som får oppdraget med å oppgradere lagerskipet Njord Bravo.
First oil is scheduled for the end of 2020. 
Produksjonsstart er planlagt i slutten av 2020.
Facts about Njord – upgrading of existing platform 
Fakta Njord – oppgradering eksisterende plattform
First oil in 1997 
Startet produksjon i 1997
Njord was on stream from 1997-2016, and 54 wells were drilled 
Njord var i produksjon fra 1997 - til 2016 og 54 brønner ble boret
10 new production wells are planned on the field 
Det planlegges 10 nye produksjonsbrønner på feltet
In 2016 the Njord A platform and the Njord Bravo FSO were towed ashore, to Stord and Kristansund, respectively 
2016 ble Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo tauet til land, henholdsvis Stord og Kristiansund
Reserves: 175 million oil equivalent 
Reserver: 175 millioner oljeekvivalenter
Capital expenditures: NOK 15.7 billion 
Investeringskostnader: 15,7 milliarder kroner
Partners: Statoil (operator) 20%, Engie E&P Norge AS 20%, DEA Norge AS 50%, Faroe Petroleum 7.5% and VNG Norge AS 2.5%. 
Partnere: Statoil (operatør) 20%, Engie E&P Norge AS 20%, DEA Norge AS 50%, Faroe Petroleum 7,5% og VNG Norge AS 2,5%.
Facts Bauge – new field 
Fakta Bauge – nytt felt
The discovery is located some 16 kilometres north-east of the selected tie-in platform, Njord A 
Funnet ligger om lag 16 km nordøst for den valgte tilknytningsplattformen, Njord A
The development concept includes one subsea template, two oil producers, one water injector 
Utbyggingen er planlagt med én havbunnsramme, to oljeprodusenter, en vanninjektor
Reserves: 73 million oil equivalent 
Reserver: 73 millioner oljeekvivalenter
Capital expenditures: NOK 4.1 billion 
Investeringskostnader: 4,1 milliarder kroner
Partners: Statoil (operator) 35%, ENGIE E&P Norge AS 10%, Point Resources AS 17.5%, DEA Norge AS 27.5%, Faroe Petroleum Norge AS 7.5%, VNG Norge AS 2.5% 
Partnere: Statoil (operatør) 35%, ENGIE E&P Norge AS 10%, Point Resources AS 17,5%, DEA Norge AS 27,5%, Faroe Petroleum Norge AS 7,5%, VNG Norge AS 2,5%
Download 
Nedlasting
Bauge field illustration JPG 3 MB 
Bauge feltillustrasjon JPG 3 MB
Statoil resets its exploration in the Gulf of Mexico and was today deemed high bidder on 13 leases in the 2017 Central Lease Sale. 
Statoil justerer kursen for letingen i Mexicogolfen, og ga i dag vinnerbud på 13 lisenser i 2017 Central Lease Sale.
Statoil successfully bid on 13 leases in the US Department of the Interior’s central region Gulf of Mexico lease sale 247, which took place on 22 March. 
Statoils budgivning på 13 lisenser i det amerikanske innenriksdepartementets lisenssalg 247 i den sentrale delen av Mexicogolfen 22. mars var vellykket.
The company was the high bidder on all but two of the leases targeted, securing a stake in all of its main priorities. 
Selskapet ble tildelt nesten alle de utvalgte lisensene, og sikret seg dermed en betydelig andel av sine høyest prioriterte områder.
“We are very pleased with the results. 
- Vi er veldig fornøyd med resultatene.
The leases awarded reinforce Statoil’s exploration strategy of securing prospective acreage, while taking advantage of the cycle to access these leases at favorable rates in the US Gulf of Mexico,” says Tore Løseth, head of exploration in the US and Mexico. 
De tildelte lisensene støtter opp under Statoils letestrategi om å sikre tilgang til prospektive arealer i stor skala, samtidig som vi utnytter konjunktursvingninger for å få tilgang til disse lisensene til gunstige priser i Mexicogolfen, sier Tore Løseth, Statoils direktør for leting i USA og Mexico.
Participation in the lease sale marks a reset of Statoil’s exploration in the US Gulf of Mexico. 
Deltakelse i lisenssalget markerer en justering av Statoils leting i Mexicogolfen.
Tore Løseth vice president for Exploration USA 
Tore Løseth direktør for leting i USA
“The results today are the fruits from taking sufficient time to review lessons from our past exploration campaign, and from thoroughly strengthening our regional subsurface understanding of this area,” says Løseth. 
- Tildelingene i dag er et resultat av at vi har brukt den nødvendige tid på å gjennomgå erfaringer fra vår tidligere letekampanje og systematisk styrket vår regionale undergrunnsforståelse av dette området, sier Løseth.
“We continue to believe in the potential of the Gulf of Mexico. 
- Vi har fortsatt tro på potensialet i Mexicogolfen.
Our participation in the lease sale is part of a targeted, step-wise approach to test our play concepts in the area.” 
Vår deltakelse i lisenssalget er en del av vår målrettede, stegvise satsing på å teste våre letemodeller i området, sier han.
Statoil’s high bids are subject to review and final approval by the authorities. 
Statoils vinnerbud er gjenstand for gjennomgang og endelig godkjenning fra amerikanske myndigheter.
Since re-entering the US Gulf of Mexico in 2004, Statoil has built a significant position offshore with ownership share in six producing fields, two projects under development and one project in the definition phase. 
Etter at selskapet returnerte til amerikansk del av Mexicogolfen i 2004, har Statoil bygd opp en betydelig posisjon offshore med eierinteresser i seks produserende felt, to utbyggingsprosjekter og ett prosjekt i definisjonsfasen.
Production from Statoil’s US offshore portfolio averaged ~60,000 barrels per day in 2016 and is expected to nearly double by 2020 making Statoil a top-5 producer from deepwater Gulf of Mexico. 
Gjennomsnittsproduksjonen fra Statoils portefølje på amerikansk sokkel var på ~60.000 far per dag i 2016, og forventes å nesten fordobles innen 2020.
Overview of leases awarded: 
Oversikt over tildelte lisenser:
Block 
Blokk
% Interest 
% Andel
Gross bonus (USD) 
Bonus (USD)
WR 
WR
100.00% 
100.00%
$631,976 
$631,976
$1,231,976 
$1,231,976
Further references are made to the stock market announcements on 20 April and 23 May 2017 regarding allocation to primary insiders of shares under the share saving plan and under the company’s long-term incentive programme. 
Det vises også til meldinger den 20. april og 23. mai 2017 vedrørerende viderefordeling av aksjer til primærinnsidere under aksjespareprogrammet og under selskapets langtidsinsentivordning.
Details on allocation of the Dividend Shares under the scrip dividend programme for fourth quarter 2016 are set forth in the overview below. 
Nærmere detaljer om fordeling av Utbytteaksjene for fjerde kvartal 2016 er angitt i oversikten under.
Dividend Shares allocated to primary insider 
Utbytte- aksjer tildelt primær-innsider
Dividend Shares allocated to close associate(s) 
Utbytte-aksjer tildelt nærstående
New shareholding primary insider 
Ny aksje-beholdning primær-innsider
New shareholding close associate(s) 
Ny aksje-beholdning nærstående
New total shareholding 
Ny samlet aksje-beholdning
2,589 
2 589
4,162 
4 162
107,860 
107 860
Kuburic, Hilde A.G. 
Kuburic, Hilde A.G.
Company secretary 
Direksjonssekretær
Labråten, Per Martin 
Labråten, Per Martin
Løseth,Øystein 
Løseth,Øystein
This helicopter type has already been suspended from regular traffic following the tragic accident at Turøy on 29 April. 
Fra før er denne helikoptertypen tatt ut av ordinær tilbringertjeneste etter den tragiske ulykken ved Turøy 29.april.
The restriction applies from 1 June and entails that all use of this helicopter for search, rescue and medical assignments (SAR) is suspended. 
Flyforbudet gjelder fra 1.juni og innebærer at all bruk av denne helikoptertypen til søk, redning og medisinske oppdrag (SAR) innstilles.
As the responsible party for preparedness in these areas, Statoil is obliged to ensure preparedness in compliance with applicable regulations. 
Som ansvarlig for områdeberedskapen i disse områdene har Statoil en plikt til å sikre beredskap i henhold til gjeldende regelverk.
Statoil uses H225 in its SAR emergency service from the Oseberg Field Centre, Statfjord B and at Sola. 
Statoil har brukt H225 i vår SAR-beredskap fra Oseberg Feltsenter, Statfjord B og på Sola.
In these areas Statoil is mobilising the necessary resources to safeguard the emergency preparedness. 
I disse områdene mobiliserer Statoil nødvendige ressurser for å ivareta beredskapen.
The Norwegian Civil Aviation Authority - press release (in Norwegian) 
Luftfartstilsynets pressemelding
For 30 years the Heimdal field has been an important gas supplier to Europe and, together with Statfjord and Gullfaks, contributed to the establishment of Statpipe. 
Heimdal-feltet har i 30 år vært en viktig gassleverandør til Europa, og bidro sammen med Statfjord og Gullfaks til at Statpipe ble realisert.
Its anniversary is being celebrated with, among other things, the publishing of the field's own biography. 
Jubileet markeres blant annet med utgivelse av en egen feltbiografi.
The biography has been written by Lars Gaute Jøssang, Professor of History at NLA University College in Bergen. 
Biografien er ført i pennen av Lars Gaute Jøssang, professor i historie ved NLA Høgskolen i Bergen.
The Heimdal field has a long and exciting history. 
Heimdal er et felt med lang og spennende historie.
It was already in 1971 that the Pan Ocean Group was awarded the production licence for the field in the second licensing round. 
Allerede i 1971 fikk Pan Ocean-gruppen utvinningstillatelsen på feltet i andre konsesjonsrunde.
The first well was drilled between July and December 1972 and proved to have both gas and condensate reserves. 
Første brønn ble boret mellom juli og desember 1972 og påviste både gass og kondensat.
When it commenced production on 3 December 1985, Heimdal was the largest steel jacket on the Norwegian continental shelf. 
Heimdal var den største stålplattformen på norsk kontinentalsokkel da den startet produksjonen 3. desember 1985.
Production of gas and condensate proceeded at reasonably steady annual rates in the period from 1986 to 1996. 
Produksjonen av gass og kondensat pågikk med rimelig stabile årsrater i perioden 1986-1996.
Subsequent declining production led to plans to use Heimdal as an important transit and processing centre for gas from other fields. 
Senere fallende produksjon førte til planer om bruk av Heimdal som et viktig transitt- og prosessenter for gass fra andre felt.
Lars Gaute Jøssang 
Lars Gaute Jøssang
A riser platform, Heimdal Riser, was installed beside the main platform. 
Det ble installert en stigerørsplattform, Heimdal Riser, ved siden av hovedplattformen.
Gas from Huldra, Vale and Byggve/Skirne arrived for processing and export. 
Inn kom gass fra Huldra, Vale og Byggve/Skirne for prosessering og videre eksport.
Grane imported gas through its own pipeline from the riser platform. 
Grane importerte gass i egen rørledning fra stigerørsplattformen.
This resulted in a new era for Heimdal as one of the most important gas hubs on the Norwegian continental shelf. 
Dette medførte en ny æra for Heimdal som et av de viktigste gassknutepunktene på sokkelen.
After 2007 and the merger between Statoil and Hydro’s oil and gas operations, it was discussed whether to shut down Heimdal from 2014, due to declining production. 
Etter 2007 og fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet, ble det diskutert å stenge ned Heimdal fra 2014, grunnet fallende produksjon.
In October 2010, Statoil submitted a plan for the development and operation of Valemon, and Heimdal was given the job of processing and exporting the gas. 
I oktober 2010 sendte Statoil inn plan for utbygging og drift av Valemon, og Heimdal fikk jobben med å prosessere og eksportere gassen.
This extended Heimdal’s lifetime by many years. 
Det forlenget Heimdals levetid med mange år.
Upgrades of the installation were also ensured and these paved the way for the connection of minor fields in the area. 
Samtidig ble det sikret oppgraderinger av installasjonen og åpnet for tilknytning av mindre felt i området.
From being on the verge of shutdown, Heimdal was given a new lease of life and a new perspective for the many skilled employees on the field. 
Fra å være i en nedkjøringsperiode, ble det med ett en «ny vår» for Heimdal og et nytt perspektiv for de mange kompetente medarbeiderne på feltet.
Heimdal is now primarily a hub for the processing and distribution of gas. 
Heimdal er nå først og fremst et knutepunkt for prosessering og distribusjon av gass.
The platform receives gas from fields such as Huldra, Oseberg, Skirne and Vale and exports this via the Vesterled and Statpipe pipelines after processing. 
Plattformen tar i mot gass fra felt som Huldra, Oseberg, Skirne og Vale og eksporterer den via rørledningene Vesterled eller Statpipe etter prosessering.
“Heimdal has played an important role in Norwegian petroleum history by being an important part of the development and expansion of the Norwegian gas export system. 
– Heimdal har spilt en viktig rolle i norsk petroleumshistorie, ved å være en viktig brikke for utvikling og utbygging av det norske gasseksportsystemet.
Following its golden age as a producer, a great deal of work has gone into maximising value creation from Heimdal's infrastructure, which has served as a hub and later as a processing plant for gas from Valemon. 
Etter sin gullalder som produsent har det vært jobbet godt med å maksimere verdiskapningen fra Heimdals infrastruktur, som har tjent både som knutepunkt og senere som prosessanlegg for gassen fra Valemon.
The fact that we are now producing from the field with a new well, highlights that Heimdal is constantly entering new phases and still plays a role in the Norwegian petroleum industry," says Nina Birgitte Koch, vice president for operations for Heimdal. 
At vi nå produserer fra feltet med en ny brønn, understreker at Heimdal stadig går inn i nye faser og fortsatt har en rolle i norsk petroleumsindustri, sier Nina Birgitte Koch, produksjonsdirektør for Heimdal.
Facts about Heimdal 
Fakta om Heimdal
The Heimdal field is a gas field in block 25/4 in the northern part of the North Sea. 
Heimdal-feltet er et gassfelt i blokk 25/4 i nordlige del av Nordsjøen.
It is located at the far north-west edge of the Utsira Formation, 250 km west of Rogaland. 
Det ligger helt norvest i utkanten av Utsirahøyden, 250 km vest for Rogaland
The reservoir consists of sand from the Heimdal Formation that dates back to the early Tertiary period. 
Reservoaret består av sand som tilhører Heimdal-formasjonen fra tidlig tertiærtiden
Heimdal was discovered in 1972. 
Heimdal ble funnet i 1972.
Development was approved in 1981 and production started in 1986. 
Utbyggingen ble godkjent i 1981 og produksjonen startet i 1986
The original reserves were 44.5 billion standard cubic metres of gas and 7.2 million standard cubic metres of oil. 
Opprinnelige reserver 44,5 milliarder standard kubikkmeter gass og 7,2 millioner standard kubikkmeter olje
Plateau production was in the period from 1987 to 1996. 
Platåproduksjon i perioden 1987-1996
Heimdal Gas Centre in PL036BS is now a hub for the processing and distribution of gas and consists of an integrated steel platform from 1986 and a riser platform, Heimdal Riser. 
Heimdal Gassenter, i PL036BS, er nå et knutepunkt for prosessering og distribusjon av gass, og består av en integrert stålplattform frra 1986 samt en stigerørsplattform, Heimdal Riser.
Gassco is operator of the riser platform. 
Gassco er operatør for riserplattformen
Development of Heimdal Gas Centre was approved in January 1999. 
Utbygging av Heimdal Gassenter ble godkjent januar 1999
In the fourth quarter of 2010, Heimdal was assigned the task of processing gas from Valemon. 
Heimdal fikk i fjerde kvartal 2010 oppdraget med å prosessere gassen fra Valemon
Read more about Heimdal 
Les mer om Heimdal
The helicopter was en route from Gullfaks B to Bergen. 
Helikopteret var på vei fra Gullfaks B til Bergen.
The rescue operation is led and coordinated by the rescue coordination centre, and Statoil is providing additional resources. 
Redningsarbeidet ledes og koordineres av Hovedredningssentralen, og Statoil bidrar med ressurser.
Press: 51 99 19 83 
Pressehenvendelser: 51 99 19 83
The awarded contracts will effectively ensure the safety of our transportation services. 
Kontraktene som er inngått vil ivareta sikkerheten av tilbringertjenester på en god måte.
At the same time the contracts reflect a market situation with lower activity offshore, and a continuous need for flexible and cost-efficient solutions. 
Samtidig gjenspeiler kontraktene en markedssituasjon med lavere aktivitet på sokkelen, og kontinuerlig behov for fleksible og kostnadseffektive løsninger.
Astrid Sørensen 
Astrid Sørensen
The contracts are valued at around NOK 1 billion in the 5-year fixed period. 
Kontraktsverdien er på omlag 1 milliard kroner i fastperioden på fem år.
In addition the contracts include four yearly options. 
I tillegg til disse fem årene, inneholder kontraktene fire årlige opsjoner.
“The contract awards will strengthen the competitiveness of the Norwegian continental shelf (NCS) through opening up for more efficient flight programme that will help reduce costs for the petroleum business. 
– Kontraktstildelingene vil styrke konkurransekraften til norsk sokkel gjennom mulighet for et mer effektivt flyprogram, som vil bidra til lavere kostnader for petroleumsvirksomheten.
This ensures predictability in relation to long-term activities and adds value on the NCS. 
Dette gir forutsigbarhet i forhold til langsiktig aktivitet og verdiskapning på norsk sokkel.
We look forward to further develop the cooperation with Bristow Norway, and working closely on the new contracts,” says Astrid Sørensen, Statoil’s senior vice president for joint operations support. 
Vi ser fram til å videreutvikle samarbeidet med Bristow Norway på de nye kontraktene, sier Astrid Sørensen, direktør for Felles driftsstøtte i Statoil.
By combining the new contracts with the current helicopter portfolio, Statoil will have five permanent personnel transportation helicopters in Bergen and one in Florø from 1 May 2017, and will have flexibility to increase the capacity when needed. 
Ved å kombinere de nye kontraktene med dagens helikopterportefølje, vil Statoil fra 1. mai 2017 ha fem faste tilbringerhelikoptre i Bergen og ett i Florø.
Statoil seeks to cooperate with other operators in Florø on helicopter services. 
Statoil ønsker samarbeid om helikoptertjenestene med de andre operatørene som er i Florø.