natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We need further exploration to find out what this implies for the total resource potential of the Barents Sea southeast area,” he points out. 
Så hva dette resultatet betyr for det totale ressurspotensialet i Barentshavet sørøst kan vi si først etter videre utforskning, fremholder han.
Statoil is planning both operated wells and participation in partner-operated wells in the Barents Sea southeast area in 2018. 
Statoil planlegger både egen-opererte brønner og å delta i partneropererte brønner i Barentshavet sørøst i 2018.
These plans also include drilling the second commitment well in the Korpfjell licence PL 859. 
Dette inkluderer også boring av den andre forpliktelsesbrønnen i Korpfjell-tillatelsen PL 859.
“Despite an exciting discovery in Kayak and traces of oil in Gemini North, we have so far not had a direct hit that may result in a new standalone field development. 
– Til tross for et spennende funn i Kayak og spor av olje i Gemini Nord, har vi så langt i år ikke fått en fulltreffer som kan gi en ny selvstendig feltutbygging.
The campaign has however provided important clarifications and new information about the resource potential in the Barents Sea,” concludes Averty. 
Kampanjen har så langt likevel gitt viktige avklaringer og ny informasjon om ressurspotensialet i Barentshavet, avslutter Averty.
Korpfjell is the fourth well in Statoil’s 2017 exploration campaign in the Barents Sea, where the Kayak oil discovery was announced on 3 July, the Blåmann gas discovery on 17 July and Gemini North on 7 August. 
Korpfjell er fjerde brønn i Statoils letekampanje i Barentshavet i 2017, der oljefunnet Kayak ble kunngjort 3. juli, gassfunnet Blåmann 17. juli og Gemini Nord offentliggjort 7. august.
The drilling campaign is carried out in a safe and cost-effective manner, without serious incidents during the drilling of the first four wells. 
Kampanjen gjennomføres på en sikker og kostnadseffektiv måte, uten alvorlige hendelser under boringen av de fire første brønnene.
The well is drilled by the Songa Enabler semi-submersible drilling rig, which will move to the Koigen Central prospect in licence PL718 in the western part of the Barents Sea when the well has been permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir boret av den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler, som vil gå videre til Koigen Sentral-prospektet i utvinningstillatelsen PL718 i den vestlige delen av Barentshavet når brønnene er endelig plugget og forlatt.
Partners in Korpfjell (PL859): Statoil (operator) 30%, Chevron 20%, Petoro 20%, Lundin Norway 15% and ConocoPhillips 15%. 
Partnere i Korpfjell (PL859): Statoil (operatør) 30 %, Chevron 20 %, Petoro 20 %, Lundin 15 % og ConocoPhillips 15 %..
Map of the Korpfjell licence JPG 1 MB 
Kart over Korpfjell-lisensen JPG 1 MB
Detailed map of Korpfjell JPG 915 KB 
Detaljert kart over Korpfjell JPG 915 KB
(Photo: Harald Pettersen)) 
(Foto: Harald Pettersen)
This information is subject of the disclosure requirements acc. to §5-12 vphl (Norwegian Securities Trading Act. 
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12.
Notice of Annual General Meeting in Statoil ASA 11 May 2016 with appendice PDF 206 KB 
Innkalling til generalforsamling i Statoil ASA 11. mai 2016 med vedlegg PDF 225 KB
The shares have been acquired at a price of NOK 102.70 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 102,70 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 11,888,017 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 11.888.017 aksjer.
The contract covers Statfjord, Gullfaks, their respective satellites and Veslefrikk in the North Sea, as well as Kristin and Norne in the Norwegian Sea. 
Oppdraget omfatter Statfjord-feltet, Statfjord-satellittene, Gullfaks-feltet, Gullfaks-satellittene og Veslefrikk-feltet i Nordsjøen samt Kristin og Norne i Norskehavet.
It also includes an option for Vigdis, Tordis, Snorre and Visund in the North Sea, currently operated by Norsk Hydro but due to be taken over by Statoil on 1 January. 
Kontrakten inneholder også mulighet for opsjon for de Norsk Hydro-opererte feltene Vigdis, Tordis, Snorre og Visund i Nordsjøen.
(Photo: Ole Jørgen Bratland/Statoil) 
Oljedirektør Bente Nyland offentliggjorde IOR-prisen (Foto: Ole Jørgen Bratland/Statoil)
Director General of the Norwegian Petroleum Directorate (NPD), Bente Nylund, announced at the ONS 2016 Tuesday that the Åsgard licence was awarded the NPD’s prize for improved oil recovery (IOR) for their Åsgard subsea gas compression effort. 
Oljedirektør Bente Nyland offentliggjorde på ONS tirsdag at Åsgardlisensen tildeles Oljedirektoratets (OD) IOR-pris for arbeidet med Åsgard havbunns gasskompresjon.
“The IOR prize has been given in recognition of their creativity, perseverance and venturousness in applying methods and technology for improving oil and gas recovery. 
– IOR-prisen er en anerkjennelse for kreativitet, standhaftighet og risikovilje når det gjelder å ta i bruk metoder og teknologi som kan øke utvinningen av olje og gass.
This year’s IOR prize is awarded to the Åsgard licence for the licensees’ courage, ability and will to invest in advanced technology that will strongly help raise the recovery from Åsgard,” says Nylund. 
Årets IOR-pris blir tildelt Åsgard-lisensen med bakgrunn i rettighetshavernes mot, evne og vilje til å beslutte investeringen om å ta i bruk avansert teknologi som vil bidra til å øke utvinningen fra Åsgard betydelig, sier Nyland.
In the autumn of 2015 Statoil started the world’s first subsea gas compression system at a water depth of more than 300 metres in the Norwegian Sea. 
Høsten 2015 startet Statoil opp verdens første anlegg for havbunns gasskompresjon på over 300 meters havdyp i Norskehavet.
With the new technology the recovery from the Mikkel and Midgard reservoirs has been increased by as much as 306 million barrels of oil equivalent (boe), corresponding to a medium-sized field on the Norwegian continental shelf (NCS), and thereby extending the field’s life to 2032. 
Med den nye teknologien økes utvinningen fra reservoarene Mikkel og Midgard med hele 306 millioner fat oljeekvivalenter, noe som tilsvarer et middels stort felt på norsk sokkel, og forlenger feltenes levetid fram mot 2032.
“We are very proud of receiving this prize, and even more proud of what we have achieved together with our licence partners. 
– Vi er utrolig stolte av denne prisen, og enda mer stolte av det vi har fått til sammen med våre lisenspartnere.
Gas compression is one of Statoil’s key measures to provide higher and profitable volumes on existing NCS fields,” says head of Åsgard operations, Halvor Engebretsen, who received the prize on behalf of the other licensees. 
Gasskompresjon er et av Statoils viktigste tiltak for å levere økte og lønnsomme volumer på eksisterende felt på norsk sokkel, sier produksjons-direktør på Åsgard, Halvor Engebretsen som på vegne av de øvrige lisenshaver tok i mot prisen.
Åsgard subsea gas compression is the world’s first and one of Statoil’s most radical innovation projects. 
Åsgard havbunns gasskompresjon er verdens første og et av Statoils mest radikale innovasjonsprosjekter.
This technology represents a quantum jump that may contribute to major improvements in both the recovery rate and lifetime for a number of gas fields. 
Teknologien representerer et kvantesprang som kan bidra til betydelige forbedringer i både utvinningsgrad og levetid for en rekke gassfelt.
In close collaboration with suppliers such as Aker Solutions, MAN and Technip, Statoil has qualified more than 40 new technologies. 
I tett samarbeid med leverandører som Aker Solutions, MAN og Technip, har Statoil kvalifisert over 40 nye teknologier.
Statoil at ONS 2016 – Shaping the future of energy 
How we see the future of our industry
OGCI Climate Investments (OGCI CI) will aim to deploy successfully-developed new technologies among member companies and beyond. 
OGCI Climate Investments (OGCI CI) tar sikte på å anvende nye vellykkede teknologier som utvikles i medlemsselskapene og utenfor.
It will also identify ways to cut the energy intensity of both transport and industry. 
OGCI CI skal også identifisere metoder for å redusere energiforbruket til både transport og industri.
Working in partnership with like-minded initiatives across all stakeholder groups and sectors, the OGCI CI believes its emission reduction impact can be multiplied across industries. 
Gjennom samarbeid med likesinnede tiltak på tvers av alle interessentgrupper og sektorer mener OGCI CI at den resulterende utslippsreduksjonen kan mangedobles på tvers av bransjene.
This investment represents an unprecedented level of oil and gas industry collaboration and resource-sharing in this space. 
Denne investeringen utgjør et unikt samarbeid og ressursutveksling i olje- og gassbransjen innen dette området.
This new, additional investment will complement the companies’ existing low emissions technology programs and will draw on the collective expertise and resources of the member companies. 
Denne nye tilleggsinvesteringen vil supplere selskapenes eksisterende lavutslippsteknologi-programmer og vil trekke på medlemsselskapenes samlede ekspertise og ressurser.
Through discussions with stakeholders and detailed technical work, the OGCI has identified two initial focus areas: accelerating the deployment of carbon capture, use and storage; and reducing methane emissions from the global oil and gas industry in order to maximize the climate benefits of natural gas. 
Gjennom samtaler med interessenter og detaljert faglig arbeid har OGCI identifisert to satsingsområder i første omgang: fremskynde anvendelsen av karbonfangst, -bruk og -lagring; og redusere metanutslipp fra verdens olje- og gassindustri for å maksimere klimafordelene av naturgass.
The OGCI believes that these are areas where the oil and gas industry has meaningful influence and where its collaborative work can have the greatest impact. 
OGCI mener at dette er områder der olje- og gassbransjen har en relevant innflytelse og der samarbeidet kan ha størst innvirkning.
Beyond this, OGCI CI will make investments that support improving energy and operational efficiencies in energy-intensive industries. 
Utover dette vil OGCI CI gjøre investeringer som fremmer forbedring av energi- og driftseffektiviteten i energikrevende bransjer.
OGCI CI will also work closely with manufacturers to increase energy efficiency in all modes of transportation. 
OGCI CI skal også samarbeide med fabrikanter for å øke energieffektiviteten innen alle typer transport.
A CEO and management team for OGCI Climate Investments will be announced in the near future. 
En toppdirektør og lederteam for OGCI Climate Investments vil bli kunngjort i nær framtid.
The closing of OGCI Climate Investments is subject to customary conditions including regulatory clearances as required. 
Sluttføring av OGCI Climate Investments forutsetter at vanlige betingelser, blant annet myndighetsgodkjennelser, blir oppfylt.
About the oil and gas climate initative 
The oil and gas climate initiative
The Oil and Gas Climate Initiative is designed to catalyze practical action to reduce greenhouse gas emissions. 
The Oil and Gas Climate Initiative er utformet for å fremskynde praktiske tiltak for å redusere klimagassutslipp.
The OGCI was established following discussions during the 2014 World Economic Forum Annual Meeting, and was officially launched at the UN Secretary General’s Climate Summit in New York in September 2014. 
OGCI ble etablert etter samtaler under Verdens økonomiske forums årlige møte i 2014, og ble offisielt lansert på FNs klimatoppmøte i New York i september 2014.
FACTS 
FAKTA
OGCI Climate Investments to fund new ventures and projects that have the potential to significantly reduce emissions 
OGCI Climate Investments skal finansiere nye satsinger og prosjekter som kan gi betydelige utslippsreduksjoner
Initial focus on deploying carbon capture, use and storage on a wide scale; enhancing the role of gas by reducing methane emissions along the value chain; and improving energy efficiency in both transport and industry 
Fokus er i første omgang på omfattende bruk av karbonfangst, -bruk og -lagring; styrking av rollen til gass ved å redusere metanutslipp langs verdikjeden; og forbedring av energieffektiviteten i både transport og industri
More information about OGCI 
Mer informasjon om OGCI
With this unprecedented joint initiative, the companies recognise both the importance of the climate challenge and the importance of energy to human life and well-being. 
Dette nye initiativet bygger på selskapenes erkjennelse av klimautfordringene og betydningen av energi for økonomisk utvikling og velferd.
They acknowledge the current trend of greenhouse gas emissions is in excess of what the Intergovernmental Panel on Climate Change says is needed to limit global temperature rise to no more than 2 degrees Centigrade, and say they are ready to contribute solutions. 
Selskapene anerkjenner at dagens utslipp av klimagasser ligger over det FNs klimapanel mener er nødvendig for å begrense den globale temperaturøkningen til maksimum to grader, og selskapene sier de er rede til å bidra med løsninger.
As the chief executives write: 
Konsernsjefene i selskapene sier:
We now need governments around the world to provide us with this framework and we believe our presence at the table will be helpful in designing an approach that will be both practical and deliverable.” 
– Vi ønsker at myndigheter rundt om i verden skal gi oss disse rammene og vi mener at vår deltakelse vil bidra til å utforme en fremgangsmåte som blir både praktisk og oppnåelig.
Paying for carbon letter PDF 527 KB 
Paying for carbon letter PDF 527 KB
Letter on the Role of gas and Carbon pricing to media PDF 319 KB 
Letter on the Role of gas and Carbon pricing to media PDF 319 KB
For press enquiries: 
Kontaktpersoner:
Kim Blomley +44 11 8938 6568 Kim.Blomley@bg-group.com 
Kim Blomley +44 11 8938 6568 Kim.Blomley@bg-group.com
David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com 
David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
Eni 
Eni
Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com 
Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com 
International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
Bård Glad Pedersen +47 91801791 barp@statoil.com 
Bård Glad Pedersen +47 91801791 barp@statoil.com
Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com 
Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Oil on the Troll field is found in thin oil columns and efficient recovery has required innovative solutions and technology. 
Oljen på Troll-feltet er å finne i tynne oljekolonner og effektiv utvinning har krevd innovative løsninger og teknologi.
The result proves that the effort pays off: In fact, Troll B has soon produced three times more than the expected volume stated in the plan for development and operation (PDO). 
Resultatet er bevis på at innsatsen har lønnet seg: Troll B har faktisk snart produsert tre ganger mer enn det som var oppgitt som forventet volum i Plan for utbygging og drift (PUD).
Revenues for the common good 
Til inntekt for fellesskapet
When Troll B came on stream in 1995, nine oil wells and one gas injector had been pre-drilled. 
Da Troll B startet produksjonen i 1995 var ni oljebrønner og en gassinjektor forboret.
For more than 21 years the platform has delivered high oil volumes with excellent regularity. 
I mer enn 21 år har plattformen levert solide mengder olje med meget høy regularitet.
The average daily oil production has been 20,600 cubic metres. 
I snitt er det produsert 20600 kubikkmeter per dag.
In 2016 the average will be 12,000 cubic metres per day, an impressive rate for a 21-year-old "oil lady". 
I 2016 vil gjennomsnittet være på 12000 kubikkmeter per dag, en imponerende rate for en «oljedame» på 21 år.
Making good money: Based on the average oil price for the years in production, one billion barrels of oil from Troll B has given a revenue of NOK 268 billion. 
Slikt blir det også penger av: En milliard fat olje fra Troll B har, basert på gjennomsnittlig oljepris for årene i produksjon, gitt en inntekt på 268 milliarder norske kroner.
Around 200 of these billions have been channelled back to the Norwegian state through direct ownership and taxes – almost 75%. 
Rundt 200 av disse milliardene har gått tilbake til den norske staten gjennom direkte eierskap og skatt – nesten 75 prosent.
"The combined oil and gas produced from the Troll field so far represent values worth NOK 1300 billion. 
– Oljen og gassen som samlet er produsert fra Troll-feltet så langt representerer verdier for 1300 milliarder kroner.
After 20 years of production Troll will probably be the highest oil producing field on the NCS for the fourth year in a row. 
Etter 20 års produksjon ligger Troll an til å bli norsk sokkels høyest oljeproduserende felt for fjerde år på rad.
Troll B is delivering high regularity and good HSE results, and this is the result of dedicated employees doing a fantastic job every day, both offshore and onshore," says Lars Høier, vice president of Troll operations. 
Troll B leverer høy regularitet og gode HMS-resultater, og dette er resultat av dedikerte medarbeidere som gjør en fantastisk innsats hver dag, både i havet og på land, sier Lars Høier, produksjonsdirektør på Troll.
Still more wells 
Stadig flere brønner
During the past years Troll B has had a "flat" production profile thanks to an efficient and active drilling programme as well as technology development and implementation. 
Troll B har de senere årene hatt en «flat» produksjonsprofil takket være effektivt og aktivt boreprogram samt teknologiutvikling og -implementering.
We still forecast another 8-10 years of oil production on the platform. 
Fortsatt er det utsikter til oljeproduksjon på plattformen de neste 8-10 år.
In 2015 a new record was set when a distance of 145,000 metres were drilled in the reservoir. 
Gjennom 2015 ble det satt ny rekord i tilbakelagt distanse i reservoaret, med nye 145000 borede reservoarmeter.
The budget aims for start-up of 15 new wells in 2016. 
Det er budsjettert med oppstart av 15 nye brønner i 2016.
The Troll field is divided into three main areas: 1) Troll East contains two thirds of the gas reserves on Troll, in addition to hosting the Troll A and Troll-Oseberg gas injection project (TOGI). 
Troll-feltet er delt i tre hovedområder: Troll Øst som inneholder to tredjedeler av gassreservene på Troll og hvor Troll A og Troll-Oseberg gassinjeksjonsprosjekt (TOGI) er plassert.
2) Troll Oil Gas Province contains one third of the Troll gas reserves as well as a 13-metre thin oil layer. 
Deretter Troll Olje Gassprovins som inneholder en tredjedel av gassreservene på Troll samt et tynt oljelag på 13 meter.
3) Troll Oil Province mainly contains oil. 
I tillegg kommer Troll Oljeprovins som hovedsakelig inneholder olje.
The Troll Oil development was originally based on production from the oil province with potential to cover future production from the gas province. 
Utbyggingen av Troll Olje var opprinnelig basert på produksjon fra oljeprovinsen med mulighet for å dekke en fremtidig produksjon fra gassprovinsen.
Troll B is currently producing oil from the whole oil province and parts of Troll Oil Gas Province. 
Troll B produserer i dag olje fra hele oljeprovinsen og deler av Troll Olje Gassprovins.
Troll B is located east of the oil province, around 100 kilometres west of Bergen and around 50 kilometres from the Oseberg field centre. 
Troll B er lokalisert øst for oljeprovinsen, cirka 100 kilometer vest for Bergen og cirka 50 kilometer fra Oseberg Feltsenter.
The distance between Troll A and Troll B is approximately 20 kilometres. 
Avstanden mellom Troll A og Troll B er omtrent 20 kilometer.
Facts about Troll 
Fakta om Troll
(Photo: Grégory Maillot/Point Of Views) 
(Foto: Grégory Maillot/Point Of Views)
Statoil and Argentina’s leading energy company YPF have entered into an agreement to jointly explore hydrocarbons in the Bajo del Toro block in the Neuquén Basin onshore Argentina. 
Statoil og Argentinas ledende energiselskap, YPF, har inngått avtale om felles leting etter hydrokarboner i den landbaserte Bajo del Toro-blokken i Neuquén-bassenget i Argentina.
The preliminary agreement (term sheet) between the companies was signed yesterday in Geneva by Statoil’s executive vice president for Exploration, Tim Dodson, and YPF’s vice president for business development & development engineering, Sergio Giorgi. 
Den foreløpige avtalen (intensjonsavtalen) mellom selskapene ble signert i går i Genève av Statoils konserndirektør for leting, Tim Dodson, og YPFs direktør for forretningsutvikling, Sergio Giorgi.
Statoil will enter the Bajo del Toro exploration permit in the Neuquén Basin as a partner with a 50 % participating interest, with the operator YPF retaining a 50 % interest. 
Statoil går inn i letelisensen Bajo del Toro i Neuquén-bassenget som partner med 50 % deltakerandel, mens operatøren YPF beholder 50 % andel.
As a consideration, Statoil shall recognize to YPF past cost incurred in the block and fund 100% of the cost of certain future activities in the block (promote). 
Som vederlag skal Statoil godtgjøre YPF for tidligere kostnad som er påløpt i blokken og finansiere 100% av kostnaden for visse fremtidige aktiviteter.
The Bajo del Toro exploration block represents a country-entry for Statoil into Argentina. 
Avtalen om Bajo del Toro-lisensen representerer en ny landinntreden for Statoil.
“This is a light oil exploration project in a world-class unconventional resource play, the Vaca Muerta formation. 
– Dette er et leteprosjekt med potensial for lettolje i en skiferformasjon av verdensklasse, Vaca Muerta.
The opportunity has an excellent fit with Statoil’s sharpened strategy, and is in line with our exploration strategy of delivering profitable, high-quality resources,” says Tim Dodson. 
Muligheten passer veldig godt inn i Statoils spissede strategi og er i tråd med letestrategien vår om å levere lønnsomme ressurser av høy kvalitet, sier Tim Dodson.
“We are very pleased to expand our cooperation with YPF, the leading player in the Neuquén Basin, and look forward to work closely with them to unlock the potential in the Bajo del Toro block,” says Dodson. 
– Vi er glade for å utvide samarbeidet med YPF, den ledende aktøren i Neuquén-bassenget, og ser fram til å samarbeide tett med selskapet for å avdekke potensialet i Bajo del Toro-blokken, sier Dodson.
“Bringing in a new international player like Statoil into the country shows confidence in Vaca Muerta as a promising shale play and in YPF as a leading operator. 
– At en ny internasjonal aktør som Statoil etablerer seg i landet er uttrykk for tro på Vaca Muerta som en lovende skiferformasjon og tillit til YPF som ledende operatør.
We are pleased to expand the cooperation between both companies”, says YPF Chairman, Miguel Angel Gutierrez. 
Vi er glade for å utvide samarbeidet mellom selskapene, sier YPFs styreleder Miguel Angel Gutierrez.
Map of the Bajo del Toro block PNG 177 KB 
Kart over Bajo del Toro-lisensen PNG 177 KB
Argentina map PNG 149 KB 
Argentina-kart PNG 149 KB
Photo of Tim Dodson and Sergio Giorgi (Photo by Grégory Maillot/Point Of Views) JPG 4 MB 
Foto av Tim Dodson og Sergio Giorgi (Foto: Grégory Maillot/Point Of Views) JPG 4 MB
The Bajo del Toro exploration permit covers an area of 157 km2 (38,800 acres), located in the Neuquén Basin in the west-central part of Argentina. 
Bajo del Toro-lisensen strekker seg over et område på 157 km2 i Neuquén-bassenget i den vestlige/sentrale delen av Argentina.
The Vaca Muerta formation is the main target in the basin. 
Vaca Muerta-formasjonen er hovedmålet i bassenget.
In the next few months, the parties will conclude the final agreements. 
I kommende måneder skal partene inngå de endelige avtalene.
Prior to closing of the deal, the agreements have to be approved by the Neuquén provincial authorities. 
Før dette må avtalene godkjennes av myndighetene i provinsen Neuquén.