natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil is also partnering in onshore exploration drilling planned in Russia and Turkey. 
Statoil er også en partner i planlagt leteboring på land i Russland og Tyrkia.
“The 2017 exploration plans demonstrate our long term commitment to the NCS, while we continue to position the company for global opportunities. 
– Leteplanene for 2017 underbygger vår langsiktige satsing på norsk sokkel, samtidig som vi fortsetter å posisjonere selskapet for globale muligheter.
If everything goes to plan, we will this year have exploration drilling activity in 11 countries on five continents,” says Dodson. 
Hvis alt går etter planen, vil vi ha letevirksomhet i 11 land på fem kontinenter i år, sier Dodson.
On conclusion of this transaction Statoil will increase its interest from 45% to 70%. 
Når denne avtalen sluttføres vil Statoil øke sin andel fra 45 prosent til 70 prosent.
Byrding (PL090B) is an oil and gas discovery in the northern part of the North Sea and is operated by Statoil. 
Byrding (PL090B) er et Statoil-operert olje- og gassfunn i den nordlige delen av Nordsjøen.
It is near the Troll / Fram area which represents a focal point of Norway's oil and gas production. 
Det ligger nær Troll-/Fram-området, som representerer et kjerneområde for Norges olje- og gassproduksjon.
“Byrding is a low cost project that is profitable in the current oil price environment. 
– Byrding er et lavkostprosjekt som er lønnsomt med dagens oljeprisnivå.
Through this transaction, we further deepen our position in a core area for Statoil,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president for Operations West. 
Gjennom denne transaksjonen styrker vi vår posisjon ytterligere i et av Statoils kjerneområder, sier Gunnar Nakken, Statoils direktør for Drift vest.
Statoil and its partners in August submitted the Plan for Development and Operation for Byrding to government authorities. 
Statoil og partnerne leverte i august inn plan for utbygging og drift til myndighetene.
Capital expenditures were reduced from initially approximately NOK 3.5 billion to the current estimate of approximately NOK 1 billion. 
Investeringsanslagene ble redusert fra opprinnelig om lag 3,5 milliarder kroner til dagens anslag på om lag 1 milliard kroner.
Recoverable volumes are projected at approx. 11 million barrels of oil equivalent. 
Utvinnbare volumer er anslått til om lag 11 millioner fat oljeekvivalenter.
The agreement is a further acquisition by Statoil in core areas, following an increase in the Wisting discovery in the Hoop area of the Barents Sea in September and transactions for the Utgard field near Sleipner in the North Sea during 2015 and 2016. 
Denne avtalen representerer enda et kjøp av Statoil i et kjerneområde, etter økningen i Wisting-funnet i Hoop-området i Barentshavet i september, og transaksjonene for Utgard-feltet nær Sleipner i Nordsjøen i 2015 og 2016.
The field is scheduled to come on stream in the third quarter of 2017. 
Produksjonen fra Byrding-feltet skal etter planen starte i tredje kvartal 2017.
The project will thus yield a return in the same year as investments are made. 
Prosjektet vil dermed gi inntekter samme år som investeringene gjøres.
The effective date for the transaction is 1 January 2016. 
Dato for ikraftsettelse av transaksjonen er 1. januar 2016.
Closing is subject to customary conditions, including authority approval. 
Sluttføring av avtalen er avhengig av ordinære vilkår, blant annet myndighetsgodkjenning.
Download 
Nedlastinger
“We are delighted to be getting new gas to Kollsnes. 
"Vi er godt fornøyd med at vi får ny gass inn til Kollsnes.
This means that we can fully exploit the capacity of the natural gas liquids (NGL) plant which will be ready in 2004,” reports Nils Sellevold, acting operations vice president for the Troll business cluster. 
Dette gjør at vi får utnyttet kapasiteten i NGL-anlegget [våtgass] som skal stå klart i 2004," sier fungerende produksjonsdirektør i Troll-området, Nils Sellevold.
A 34-kilometre-long pipe will be laid between the Visund platform and the Kvitebjørn pipe which will go to Kollsnes. 
Et 34 kilometer langt rør skal legges mellom Visund-plattformen og Kvitebjørn-røret som skal gå inn til Kollsnes.
The Visund platform in the Tampen area will also be modified so that gas exports can start in 2005. 
Visund-plattformen i Tampen-området skal også bygges om slik at gasseksporten kan starte i 2005.
The remaining recoverable gas reserves in the field are estimated at 55 billion cubic metres. 
Gjenværende utvinnbare gassreserver i feltet er estimert til 55 milliarder kubikkmeter.
Statoil will take over the operatorship for the Visund field on 1 January 2003. 
Statoil overtar operatørskapet for Visund 1. januar 2003.
Gas from both the Visund and Kvitebjørn fields will be treated at Kollsnes. 
Gass fra både Visund- og Kvitebjørn-feltene skal behandles på Kollsnes.
The new NGL plant will remove the propane, butane and naphtha from the gas. 
Det nye NGL-anlegget vil ta ut propan, butan og nafta fra gassen.
The liquid will then be transported via the Vestprosess pipeline to Mongstad where it will be extracted as separate products. 
Denne væsken transporteres i Vestprosessrørledningen til Mongstad hvor den skilles ut som separate produkter.
The partners in the Visund licence have decided to pipe the gas from the Hydro-operated Visund field in the North Sea to Statoil’s gas treatment plant at Kollsnes near Bergen. 
Partnerskapet i Visund-lisensen har besluttet å føre gassen fra det Hydro-opererte Visund-feltet i Nordsjøen til Statoils gassanlegg på Kollsnes i Øygarden.
“That in turn will provide Kollsnes with more feedstock,” explains Morten Nesvik, business development manager for the Kvitebjørn project. 
"Dermed tilføres Kollsnes-anleggene mer føde," sier Morten Nesvik, leder for forretningsutvikling i Kvitebjørn-prosjektet.
The revised proposal for the line cuts the cost of its landfall route by almost 50 per cent from the PIO figure, to roughly NOK 200 million. 
I det nye forslaget koster ilandføringstraseen av røret rundt 200 millioner kroner.
Cash saved will be used to expand annual capacity in the gas line from 6.5 to 8.5 billion cubic metres, reports Mr Nesvik. 
Kostnadsbesparelsen brukes til å øke kapasiteten i gassrøret fra 6,5 til 8,5 milliarder kubikkmeter årlig.
Kvitebjørn contains an estimated 52 billion cubic metres of gas, and is due to begin deliveries under existing sales contracts by 1 October 2004. 
Feltet skal være klart til å levere gass under inngåtte salgsavtaler innen 1. oktober 2004.
The transaction includes the Wisting discovery in the Barents Sea. 
Transaksjonen omfatter Wisting-funnet i Barentshavet.
“This transaction reflects our strong belief in the exploration potential on the Norwegian continental shelf and our commitment to create value in the Barents Sea,” says Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration in Norway and UK. 
– Denne transaksjonen gjenspeiler vår sterke tro på letepotensialet på norsk sokkel, og vår forpliktelse til å skape verdier i Barentshavet, sier Jez Averty, Statoils direktør for leting i Norge og Storbritannia.
Statoil has built a substantial exploration portfolio in the Barents Sea through licensing rounds and transactions. 
Statoil har bygget opp en betydelig leteportefølje i Barentshavet gjennom lisensrunder og transaksjoner.
Through this transaction Statoil becomes the biggest equity holder in the Wisting discovery, so far the only big discovery in the Hoop area of the Barents Sea. 
Gjennom denne transaksjonen vil Statoil ha den største eierandelen i Wisting-funnet, som hittil er det eneste store funnet i Hoop-området i Barentshavet.
Statoil has a strong position in the Hoop area and sees further exploration potential which can bring synergies to the area. 
Statoil har en sterk posisjon i Hoop-området, og ser ytterligere letepotensial som kan gi synergieffekter i området.
“We wish to contribute with our experience, competence and technology to ensure an efficient and profitable development of the Wisting-discovery. 
– Vi ønsker å bidra med vår erfaring, kompetanse og teknologi for å sikre en effektiv og lønnsom utvikling av Wisting-funnet.
Statoil has developed new technologies such as the Cap-X subsea concept and promoted industry cooperation through the Barents Sea Exploration Collaboration (BaSEC) in order to deliver safe and efficient operations,” says Averty. 
Statoil har utviklet nye teknologier, som for eksempel undervannskonseptet Cap-X, og fremmet industrisamarbeid om leteaktiviteter gjennom Barents Sea Exploration Collaboration (BaSEC) for å levere sikre og effektive operasjoner, sier Averty.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for exploration in Norway and UK. 
Jez Averty, Statoils direktør for leting i Norge og Storbritannia.
New, substantial discoveries are required to maintain the production on the NCS, and resource additions from Northern Norway are central in reaching this target. 
Det må gjøres nye og betydelige funn for å opprettholde produksjonen på norsk sokkel, og tilførsel av ressurser fra Nord-Norge er sentralt for å nå dette målet.
The NPD estimates the Wisting discovery to contain 241 million boe of recoverable resources. 
Oljedirektoratet anslår at de utvinnbare ressursene i Wisting-funnet er på 241 millioner fat oljeekvivalenter (foe).
The agreement also gives access to interesting exploration prospects in the Norwegian Sea and the Barents Sea that will be matured for possible drilling in 2018. 
Avtalen gir også tilgang til interessante leteprospekter i Norskehavet og Barentshavet, som vil bli modnet for eventuell boring i 2018.
The transaction is contingent upon approval of the authorities. 
Transaksjonen er betinget av godkjenning fra myndighetene.
Equity transferred to Statoil 
Andel som overføres til Statoil
New Statoil equity in licence 
Statoils nye eierandel i lisensen
PL537 
PL537
Hoop (Wisting) 
Hoop (Wisting)
PL855 
PL855
55% 
55%
PL695 
PL695
Tromsøflaket 
Tromsøflaket
PL843 
PL843
Norwegian Sea 
Norwegian Sea
Media relations: Morten Eek, +47 41 68 95 15 
Pressetalsmann: Morten Eek +47 41 68 95 15
Investor relations: Anca Jalba, +47 41 08 79 88 
Investor relations: Anca Jalba +47 41 08 79 88
Barents – we must explore to find (2016-08-30) 
Barents – vi må lete for å finne (2016-08-30)
Statoil partner in a new Barents Sea oil play (2013-09-06) 
Statoil partner in a new Barents Sea oil play (2013-09-06)
Statoil and Statkraft have signed a letter of intent that Statoil takes over as operator of the Sheringham Shoal Offshore Wind Farm from January 2017. 
Statoil og Statkraft har signert en intensjonsavtale som innebærer at Statoil overtar som operatør for havvindparken Sheringham Shoal fra januar 2017.
Statoil will also through this deal increase its share in the Dogger Bank projects. 
Gjennom avtalen øker Statoil samtidig sin andel i Dogger Bank-prosjektene.
Sheringham Shoal is one of the world’s 10 largest producing offshore wind farms providing renewable energy to up to 220 000 UK homes. 
Sheringham Shoal er en av verdens ti største havvindparker i produksjon, og kan forsyne inntil 220,000 britiske hjem med fornybar energi.
Located off the coast of Norfolk, it has been in operation since 2012 and has a capacity of 317 MW. 
Parken, som ligger utenfor kysten av Norfolk, startet produksjonen i 2012 og har en kapasitet på 317 MW.
As operator of both the Sheringham Shoal and Dudgeon offshore wind farms, located in the same area, we can further improve efficiency and increase competitiveness across the projects,” says Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions. 
Som operatør for både Sheringham Shoal og Dudgeon, som er under bygging og ligger i samme område, kan vi øke effektivitet og konkurransekraft på tvers av prosjektene, sier Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger (NES).
Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions. 
Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger (NES).
Statoil and Statkraft each hold a 40 per cent share in Sheringham Shoal, with 20 per cent held by the UK Green Investment Bank. 
Statoil og Statkraft har en eierandel på 40 prosent hver i Sheringham Shoal, og den britiske Green Investment Bank har en andel på 20 prosent.
Through today’s agreement, Statoil is also increasing its share in the Dogger Bank projects, with the desire of bringing Statoil’s total ownership from 25 per cent up to a potential of 50 per cent through an acquisition of Statkraft’s share in Dogger Bank. 
Dagens avtale innebærer også at Statoil øker sin andel i Dogger Bank-prosjektene, der intensjonen er å øke selskapets andel i prosjektet fra 25 prosent til potensielt 50 prosent gjennom en overtakelse av Statkrafts andel i Dogger Bank.
The final shareholding in Dogger Bank, and the transfer of operatorship for Sheringham Shoal, is pending partner and government approvals. 
Den endelige eierandelen i Dogger Bank, og overtakelsen av operatørskapet i Sheringham Shoal, avhenger av myndighets- og partnergodkjenning.
Dogger Bank is the world's largest offshore wind development, having achieved consent for an agreed target installed capacity of 4800 MW. 
Dogger Bank er verdens største havvindprosjekt, med tillatelse til utbygging av en total produksjonskapasitet på 4800 MW.
In total, the Dogger Bank projects have the potential to provide renewable energy to up to 5 million UK homes. 
Totalt har Dogger Bank-prosjektene potensial til å levere fornybar energi til inntil fem millioner britiske hjem.
“Dogger Bank represents a unique opportunity for the UK to develop secure, sustainable and cost-competitive energy from its world-class wind resource. 
– Dogger Bank representerer en unik mulighet for Storbritannia til å utvikle sikker og bærekraftig energi til konkurransedyktige pris.
By increasing our share, we strengthen Statoil’s long-term portfolio materiality and gain additional optionality. 
Ved å øke vår andel styrker vi Statoils langsiktige porteføljegrunnlag, og oppnår flere valgmuligheter.
This is in line with our strategy to gradually complement Statoil’s oil and gas portfolio with profitable renewable energy and other low-carbon solutions,” says Rummelhoff. 
Dette er i tråd med vår strategi om å gradvis supplere Statoils olje- og gassportefølje med lønnsom, fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Rummelhoff.
Today’s announcement coincides with the opening of Statoil’s onshore base for the Dudgeon offshore wind farm, taking place in Great Yarmouth during the Maritime Festival. 
Dagens kunngjøring sammenfaller med åpningen av Statoils landbase for Dudgeon havvindpark i Great Yarmouth under den maritime festivalen.
In total, Sheringham Shoal and Dudgeon are creating 85 jobs in the Norfolk area. 
Totalt skaper Sheringham Shoal og Dudgeon 85 jobber i Norfolk-området.
Statoil is a leading investor in UK energy, including the Mariner oil development offshore Aberdeen, the largest investment on the UK continental shelf in a decade, the Hywind pilot park offshore Peterhead in Aberdeenshire, the world’s first floating wind farm. 
Statoil er en ledende investor i britisk energi, med blant annet utbyggingen av oljefeltet Mariner utenfor kysten av Aberdeen, som er den største investeringen på britisk sokkel på ti år, og Hywind pilotpark utenfor kysten av Peterhead i Aberdeenshire, som er verdens første flytende havvindpark.
Statoil is also the leading exporter of oil and gas to the UK. 
Statoil er også den ledende eksportøren av olje og gass til Storbritannia.
The effective date for the transfer of operatorship is 1 January 2017. 
Overføringen av operatøransvaret vil tre i kraft 1. januar 2017.
Closing is subject to customary conditions, including partners’ and government approval. 
Sluttføring av avtalen er betinget av allminnelige vilkår, blant annet godkjenning fra partnerne og myndighetene.
New Energy Solutions 
Nye energiløsninger
Since the plan for development and operation (PDO) of the Johan Sverdrup field was approved by Norwegian authorities, Statoil has cooperated with partners, authorities and suppliers on improving the project. 
Siden plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet ble godkjent av norske myndigheter, har Statoil jobbet sammen med partnere, myndigheter og leverandører med å forbedre prosjektet.
The positive development of investment costs for Johan Sverdrup continues. 
Investeringskostnadene fortsetter å vise en positiv utvikling på Johan Sverdrup.
The first phase is currently estimated at NOK 99 billion, (Capex numbers in nominal terms based on project currency) a reduction of NOK 24 billion since the PDO was submitted. 
Nåværende estimat for første fase er beregnet til 99 milliarder kroner (Investeringestimat i nominelle kroner basert på prosjektvalutakurs), en reduksjon på 24 milliarder kroner siden plan for utbygging og drift.
The present break-even is reduced to below USD 25 per barrel for phase 1. 
Nåværende nullpunktspris/break-even er på under 25 US dollar per fat for fase 1.
Eldar Sætre, Statoil CEO 
Konsernsjef Eldar Sætre
Statoil 40,0267% (operator) 
Statoil 40,0267% (operatør)
Lundin Norway 22,6% 
Lundin Norway 22,6%
Petoro 17,36% 
Petoro 17,36%
Det norske oljeselskap 11,5733% 
Det norske oljeselskap 11,5733%
Maersk Oil 8,44% 
Maersk Oil 8,44%
Johan Sverdrup main page 
Johan Sverdrup main page
“We are now seeing the results of good cooperation between Statoil, its partners and suppliers. 
– Vi ser nå resultatene av godt samarbeid mellom Statoil, partnere og leverandører.
We are strongly reducing investment costs, and we are increasing the process capacity, resource estimate and value of the field. 
Vi reduserer investerings-kostnadene betydelig, og vi øker kapasiteten, ressursanslaget og verdien av feltet.
Johan Sverdrup is a world-class project, and we want to create high value for the owners and society for generations,” says Eldar Sætre, CEO of Statoil. 
Johan Sverdrup er et prosjekt i verdensklasse, og vil skape store verdier for eiere og for samfunnet i generasjoner, sier Eldar Sætre, konsernsjef i Statoil.
The improvements for phase 1 have been achieved by higher drilling and well efficiency and high quality in project planning and execution. 
Forbedringene for fase 1 er oppnådd gjennom høyere effektivitet innen boring og brønn, og høy kvalitet i planlegging og gjennomføring av prosjektet.
The Johan Sverdrup project will be developed in several phases, and a comprehensive effort has been made to develop the concept for full-field development of Johan Sverdrup. 
Johan Sverdrup-prosjektet skal utvikles gjennom flere faser og et omfattende arbeid har blitt lagt ned i å utvikle konseptet for fullfeltutvikling av Johan Sverdrup.
The estimate for the full-field investment has been improved from a range of NOK 170–220 billion in 2015 to NOK 140–170 billion (2016 value). 
Estimat for fullfeltinvesteringene har blitt forbedret fra et spenn på 170 – 220 milliarder kroner i 2015 til 140 – 170 milliarder 2016-kroner.
The improvements made for the Johan Sverdrup full-field development are mainly a result of optimisation and simplification of the development concept for future phases, in close cooperation with the supplier industry. 
Forbedringene for fullfeltutviklingen av Johan Sverdrup er i all hovedsak et resultat av optimalisering og forenkling av utbyggingskonseptet for fremtidige byggetrinn i nært samarbeid med leverandørindustrien.
Statoil has also focused on removing bottlenecks in the facilities to expand processing capacity on the Johan Sverdrup field centre. 
Statoil har også jobbet med å fjerne flaskehalser i anlegget for å utvide prosesskapasiteten på Johan Sverdrup-feltsenter.
The work on optimising the processing facility for phase 1 has been successful. 
Arbeidet med å optimalisere prosessanlegget for fase 1 har vært vellykket.
Phase 1 production capacity is currently estimated at 440,000 barrels of oil per day. 
Produksjonskapasiteten for fase 1 er nå estimert til 440 000 fat olje per dag.
The PDO originally estimated the phase 1 production capacity to be between 315,000 and 380,000 barrels of oil per day. 
I plan for utbygging og drift var opprinnelig produksjonskapasitet for fase 1 estimert til mellom 315 – 380 000 fat olje per dag.
So far, the Johan Sverdrup partners agree on expanding the production capacity on Johan Sverdrup by introducing an extra processing platform on the field centre. 
Så langt er partnerskapet i Johan Sverdrup enig om å utvide produksjons-kapasiteten for Johan Sverdrup med en ekstra prosessplattform på feltsenteret.
This will increase the expected full production capacity on the Johan Sverdrup full field to 660.000 barrels of oil per day. 
Dette øker forventet full produksjonskapasitet for Johan Sverdrup fullfelt til 660.000 fat olje per dag.
The PDO estimated full production from Johan Sverdrup to be 550,000–650,000 barrels of oil per day. 
I plan for utbygging og drift ble full produksjon fra Johan Sverdrup estimert til 550.000 – 650.000 fat olje per dag.
Final concept selection for future phases will be decided upon project pre-sanction (DG2). 
Endelig konseptvalg for fremtidige faser fastsettes ved beslutning om videreføring av prosjektet.
Margareth Øvrum, EVP, Technology, Projects & Drilling 
Margareth Øvrum, Konserndirektør Teknologi, prosjekter og boring
Statoil has worked on deepening its understanding of the reservoir, in collaboration with its partners. 
Statoil har sammen med partnerskapet arbeidet for å øke forståelsen av Johan-Sverdrup-resorvaret.
This has reduced the uncertainty of the resources estimate for the whole field. 
Dette har resultert i mindre usikkerhet rundt ressursanslaget for hele feltet.
Since the PDO for the first phase was submitted the range of the full-field resource estimate has improved from 1.7-3.0 to 1.9-3.0 billion barrels of oil equivalents. 
Siden plan for utbygging og drift fase 1 har spennet i ressursanslaget for fullfelt forbedret seg fra 1,7-3,0 til 1,9-3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.
The capacity increase, together with improved reserve estimate and investment costs, has helped reduce the break-even for the full-field development of Johan Sverdrup to below USD 30 per barrel. 
Kapasitetsøkningen sammen med forbedring i reserveanslaget og investeringskostnader har bidratt til å redusere nullpunktspris/break-even for fullfeltsutviklingen av Johan Sverdrup til å ligge under 30 US dollar per fat.
“We will continue our improvement effort, and Statoil and its partners have decided to spend more time on this work until project pre-sanction and a final investment decision has been reached for future phases. 
– Vi vil jobbe med ytterliggere forbedringer og Statoil har sammen med partnerskapet besluttet å bruke mer tid frem til beslutning om videreføring og endelig investeringsbeslutning for fremtidige byggetrinn.
At the same time we want to stay on schedule for full-field production start and for establishing an area solution for land-based power by 2022, as per conditions stated in the approved PDO for phase 1,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling in Statoil. 
Samtidig vil vi opprettholde produksjonsoppstart for fullfelt og etablering av en områdeløsning for kraft fra land innen 2022, i henhold til vilkår gitt i godkjent plan for utbygging og drift for fase 1, sier Margareth Øvrum, Konserndirektør, Teknologi, prosjekter og boring.
The PDO for phase 1 of Johan Sverdrup originally called for project pre-sanction (DG2) of future phases in 2016 and investment decision at the end of 2017. 
I plan for utbygging og drift for Johan Sverdrup fase 1 var opprinnelig plan å ta beslutning om videreføring 2016 og investeringsbeslutning på slutten av 2017.
According to an updated plan the project pre-sanction will be made in the first half of 2017, and a final investment decision will be reached and PDO will be submitted in the second half of 2018. 
Oppdatert plan tilsier at beslutning om videreføring første halvår 2017 med en endelig investeringsbeslutning og innlevering plan for utbygging og drift i andre halvår 2018.
Full-field production start will be 2022, as originally planned. 
Produksjonsstart for fullfelt opprettholdes til 2022, i henhold til opprinnelig plan.
Dividend amount: 0.2201 
Utbyttebeløp: 0,2201
Declared currency: USD 
Annonsert valuta: USD