natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"We have had extensive contact meetings with potential major suppliers and sub-suppliers in the procurement process and we have openly communicated the possibilities for and expectations to the supplier industry," says Statoil chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen. 
– Vi har hatt en rekke møter med mulige store leverandører og underleverandører i anskaffelsesprosessen, og vi har vært åpne om mulighetene for og forventningene til leverandørindustrien, sier direktør for anskaffelser i Statoil, Jon Arnt Jacobsen.
The UK government's Department of Energy and Climate Change (DECC) has approved the field development plan put forward by Statoil and its partners for the Mariner heavy oil field. 
Det britiske departementet for energi og klimaendringer (Department of Energy and Climate Change, DECC) har godkjent feltutbyggingsplanen som er utarbeidet av Statoil og partnerne for utbygging av tungoljefeltet Mariner.
The project entails investments of more than GBP 4.7 billion. 
Prosjektet innebærer investeringer på over 4,7 milliarder britiske pund.
Statoil expects to start production from Mariner in 2017, and the field is expected to produce for at least 30 years. 
Statoil forventer å starte produksjonen fra Mariner i 2017, og feltet ventes å produsere i minst 30 år.
The letter of intent Try/Apt involves advertising and digital services. 
Intensjonsavtalen med Try/Apt omfatter reklame og digitale tjenester.
Kathrine Mo, vice president of brand management in Statoil ASA 
Kathrine Mo, markedsdirektør i Statoil ASA
"Statoil has high ambitions for its activities inside and outside Norway," says Kathrine Mo, vice president of brand management in Statoil ASA. 
– Statoil har høye ambisjoner for virksomheten i og utenfor Norge.
For this reason we want to cooperate with several companies, and McCann and Try/Apt provide an exciting mix. 
– Derfor ønsker vi et samarbeid med flere, og McCann og Try/Apt gir oss en spennende miks.
During the past few years we have strengthened our profile inside and outside Norway. 
Vi har de senere årene styrket vår profil i Norge og internasjonalt.
We have raised our ambitions and look forward to embarking on the work together with our partners in a new structure." 
Ambisjonene øker og vi gleder oss til å ta fatt sammen med våre partnere i ny struktur, sier hun.
The suppliers and their sub-suppliers (partners/networks) will operate on the same terms globally. 
Leverandørene og deres underleverandører (partnere/nettverk) skal operere etter like vilkår over hele verden.
"It has been an exciting process, and many companies have shown strong interest in this work," says Kathrine Mo. 
– Det har vært en spennende prosess, og mange har vist stor interesse, sier Kathrine Mo.
For more information, please contact: Kathrine Mo, vice president, brand communication in Statoil ASA, tel: +47 975 13 253. 
For nærmere informasjon, vennligst kontakt: Kathrine Mo, markedsdirektør brand communication i Statoil ASA, tlf: +47 975 13 253.
The letter of intent to McCann Worldgroup covers advertising, digital services, media purchases and design. 
Intensjonsavtalen med McCann Worldgroup omfatter reklame, digitale tjenester, mediekjøp og design.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,511,232shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.511.232 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 135.11 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 135,11 kroner.
8,613 
8 613
994 
994
Haugland, Arild J. 
Haugland, Arild J.
13,512 
13 512
6,967 
6 967
1,421 
1 421
4,865 
4 865
3,273 
3 273
31,233 
31 233
438.509551 
438,509551
30,148.959462 
30148,959462
Following this, the share saving plan has 7,160,515 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.160.515 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares at an average price of NOK 140.33. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer til gjennomsnittlig pris på NOK 140,33 pr. aksje.
Arne Kåre Nedland, manager for this sub-project, is very satisfied with economics and quality as well as progress. 
Leder for delprosjektet, Arne Kåre Nedland, er godt fornøyd både hva økonomi, kvalitet og framdrift angår.
"We're keeping to the budget of almost NOK 1 billion, while the quality of prefabricated equipment and work done is good," he says. 
"Budsjettet på nær én milliard kroner følges, kvaliteten på prefabrikert utstyr og utførte arbeider er god.
"All the signs are that we'll be finished well before the line starts being filled with gas from Kårstø north of Stavanger during the summer. 
Alt tyder på at vi kommer i mål i god tid før gassfyllingen fra Kårstø starter i løpet av sommeren.
"Close supervision by management and simple technical solutions have been the keys to a successful development." 
Tett oppfølging fra ledelsen og enkle tekniske løsninger er nøklene til et vellykket prosjekt," mener Nedland.
The sub-project covers upgrading of capacity at the receiving station in Dornum on the German coast from 38 to 50 million standard cubic metres per day. 
Delprosjektet omfatter oppgradering av kapasiteten i mottaksanlegget i Dornum i Tyskland fra 38 til 50 millioner standard kubikkmøter i døgnet.
In addition comes the construction of a new receiving facility with a daily capacity of 65 million cubic metres, and laying a five-kilometre pipeline from the landfall at Dornumersiel to Dornum. 
I tillegg kommer bygging av nytt mottaksanlegg med en døgnkapasitet på 65 millioner kubikkmeter og legging av fem kilometer rørledning fra landfallet ved Dornumersiel til mottaksanlegget.
Gas from Dornum is currently delivered through a land line about 60 kilometres long which runs to Emden, where fiscal metering takes place before delivery to customers. 
Gassen fra Dornum leveres i dag gjennom en rundt 60 kilometer lang rørledning til Emden, der den fiskalmåles før levering til kundene.
Europipe II's facilities will be tied to the new section of Germany's Netra gas pipeline which is under construction between Dornum and the gas storage facility at Etzel. 
Europipe II-anleggene koples opp mot den nye delen av Netra-rørledningen, som er under bygging mellom Dornum og Etzel.
The receiving stations will be operated in parallel and with today's staffing. 
De to mottaksanleggene skal opereres parallelt og med samme bemanning som i dag.
They have been given a very high degree of flexibility. 
Fleksibiliteten ved anleggene blir meget stor.
The section of Statoil's Europipe II gas trunkline being laid in northern Germany is on schedule. 
Europipe II-prosjektet i Nord-Tyskland er i rute.
Investments are calculated at NOK 5.5 billion, almost half of the original estimate. 
Investeringene er beregnet til 5,5 milliarder kroner, nær halvparten av opprinnelig anslag.
Trestakk was discovered in 1986, and expected recoverable volumes are 76 million barrels of oil equivalent, mainly oil. 
Trestakk ble funnet i 1986 og forventet utvinnbare volumer er 76 millioner fat oljeekvivalenter, i hovedsak olje.
Tied into the Åsgard A production vessel, Trestakk is expected to come on stream in 2019. 
Trestakk skal knyttes opp til produksjonsskipet Åsgard A og planlagt produksjonsstart er i 2019.
On behalf of the licence owners, Statoil submitted the PDO to the minister of petroleum and energy, on 1 November 2016. 
På vegne av partnerskapet overleverte Statoil plan for utbygging og drift til d olje- og energiministeren 1. november i fjor.
The costs of developing the Trestakk discovery have been reduced by nearly 50 percent since project start-up. 
Kostnadene for utviklingen av Trestakk-funnet er nær halvert gjennom tidligfasen i prosjektet.
“This is a good example of what we are able to achieve in collaboration with our licence partners and suppliers by innovative thinking, and spending enough time on maturing the best concept choice. 
– Dette er et godt eksempel på hva vi kan få til sammen med lisenspartnere og leverandører gjennom å tenke nytt og bruke tid på å modne fram det beste konseptvalget.
Trestakk is an important contribution in maintaining activities on the Norwegian continental shelf,” says Torger Rød, head of project development in Statoil. 
Trestakk er et viktig bidrag til å opprettholde aktiviteten på norsk sokkel, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The first estimates for developing Trestakk were around NOK 10 billion. 
De første anslagene for å utvikle Trestakk lå på om lag 10 milliarder kroner.
At the time of concept choice in January 2016, the costs had been reduced to NOK 7 billion. 
Ved konseptvalg i januar 2016 var kostnadene redusert til 7 milliarder.
Based on further improvements and concept adjustments up till investment decision, the costs were reduced to NOK 5.5 billion. 
Ytterligere forbedringer og tilpassinger av konsept fram mot investeringsbeslutning reduserte kostnadene til 5,5 milliarder kroner.
Furthermore, Statoil and its partners expect to recover much more oil than originally anticipated. 
I tillegg regner Statoil og partnerne med å ta ut betydelig mer olje enn først antatt.
Torger Rød, head of project development in Statoil. 
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Siri Espedal Kindem, head of the operations north cluster in Statoil. 
Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Statoil.
The field development comprises of a subsea template and a tied-in satellite well. 
Utbyggingen består av en bunnramme med en tilknyttet satellittbrønn.
“The Trestakk volumes are an important contributor in maintaining profitable operation of the Åsgard A vessel up to 2030. 
– Volumene fra Trestakk er en viktig bidragsyter for å kunne videreføre lønnsom drift av Åsgard A fram mot 2030.
It also enables us to extract more of the original Åsgard field volumes,” says Siri Espedal Kindem, head of the operations north cluster in Statoil. 
Det betyr også at vi kan ta ut mer av de opprinnelige volumene i Åsgard-feltet, sier Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Statoil.
Cost reductions have been achieved by a novel approach to concept choice, simplification and optimized scope, in addition to benefitting from ongoing efficiency measures. 
Kostnadsreduksjonene er oppnådd gjennom å tenke nytt rundt konseptvalg, forenkle og redusere omfang i tillegg til å dra nytte av pågående effektiviseringsinitiativ.
“This shows what the industry has achieved in just a few years. 
– Dette viser hva industrien har fått til på få år.
The Norwegian supplier industry has demonstrated its ability to help find high quality and cost-efficient solutions that enable us to realise projects like Trestakk, even in a low oil price environment,” Rød concludes. 
Norsk leverandørindustri har de siste årene vist en stor evne til å bidra til å finne gode og kostnadseffektive løsninger som gjør det mulig å realisere prosjekter som Trestakk, selv om oljeprisen er lav, konkluderer Rød.
Licence owners: Statoil (59.1%, operator), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (33%), Eni Norge (7.9 %). 
Lisenseiere: Statoil (59,1%, operatør), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (33%), Eni Norge ( 7,9 %).
Water depth: Approximately 300 metres. 
Vanndybde: Om lag 300 meter.
The reservoir is located at a depth of around 3,900 metres. 
Reservoaret ligger på om lag 3.900 meters dyp.
Facts about Åsgard 
Fakta om Åsgard
Statoil submits Trestakk Plan for Development and Operation 
Trestakk bygges ut (2016-11-01)
Trestakk field illustration JPG 1 MB 
Trestakk feltillustrasjon JPG 1 MB
Indications of hydrocarbons in the Shetland Group/Lista Formation in the Gullfaks licence have been known for a long time, but they have not yet been developed due to poor reservoir qualities. 
Indikasjoner på hydrokarboner i Shetland-gruppen/Lista-formasjonen i Gullfaks-lisensen har vært kjent lenge, men de er hittil ikke utviklet på grunn av dårlig reservoarkvalitet.
A new well test in this interval however indicates good flow rates. 
En ny brønntest i dette intervallet viser imidlertid gode strømningsrater.
Production well 34/10-A-8 on the Gullfaks A platform, where the well test is carried out, currently provides a high and stable production of 7,500 barrels/day. 
Produksjonsbrønn 34/10-A-8 på Gullfaks A-plattformen der brønntesten er gjennomført, viser nå en høy og stabil produksjon på 7500 fat/dag.
The well has produced nearly 1 million barrels since December 2012. 
Brønnen har produsert nærmere 1 million fat siden desember 2012.
While the models indicate further upside potential, data gathering and studies are currently ongoing to clarify the potential and further development of these resources. 
Våre modeller indikerer ytterligere oppsidepotensial og det pågår nå videre datainnsamling og studier for å avklare potensialet og videre utvikling av disse ressursene.
Located in the Tampen area in the northern North Sea, Gullfaks came on stream on 22 December 1986. 
Gullfaks ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen og ble satt i produksjon 22. desember 1986.
The field development consists of three permanent installations, which have produced more than 2.4 billion barrels of oil and more than 56 billion cubic metres of gas. 
Feltet er bygd ut med tre faste installasjoner og har produsert mer enn 2,4 milliarder fat olje og 56 milliarder sm3 gass.
The licensees of the Gullfaks Field are operator Statoil with 70% and partner Petoro with 30%. 
Rettighetshavere på Gullfaks-feltet er Statoil (operatør) med 70 prosent, og Petoro med 30 prosent.
Investor relations Lars Valdresbråten, Investor Relations, + 47 40281789 (mobile phone) 
Investor relations Lars Valdresbråten, Investor Relations Tlf: + 47 40281789 (mobil)
Morten Sven Johannessen, vice president, US IR +1 203 570 2524 (mobile phone) 
Morten Sven Johannessen, direktør US IR Tlf: +1 203 570 2524 (mobil)
Media relations Ola Anders Skauby, press spokesperson, Norwegian continental shelf + 47 90 59 85 19 (mobile phone) 
Presse Ola Anders Skauby, pressetalsmann norsk sokkel Tlf: + 47 90 59 85 19
Gullfaks discovery illustration PDF 50 kB 
Gullfaks-funn - illustrasjon PDF 50 kB
Notice of annual general meeting 2013 PDF 46 kB 
Innkalling ordinær generalforsamling 2013 PDF 47 kB
Notice of annual general meeting is attached. 
Innkalling til ordinær generalforsamling følger vedlagt.
FURTHER INFORMATION FROM 
KONTAKTPERSONER
Hilde Merete Nafstad, senior vice president, Investor Relations 
Hilde Merete Nafstad, direktør IR
Morten Sven Johannessen, vice president, Investor Relations USA 
Morten Sven Johannessen, US IR
As previously announced, production in 2013 will be lower than in 2012. 
Som tidligere kunngjort vil produksjonen bli lavere i 2013 enn i 2012.
We are on track to deliver 2-3% average annual production growth from 2012 to 2016 and production above 2.5 million barrels of oil equivalent per day in 2020," says Helge Lund, Statoil's president and CEO. 
Vi er i rute for å levere en gjennomsnittlig årlig produksjonsvekst på 2 til 3 % fra 2012 til 2016, og en produksjon på over 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
In addition to the expected lower production in the quarter, production was impacted by operational disruptions at Snøhvit, Troll and Peregrino. 
I tillegg til den forventede lavere produksjonen i kvartalet, var produksjonen også påvirket av driftsavbrudd på Snøhvit, Troll og Peregrino.
Statoil's net operating income was also impacted by a provision related to the Cove Point terminal in the US. 
Statoils driftsresultat var også påvirket av en avsetning knyttet til Cove Point-terminalen i USA.
Adjusted earnings were down 28% compared to the first quarter 2012. 
Justert driftsresultat gikk ned med 28 % sammenlignet med første kvartal 2012.
The underlying cost development in the period is stable. 
Underliggende kostnadsutvikling var stabil i perioden.
Statoil's cash flows provided by operating activities decreased by 19% compared to the first quarter of 2012, explained by the lower production and reduced prices. 
Statoils kontantstrøm fra driftsvirksomhet gikk ned med 19 % sammenlignet med første kvartal 2012 som følge av lavere produksjon og reduserte priser.
"Statoil delivered record international production, with an increase of 6% mainly due to start-up and ramp-up of fields. 
"Statoil leverte en rekordhøy internasjonal produksjon, med en økning på 6% hovedsakelig som følge av oppstart av og produksjonsøkning på ulike felt.
We started production from new Norwegian continental shelf (NCS) fields, including four fast-track projects, and continued our exploration success by making a new high-impact discovery in Tanzania," says Lund. 
Vi startet opp produksjon på nye felt på norsk sokkel, blant annet fire hurtigutbyggingsprosjekter, og fortsatte å levere gode leteresultater, blant annet ble det gjort et nytt funn med stort potensial i Tanzania, sier Lund.
This gives a 58% success rate in the period. 
Dette gir en funnrate på 58 % i perioden.
"We continue to efficiently execute on our highly competitive project portfolio, while maintaining a firm financial framework, a predictable dividend to our shareholders and a solid balance sheet," says Lund. 
- Vi fortsetter den effektive gjennomføringen av prosjekter som vi har i vår svært konkurransedyktige portefølje, samtidig som vi sørger for å ha solide økonomiske rammer, forutsigbart utbytte til våre aksjeeiere og en solid balanse, sier Lund.
Adjusted earnings were NOK 42.4 billion, compared to NOK 59.2 billion in the first quarter of 2012. 
Justert driftsresultat var 42,4 milliarder kroner, sammenlignet med 59,2 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Adjusted earnings after tax were NOK 12.0 billion, compared to NOK 16.8 billion in the first quarter of 2012. 
Justert driftsresultat etter skatt var 12,0 milliarder kroner, sammenlignet med 16,8 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Net income was NOK 6.4 billion compared to NOK 15.4 billion in the first quarter of 2012. 
Resultatet var 6,4 milliarder kroner, sammenlignet med 15,4 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Key events since fourth quarter 2012: 
Viktige hendelser siden fjerde kvartal 2012
Statoil has initiated an investigation to determine the relevant chain of events before, during and after the In Amenas terrorist attack in order to enable the company to further improve within the areas of security, risk-assessment and emergency preparedness. 
Statoil har startet gransking for å klarlegge hendelsesforløpet før, under og etter terrorangrepet på In Amenas med sikte på videre forbedring innen risiko- vurdering, sikkerhet og beredskap.
Production start-up from two of the three production trains at In Amenas. 
Produksjonsoppstart fra to av de tre produksjonslinjene i In Amenas.
Delivering continued good industrial progress, by selecting development concept for the Johan Castberg (formerly Skrugard) field in the Barents Sea and Bressay in the UK; putting four new fast-track projects on stream (Hyme, Vigdis, Skuld, Stjerne), and securing approval for the field development plans for Aasta Hansteen in Norway and the Mariner heavy oil field in the UK. 
Fortsatt god industriell fremgang gjennom valg av utbyggingskonsept for Johan Castberg-feltet (Skrugard) i Barentshavet og Bressay i Storbritannia; oppstart av fire nye hurtigutbyggingsprosjekter: Hyme, Vigdis, Skuld, Stjerne; og godkjenning av feltutbyggingsplanene for Aasta Hansteen på norsk sokkel og tungoljefeltet Mariner på britisk sokkel.
Revitalising Statoil's legacy position on the NCS, through a significant high-value discovery at Gullfaks in the North Sea and ramping up production from Skarv. 
Revitalisering av Statoils posisjon på norsk sokkel gjennom et betydelig funn av høy verdi på Gullfaks i Nordsjøen; og gjennom økning av produksjonen fra Skarv.
Continuing to develop into a leading exploration company, with a new high-impact discovery in Block 2 offshore Tanzania, bringing further robustness into a future decision on a potential LNG project; and continuing the appraisal program on the Johan Sverdrup field in Norway. 
Fortsatte utviklingen mot å bli et ledende leteselskap gjennom et nytt funn med stort potensial i blokk 2 utenfor kysten av Tanzania, noe som styrket grunnlaget for en framtidig beslutning om et mulig LNG-prosjekt; og fortsatte avgrensningsprogrammet på Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen.
Building material positions in offshore clusters, securing 15 leases in the Gulf of Mexico lease sale, and signing a memorandum of understanding (MoU) with SOCAR to explore new Caspian acreage. 
Bygget viktige posisjoner innenfor kjerneområder offshore; sikret 15 lisenser i en budrunde i Mexicogolfen; inngikk intensjonsavtale med SOCAR om utforskning av nye områder i Det kaspiske hav.
Statoil's president and CEO Helge Lund 
Statoils konsernsjef Helge Lund
The preliminary estimated impact for Statoil’s operating cash flow is below NOK 0.5 billion in 2013, gradually increasing to full effect after 4-5 years. 
Statoil anslår foreløpig virkningen på selskapets kontantstrøm fra drift til under NOK 0,5 milliarder i 2013, gradvis økende til full effekt etter 4-5 år.
The proposed change will reduce tax deductions on the Norwegian continental shelf by NOK 38 million per every NOK 1 billion invested. 
Den foreslåtte endringen vil redusere skattefradraget på norsk sokkel med 38 millioner kroner for hver milliard kroner som investeres.
A predictable and stable fiscal framework is important to secure the attractiveness of continued investments on the Norwegian continental shelf for Statoil and other operators. 
Forutsigbare og stabile rammevilkår er viktige for å sikre attraktiviteten til fortsatte investeringer på norsk sokkel for Statoil og de andre olje- og gasselskapene.
“The proposed change in the Norwegian petroleum tax reduces the attractiveness of future projects, particularly marginal fields, and raises questions regarding the predictability and stability of the fiscal framework for long-term investments on the Norwegian continental shelf,” says Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil. 
- Den foreslåtte endringen i petroleumsskatten reduserer attraktiviteten til fremtidige prosjekter, særlig for marginale felt, og reiser spørsmål ved forutsigbarheten og stabiliteten til rammevilkårene for langsiktige investeringer på sokkelen, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
The Government has proposed a transition rule for projects where the Ministry of Petroleum and Energy has received a plan for development and operation (PDO) or a plan for installation and operation (PIO) prior to 5 May 2013. 
Regjeringen har foreslått en overgangsregel for investeringer hvor plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) er mottatt i Olje- og energidepartementet før 5. mai 2013.
For investments covered by the transition rule the current uplift of 7.5 per cent will apply. 
For investeringer omfattet av overgangsordningen skal dagens friinntektssats på 7,5 prosent benyttes.
The transition rule applies to investments incurred up to the same year as production starts or operation of the facility starts. 
Overgangsregelen gjelder kostnader som er pådratt senest i året for produksjonsstart for petroleumsforekomsten eller driftsstart for innretningen/tilleggsinvesteringen.
The proposed change in the Norwegian petroleum tax will be included in the Revised National Budget 2013 to be announced 7 May. 
Den foreslåtte endringen i petroleumsskatten fremmes i Revidert nasjonalbudsjett for 2013 som legges frem på tirsdag.
Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil 
Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
The long-term incentive programme is a fixed, monetary compensation calculated as a portion of the participant's base salary; ranging from 20 – 30 per cent depending on the individual's position. 
Langtidsinsentivordningen er et fast lønnselement som blir beregnet som en andel av deltakernes grunnlønn, og er på 20 – 30 prosent avhengig av deltakerens stilling.
Number of acquired shares and their new total shareholding is listed in the table below. 
Antall kjøpte aksjer og deres nye beholdning framgår av tabellen nedenfor.
17,401 
17 401
19,237 
19 237
13,547 
13 547
7,016 
7 016
14,524 
14 524
23,290 
23 290
4,919 
4 919
19,656 
19 656
14,910 
14 910
25,355 
25 355
9,261 
9 261