natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The twelve month average Serious incident frequency (SIF) was 0.8 for the twelve months ended 30 September 2016, compared to 0.5 in the same period last year. 
Gjennomsnittlig frekvens for alvorlige hendelser (SIF) var 0,8 for de siste 12 månedene fram til 30. september 2016 sammenlignet med 0,5 I samme periode i for.
Financial statements and review 3Q 2016 PDF 1 MB 
Financial statements and review 3Q 2016 PDF 1 MB
Press release 3Q 2016 PDF 175 KB 
Pressemelding 3. kvartal 2016 PDF 170 KB
CFO presentation 3Q 2016 PDF 946 KB 
CFO presentation 3Q 2016 PDF 946 KB
CEO presentation 3Q 2016 PDF 1 MB 
CEO presentation 3Q 2016 PDF 1 MB
Production per Field (3Q 2016-4Q 2007) XLSX 808 KB 
Production per Field (3Q 2016-4Q 2007) XLSX 808 KB
Analyst conference - 3rd quarter 2016 results – webcast 
Analyst conference - 3rd quarter 2016 results – webcast
Press conference 3Q 2016 - webcast 
Press conference 3Q 2016 - webcast
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 9,001,803 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9.001.803 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 137.84 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 137,84 kroner.
7,531 
7 531
13,715 
13 715
3,952 
3 952
723 
723
11,437 
11 437
727 
727
19,019 
19 019
3,195 
3 195
566 
566
2,835 
2 835
561 
561
21,405 
21 405
14,778 
14 778
878.142990 
878,142990
18,131.903915 
18131,903915
Following this, the share saving plan has 8,675,317 shares. 
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8 675 317 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares at an average price of NOK 144.66. 
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer til gjennomsnittlig pris på NOK 144,66 pr. aksje.
Snorre and Grane are two oil fields with large remaining reserves. 
Snorre og Grane er to oljefelt med store gjenværende reserver.
Now approx. 700 kilometres of seismic cables will be placed in trenches on the seabed on these to fields. 
Nå skal nær 700 kilometer med seismiske kabler legges i grøfter på havbunnen på de to feltene.
This covers an area totalling approx. 240 square kilometres (190 on Snorre and 50 on Grane). 
Dette dekker et område på totalt omlag 240 kvadratkilometer (190 på Snorre, 50 på Grane) .
Combined, this will be the world's largest seismic project of its kind. 
Til sammen blir dette verdens største seismikkprosjekt av denne typen.
It will provide more frequent and better seismic images of changes in the reservoirs, and more knowledge of the reservoir will give more oil. 
Dette vil gi hyppigere og bedre seismiske bilder av endringer i reservoarene, og mer kunnskap om reservoaret gir mer olje.
With the current oil prices, we estimate that we could recover additional oil at a value NOK 19 billion on these two fields. 
Med dagens oljepris, regner vi med å ta ut ekstra olje verdt 19 milliarder kroner på de to feltene.
Øystein Michelsen, executive vice president for Development and production on the Norwegian shelf. 
Øystein Michelsen, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel
"Better seismic data are essential to the company's strategy for increased oil production. 
– Bedre seismikk er sentralt i selskapets strategi for økt utvinning.
This is a very important project for Statoil," says Øystein Michelsen, executive vice president for Development and production on the Norwegian shelf. 
Dette er et svært viktig prosjekt for Statoil, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel.
Today, Statoil recovers 50 per cent of the oil from our operated fields on the Norwegian shelf. 
Statoil tar i dag ut 50 prosent av oljen fra feltene vi opererer på norsk sokkel.
The world average is 35 per cent. 
Gjennomsnittet i verden er 35 prosent.
Every extra per cent we recover from our fields constitute a value of NOK 200 billion with today's oil prices. 
Hver ekstra prosent vi tar ut ekstra fra våre felt utgjør en verdi på 200 milliarder kroner med dagens oljepris.
"Statoil is a world leader within increased oil recovery. 
– Statoil er verdensledende i økt oljeutvinning.
This technology is an important contribution to reaching our ambition of increasing the recovery rate for oil to 60 per cent from our fields on the Norwegian shelf," says Michelsen. 
Denne teknologien er et viktig bidrag til å nå vår ambisjon om å øke utvinningsgraden for olje til 60 prosent fra feltene våre på norsk sokkel, sier Michelsen.
Better images and better understanding 
Bedre bilder og bedre forståelse
The ordinary gathering of seismic data involves towing streamers after a ship which transmits a sound signal. 
Ved vanlig seismikkinnsamling taues lyttekabler etter en båt som sender ut et lydsignal.
The PRM technology involves embedding the streamers into the seabed on a permanent basis. 
PRM-teknologien går ut på at lyttekablene graves ned i på havbunnen permanent.
When we want to collect seismic data, a ship with a signal source will cross the field. 
Når vi ønsker å samle inn seismikk, sendes et fartøy med signalkilde over feltet.
The cables on the seabed will register the signals and transmit them to the platform and onshore for interpretation. 
Kablene på havbunnen registrerer signalene og sender dem til plattformen og til land der de tolkes.
Bjørn Kåre Viken, acting head of Technology Excellence in Statoil. 
Bjørn Kåre Viken, fungerende leder for Technology Excellence i Statoil
"This will give us a picture of the changes in the reservoir over time, which is important in order to position the wells more correctly so as to recover as much as possible from the field. 
– Dette gir oss et bilde over endringene i reservoarene over tid, noe som er viktig for å plassere brønnene bedre for å få mest mulig ut av feltet.
We have long experience in monitoring the oil and gas reservoirs, but this is the first time Statoil applies a permanent system," says Bjørn Kåre Viken, acting head of Technology Excellence in Statoil. 
Vi har lang erfaring med å monitorere olje- og gassreservoarene, men dette er første gang Statoil tar i bruk permanente systemer, sier Bjørn Kåre Viken, fungerende leder for Technology Excellence i Statoil.
Contracts signed 
Kontrakter
The cables will be delivered by the American company Geospace Technologies. 
Kablene leveres av det amerikanske selskapet Geospace Technologies.
The contract has a value of 900 MNOK. 
Kontrakten har en verdi på 900 millioner kroner.
DeepOcean will install the cables at Snorre and Reef Subsea Norway A/S will install the cables at Grane. 
DeepOcean skal installere kablene på Snorre og Reef Subsea Norway A/S skal installere kablene på Grane.
These contracts have a combined value of approximately 700 MNOK. 
Disse kontraktene har en samlet verdi på rundt 700 millioner kroner.
The installation work starts in 2013 at Snorre and in 2014 at Grane. 
Installasjonsarbeidet starter i 2013 på snorre og i 2014 på Grane.
Whereas cables that are towed on the surface move with the wind, waves and currents, permanent cables are stable and will therefore provide a more accurate picture of the subsurface. 
Mens kabler som taues på havoverflaten beveger seg med vind, bølger og strøm, ligger permanente kabler stabilt og gir derfor et mer nøyaktig bilde av undergrunnen.
Share holding* as of 12.14.2012 
Beholdning* per 14.12.2012
651.994097 
651,994097
Number of allocated shares and new total share holding is listed in the table below. 
Antall tildelte aksjer og ny totalbeholdning framgår av tabellen nedenfor.
"The US unconventional plays hold a substantial resource base and represent an increasingly important part of future energy supplies. 
– Ukonvensjonelle områder i USA utgjør en betydelig ressursbase, og representerer en stadig viktigere del av framtidens energiforsyning.
Statoil is further strengthening its US onshore portfolio by acquiring additional acreage in the valuable liquid rich parts of the Marcellus shale in Ohio and West Virginia," says Statoil US onshore senior vice president Torstein Hole. 
Statoil fortsetter å styrke sin landbaserte portefølje i USA ved å kjøpe mer areal i de verdifulle, væskerike delene av Marcellus skifergassområde i Ohio og West Virginia, sier Torstein Hole, direktør for Statoils landbaserte virksomhet i USA.
Statoil entered the Marcellus in 2008 through a partnership with Chesapeake Energy Corporation. 
Statoil gikk inn i Marcellus i 2008 gjennom en allianse med Chesapeake Energy Corporation.
Since then the company has pursued a targeted and stepwise growth strategy to expand its US onshore holdings and develop operational and organizational capacity. 
Siden den gang har selskapet fulgt en målrettet og stegvis vekststrategi for å utvide sin landbaserte portefølje i USA, og utvikle operasjonell kapasitet.
In 2010 Statoil acquired acreage in the liquid-rich Eagle Ford Shale in Texas and in 2011 the company took over ownership and operatorship for leases in the Bakken and Three Forks formations in North Dakota and Montana through the acquisition of Brigham Exploration. 
I 2010 kjøpte Statoil et område i det væskerike skiferområdet Eagle Ford i Texas, og i 2011 ble selskapet eier og operatør av lisenser i formasjonene Bakken og Three Forks i Nord-Dakota og Montana gjennom oppkjøpet av Brigham Exploration.
In 2013, Statoil will become operator for 50% of the Eagle Ford acreage, in line with the agreement with Talisman Energy Inc. from 2010. 
I 2013 vil Statoil bli operatør av en andel på 50 prosent av Eagle Ford, i samsvar med avtalen som ble inngått med Talisman Energy Inc. i 2010.
"Statoil was an early entrant into shale and has over time built a diversified portfolio in some of the most attractive oil, gas and liquid-rich areas. 
– Statoil gikk tidlig inn i skiferområder, og har over tid bygget opp en mangfoldig portefølje i noen av de mest attraktive områdene i USA.
We are already operator in Bakken, we are on schedule to become operator in Eagle Ford next year and with this transaction Statoil will become operator also in Marcellus. 
Vi er allerede operatør i Bakken, vi er i rute i forberedelsene for operatørskap i Eagle Ford neste år, og med denne transaksjonen vil Statoil bli operatør også i Marcellus.
We will then be operator in all of our significant US shale plays," says Hole. 
Da vil vi være operatør i alle de viktigste skiferområdene våre i USA, sier Torstein Hole.
A majority of the net acres in this transaction are located in the liquid-rich part of the Marcellus. 
Mesteparten av området som dekkes av denne transaksjonen ligger i den væskerike delen av Marcellus.
The market for these products is substantially better paying than the current market for dry gas in the US. 
Markedet for disse produktene er substansielt bedre betalende enn dagens marked for tørrgass i USA.
At this early stage of development the risked resource base is estimated at 300-500 million barrels of oil equivalent equity. 
På dette tidlige stadiet av utviklingen er det riskede ressursanslaget på mellom 300 og 500 millioner fat oljeekvivalenter (foe, equity).
Current equity production is approximately 5,000 barrels of oil equivalents per day. 
Nåværende egenproduksjon er om lag 5.000 fat oljeekvivalenter per dag.
To help ensuring a safe and efficient transfer of operatorship, the sellers will over a period of time provide transition operating services. 
For å sikre en trygg og effektiv overføring av operatøransvaret vil selgerne i en periode yte overgangstjenester til Statoil.
The transaction was closed 18 December 2012, with 1 September 2012 as the effective date. 
Transaksjonen ble fullført 18. desember 2012 med virkning fra 1. september 2012.
Map of the Marcellus area GIF 133 kB 
Kart over Marcellus-området GIF 133 kB
Presentation - Adding Marcellus acreage PDF 7 MB 
Presentation - Adding Marcellus acreage PDF 7 MB
Torstein Hole and Andy Winkle on Marcellus wellpad JPG 6 MB 
Torstein Hole og Andy Winkle på brønnlokasjon i Marcellus-området JPG 6 MB
Torstein Hole (left), senior vice president for US onshore in Statoil and Andy Winkle, Statoil's vice president for the Marcellus asset, at a well pad in the Marcellus area. 
Torstein Hole (til venstre), direktør for Statoils landbaserte virksomhet i USA, og Andy Winkle, Statoils direktør for virksomheten i Marcellus-området, på en brønnlokasjon i dette området.
The following primary insider in Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) has purchased shares in Statoil ASA: 
Følgende primærinnsider i Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) har kjøpt aksjer i Statoil ASA:
The development concept consists of a fixed platform to be tied in to the Sleipner field for gas export. 
Olje- og gassfeltet skal bygges ut med en bunnfast plattform som knyttes opp til Sleipner-feltet for gasseksport.
The oil will be transported by tankers. 
Oljen skal transporteres med skip.
The recoverable reserves are estimated at 225 million barrels of oil equivalent. 
Utvinnbare reserver er beregnet til 225 millioner fat oljeekvivalenter.
"We have managed to make a 1974 discovery commercially viable. 
– Vi har klart å få lønnsomhet i et funn fra 1974.
Patience, technology development and infrastructure have helped realise Dagny as one of the big development projects on the Norwegian continental shelf (NCS). 
Tålmodighet, teknologiutvikling og infrastruktur har bidratt til realisering av Dagny som en av de store utbyggingene på norsk sokkel.
The submission of the PDO for Dagny is another proof that we will be able to deliver on our production targets for 2020," says Ivar Aasheim, Statoil's SVP for field development on the NCS. 
Innlevering av PUD for Dagny er nok et bevis på at vi skal levere på produksjonsmålene for 2020, sier Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Ivar Aasheim, Statoil's senior vice president for field development on the NCS. 
Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Dagny has been under consideration for development on several occasions. 
Dagny har vært vurdert for utbygging ved flere anledninger.
Further appraisal in the period 2008 to 2011 confirmed a connection between Dagny and Dagny East and considerable oil volumes below the structure. 
Videre avgrensing i perioden 2008 til 2011 konstaterte sammenheng mellom Dagny og Dagny Øst og betydelige oljemengder under strukturen.
"With the Dagny plans finalised another piece has been put in place for further development in the Sleipner area. 
– Med planene for Dagny er nok en brikke på plass for videre utvikling i Sleipner-området.
This shows the importance of exploring and developing in mature areas with established infrastructure," says Aasheim. 
Dette viser viktigheten av å lete og utvikle felt i modne områder med etablert infrastruktur, sier Aasheim.
In the concept selected for the Dagny platform the licence pre-invests in equipment aimed to facilitate power from shore, and only one gas-fired turbine will be installed for power generation. 
For Dagny-plattformen er det gjort konseptvalg hvor lisensen pre-investerer i utstyr for å tilrettelegge for kraft fra land, og det installeres kun en gassdreven turbin for kraftgenerering.
It will only be used in the period until power from shore is available. 
Den skal kun benyttes inntil kraft fra land er tilgjengelig.
The investments are estimated at NOK 31 billion (at money of the day). 
Investeringene er estimert til 31 milliarder kroner (løpende kroner).
Parallel with the submission of the PDO to the authorities the licence will award several contracts related to the development project. 
Samtidig som PUD leveres til myndighetene vil lisensen tildele flere kontrakter for utbyggingen.
Based on design studies performed by various Norwegian and international supply companies the main contracts will be awarded during 2013. 
Basert på designstudier utført av ulike norske og internasjonale leverandørselskaper blir hovedkontraktene tildelt i løpet av det kommende året.
Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil. 
Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil.
Earlier this year Mærsk Drilling was awarded a contract for production drilling on the field. 
Mærsk Drilling fikk tidligere i år en kontrakt for produksjonsboring på feltet.
"The Dagny project has attracted great interest in the supply market," says Anders Opedal, SVP for projects in Statoil. 
– Det har vært stor interesse for Dagny-prosjektet i leverandørmarkedet, sier direktør for prosjekter i Statoil, Anders Opedal.
"We have launched a broadly targeted information campaign in the industry, and held contact meetings with large and small-size suppliers to clarify our expectations and ensure that the various bidders are aware of the skills available in the market." 
– Vi har informert bredt i industrien og gjennomført kontaktmøter med større og mindre leverandører for å tydeliggjøre forventninger og sørge for at ulike tilbydere blir kjent med kompetansen som finnes i markedet.
The PDO for the neighbouring Eirin gas field is scheduled to be submitted in 2013. 
PUD for det nærliggende gassfeltet Eirin skal etter planen leveres i 2013.
The Eirin development is planned to include a template to be tied in to the Dagny platform. 
Eirin er planlagt utbygd med en bunnramme som knyttes til Dagny-plattformen.
Plans call for Dagny to come on stream in the first quarter of 2017. 
Produksjonen fra Dagny skal etter planen starte i første kvartal 2017.
The field's productive life is estimated at 20 years. 
Levetiden er estimert til 20 år.
Illustration Dagny field JPG 1 MB 
Dagny feltillustrasjon JPG 1 MB
Dagny field illustration, with the Sleipner field in the background. 
Illustrasjon av Dagny-feltet med Sleipner-feltet i bakgrunnen.
The Statoil-operated Lavani-2 well successfully appraised the Lavani-1 discovery reservoir in the Palaeogene. 
Den Statoil-opererte Lavani-2-brønnen var en vellykket avgrensningsbrønn til Lavani-1-funnet i bergarter fra paleogenperioden.
When deepening the well to the second target, a separate and significant gas bearing reservoir in the Cretaceous was encountered. 
Brønnen ble boret ned til det andre målet og traff da et separat og betydelig gassbærende reservoar fra krittperioden.
Statoil and its co-venturer ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited will announce updated total volumes in Block 2 next year. 
Statoil og partner ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited vil kunngjøre oppdaterte totalvolumer i blokk 2 neste år.
An increase in the upside potential of the Block is expected following further evaluations of the well. 
Det ventes en økning i oppsidepotensialet for blokken etter at brønnen er nærmere undersøkt.
The Lavani-2 discovery is the venture's third discovery in 2012. 
Lavani-2-funnet er partnerskapets tredje funn i 2012.
Nick Maden, senior vice president in Exploration International in Statoil. 
Nick Maden, direktør for internasjonal leting i Statoil.
"These three discoveries continue to support our confidence in the Block 2 potential in Tanzania. 
– Disse tre funnene forsterker vår tro på potensialet i blokk 2 i Tanzania.
The Lavani-2 well tested the deeper Saffron target and this new discovery looks promising," says Nick Maden, senior vice president in Exploration International in Statoil. 
Lavani-2-brønnen undersøkte det dypereliggende Saffron-målet, og dette nye funnet ser lovende ut, sier Nick Maden, direktør for internasjonal leting i Statoil.
The discovery is important for Statoil's international growth and demonstrates how Statoil's exploration strategy of focusing on high-impact opportunities is paying off. 
Funnet er viktig for Statoils internasjonale vekst, og viser hvordan selskapets letestrategi med prioritet til muligheter med stort potensial, lønner seg.
The Lavani-2 well also provides information that will be incorporated into models to help determine the optimal development concept for a possible natural gas development in Tanzania. 
Lavani-2-brønnen gir også informasjon som vil bli innarbeidet i vurderingene for å finne det optimale konseptet for en mulig gassutbygging i Tanzania.
"The Lavani-2 is the third well in an ambitious drilling campaign of four wells within one year. 
– Lavani-2 er den tredje brønnen i en ambisiøs borekampanje som omfatter fire brønner på ett år.
The next well will be the appraisal of the Zafarani discovery. 
Den neste brønnen vil bli en avgrensningsbrønn i Zafarani-funnet.
In parallel the venture is acquiring new 3D seismic to help us identify additional targets in Block 2," adds Maden. 
Samtidig vil partnerskapet samle inn nye seismiske 3D-data som vil hjelpe oss til å finne flere mål i blokk 2, tilføyer Maden.
Map of Lavani 2 GIF 880 kB 
Kart over Lavani 2 GIF 880 kB
The well was drilled by the drillship Ocean Rig Poseidon. 
Brønnen ble boret av boreskipet Ocean Rig Poseidon.
"Statoil has extensive heavy oil experiences from offshore fields in Norway and Brazil. 
– Statoil har omfattende erfaring fra tungoljefelt på norsk og brasiliansk sokkel.
The Mariner field was discovered in 1981 and Statoil entered the license as operator in 2007 with the aim of finally unlocking the resources. 
Mariner-feltet ble funnet i 1981, og Statoil gikk inn i lisensen som operatør i 2007 med mål om å lykkes med å endelig kunne utvinne disse ressursene.
We are satisfied that we now are able to make an investment decision for a profitable development of the Mariner field," says Lars Christian Bacher, executive vice president for Development and Production International in Statoil. 
Vi er glade for at vi nå kan ta en investeringsbeslutning for lønnsom utbygging av Mariner-feltet, sier Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt i Statoil.
"The Mariner project is a good strategic fit for Statoil. 
– Mariner-prosjektet passer godt inn i Statoils strategi.
We are the world's largest offshore operator and have a portfolio of attractive projects in some of the most prolific basins in the world. 
Vi er verdens største operatør til havs, og vi har en portefølje av attraktive prosjekter i noen av de mest rikholdige bassengene i verden.
The North Sea is a core area for Statoil, and we look forward to taking a leading role in further developing also the UK part of this basin," Bacher adds. 
Nordsjøen er et kjerneområde for Statoil, og vi ser fram til å spille en ledende rolle i videreutviklingen av også den britiske delen av dette bassenget, legger han til.
Pending final approval of the field development plan by the UK authorities, Statoil expects to start production from Mariner in 2017. 
Med forbehold om endelig godkjenning av feltutbyggingsplanen fra britiske myndigheter, regner Statoil med å starte produksjonen fra Mariner i 2017.
The field is estimated to produce for 30 years, with average production of around 55,000 barrels of oil per day over the plateau period from 2017 to 2020. 
Feltets levetid er anslått til 30 år, med en gjennomsnittlig platåproduksjon på rundt 55.000 fat olje per dag i perioden 2017 til 2020.
Over its lifetime the project will generate substantial job creation and ripple effects for UK and the Aberdeen region. 
I løpet av feltets levetid vil prosjektet skape et betydelig antall jobber og ringvirkninger for Storbritannia og Aberdeen-regionen.
The project was positively impacted by the UK government's expansion of the Ring Fence Expenditure Supplement and will provide substantial tax income for the UK. 
Prosjektet ble positivt påvirket av den britiske regjerningens utvidelse av Ring Fence Expenditure Supplement (RFES) i skattesystemet i Storbritannia, og vil gi betydelige skatteinntekter for Storbritannia.
An operating organisation for the Mariner field will be located in Aberdeen. 
Driftsorganisasjon for Mariner-feltet legges til Aberdeen.
UK content will be significant particularly within the drilling and well area and during the operations phase. 
Britisk leveranseandel blir betydelig, spesielt innen boring- og brønn-området og i driftsfasen.
"This project will entail substantial job creation in the Aberdeen region with more than 700 long term full time positions. 
– Dette prosjektet vil skape et betydelig antall jobber i Aberdeen-området med over 700 varige fulltidsstillinger.
Of these around 200 will be onshore jobs at the operations centre in Aberdeen and more than 500 will be offshore positions. 
Av disse vil 200 være på driftskontoret i Aberdeen, og over 500 til havs.