natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“The studies are based on new knowledge after the gas wells were drilled in Snøhvit, and expectations for a higher long-term oil price,” says Geir Pettersen, manager of the Tromsø Patch business cluster, which includes Snøhvit operations.
– Studiene tar utgangspunkt i ny kunnskap etter boringen av gassbrønnene i Snøhvit, samt oppjusterte forventinger til en høyere, langsiktig oljepris, sier direktør Geir Pettersen i Statoils resultatområde Tromsøflaket, som også omfatter drift av Snøhvit.
The Snøhvit oil zone is just some 14 metres thick.
Oljesonen i Snøhvit er kun om lag 14 meter tykk.
Studies performed prior to the approval of the gas development plans in 2002 concluded that production of the oil zone would not be profitable.
Studier gjort før gassutbyggingen ble vedtatt i 2002, konkluderte med at utvinning av oljen i feltet ikke ville være økonomisk lønnsom.
The partners will start planning a possible appraisal well for better identification of the oil zone in Snøhvit.
Partnerskapet vil også begynne planleggingen av en mulig avgrensningsbrønn for å få bedre kartlagt oljesonen i Snøhvit.
”An appraisal well will give us further information about recoverable oil reserves in the field,” Mr Pettersen says.
– Med en avgrensingsbrønn skaffer vi oss ytterligere informasjon om utvinnbare oljereserver i feltet, sier Pettersen.
The drilling of the appraisal well may take place in the first quarter of 2007.
Avgrensningsbrønnen kan bores i løpet av første kvartal 2007.
A final decision will be made by the end of 2006.
Endelig beslutning vil bli fattet mot slutten av 2006.
The Snøhvit licensees are Statoil (33.53%), Petoro (30.00), Total E&P Norge (18.40), Gaz de France (12.00), Amerada Hess Norge (3.26) and RWE Dea Norge (2.81).
Rettighetshavere i Snøhvit er Statoil (33,53 prosent), Petoro (30,00), Total E&P Norge (18,40), Gaz de France (12,00), Amerada Hess Norge (3,26) og RWE Dea Norge (2,81).
The Snøhvit partners have decided to perform studies on the feasibility of Snøhvit oil production.
Partnerskapet i Snøhvit har besluttet å utføre studier for å vurdere om det er mulig å produsere olje fra Snøhvit-strukturen.
Following this, the share saving plan has 1,069,868 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 1.069.868 aksjer.
The shares purchased by DnB NOR on behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) on 15 August 2006 for use in the group’s share saving plan have on 18 August 2006 been distributed to the employees in accordance with their savings amount.
Aksjene som DnB NOR kjøpte på vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) 15. august 2006 til bruk i Statoils aksjespareprogram, er 18. august 2006 viderefordelt til de ansatte i henhold til deres sparebeløp.
The aim is to send the plan for development and operation (PDO) to the Ministry of Petroleum and Energy during the autumn.
Intensjonen er å sende plan for utbygging og drift (PUD) til Olje- og energidepartementet i løpet av høsten.
A final cost estimate will also be available by then.
Da vil endelig kostnadsoverslag også foreligge.
The Gjøa field is located 70 kilometres north of the Troll field and some 45 kilometres off the coast of western Norway.
Gjøa-feltet ligger 70 kilometer nord for Troll-feltet og om lag 45 kilometer utenfor kysten av Sogn og Fjordane.
Making the Gjøa project profitable has been demanding.
Å få lønnsomhet i Gjøa-prosjektet har vært krevende.
It has therefore taken some time to arrive at the chosen development concept, which ties in the three Hydro-operated oil and gas deposits Camilla, Belinda and Fram B to Gjøa.
Det har derfor tatt lang tid å komme fram til den valgte utbyggingsløsningen, som innebærer at de tre Hydro-opererte olje- og gassforekomstene Camilla, Belinda og Fram B blir knyttet opp til Gjøa.
”This will have great coordination benefits and will support the further exploration and development of the area.
– Dette gir store samordningsgevinster og vil støtte opp under videre leting og utvikling av området.
In the long run it may also be relevant to tie in any new discoveries to the Gjøa facilities,” Mr Erfjord says.
På sikt er det aktuelt å knytte eventuelle nye funn til Gjøa-anleggene, sier Erfjord.
The Gjøa partners go for Statoil’s recommended solution – a semi-submersible production platform tied back to subsea-completed wells.
Gjøa-partnerne går for Statoils anbefalte løsning – en halvt nedsenkbar produksjonsplattform knyttet til havbunnskompletterte brønner.
The platform will get electrical power supplies from land.
Plattformen skal forsynes med elektrisk kraft fra land.
The concept was chosen based on health, environment and safety considerations, previous experience and profitability.
Løsningen er valgt av hensyn til helse, miljø og sikkerhet, tidligere erfaringer og lønnsomhet.
”The solution is well tested out on the Norwegian continental shelf," says Kjetel Rokseth Digre, Statoil’s project manager for Gjøa.
– Løsningen er velprøvd på norsk sokkel.
The oil will be piped to the Troll II line and further to the Statoil-operated Mongstad refinery north of Bergen.
Oljen skal gå i rør til Troll II-ledningen og videre til det Statoil-opererte Mongstad-raffineriet i Hordaland.
Statoil is the development operator for Gjøa, whereas Gaz de France takes over as operator in the operating phase when the field comes on stream.
Statoil er utbyggingsoperatør for Gjøa, mens Gaz de France overtar som driftsoperatør når feltet settes i produksjon.
The licensees in the Gjøa licence are Gaz de France (30%), Petoro (30%) Statoil (20%), Shell (12%) and RWE Dea (8%).
Partnerne i Gjøa-lisensen er Gaz de France (30 prosent), Petoro (30) Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea (8).
Hydro has started work on composing a joint plan for development and operation of the gas discoveries Camilla, Belinda, and Fram B in the North Sea, off the coast of the county Sogn and Fjordane.
Hydro har startet arbeidet med å utarbeide en felles plan for utbygging og drift av gassfunnene Camilla, Belinda og Fram B i Nordsjøen utenfor Sogn og Fjordane.
The Plan for Development and Operation (PDO) is scheduled to be submitted to the authorities by the end of 2006.
Planen for utbygging og drift (PUD) planlegges innlevert til myndighetene ved utgangen av 2006.
"We consider the fields to be good future contributions to Hydro's portfolio on the Norwegian continental shelf, since the resources can reach the market efficiently with the aid of advanced subsea development solutions, combined with the area's existing infrastructure," says Senior Vice President Lars Christian Alsvik, responsible for Hydro's exploration and development activities on the Norwegian continental shelf.
– Vi vurderer feltene som gode framtidige bidrag for Hydros portefølje på norsk sokkel, ved at ressursene effektivt kan nå markedet ved hjelp av avanserte undervannsutbyggingsløsninger og eksisterende infrastruktur i området, sier direktør Lars Christian Alsvik, ansvarlig i Hydro for leting og utvikling på norsk sokkel.
The condensate will be exported via a new pipeline to Troll Oil Pipeline II, and then on to Mongstad.
Kondensatet vil bli eksportert via en ny rørledning til Troll Oljerør II og videre til Mongstad.
Recoverable reserves are estimated to amount to around 18 billion standard cubic metres of gas and four million cubic metres of condensate.
Utvinnbare ressurser er om lag 18 milliarder standard kubikkmeter gass og fire millioner Sm3 kondensat.
The chosen development solution involves a four-well subsea production template, with two production wells for each of the structures.
Den valgte utbyggingsløsningen inneholder en firebrønns undervannsproduksjonsramme med to produksjonsbrønner for hver av strukturene.
Experiences gained in connection with the development of Camilla, Belinda, and Fram B will be valuable in relation to future field development projects - which to an increasing extent will be based on small volumes, which can be developed if the oil price remains high.
Erfaringene som gjøres i forbindelse med utbygging av Camilla, Belinda og Fram B, er verdifulle sett i forhold til framtidige feltutviklingsprosjekter som i økende grad vil være basert på små volumer som kan bygges ut dersom oljeprisen fortsatt holder seg høy.
Partners in PL 248, Camilla and Belinda
Partnere i PL 248, Camilla og Belinda
Hydro (operator) 40 per cent
Hydro (operatør) 40 prosent
Petoro 40 per cent
Petoro 40 prosent
Statoil 20 per cent
Statoil 20 prosent
Partners in PL 090C, Fram B
Partnere i PL 090C, Fram B
Hydro (operator) 25 per cent
Hydro (operatør) 25 prosent
Revus 25 per cent
Revus 25 prosent
Idemitsu 15 per cent
Idemitsu 15 prosent
Gaz de France 15 per cent
Gaz de France 15 prosent
GAS AND CONDENSATE: The new fields will be connected to the oil and gas installation Gjøa.
GJØA: De nye feltene vil knyttes opp mot olje- og gassinstallasjonen Gjøa.
“This acquisition means we’ve reached one of our principal goals by becoming market leader in Estonia before 2000,” says Epp Kiviaed, president of Eesti Statoil.
"Med dette oppkjøpet har vi nådd en av våre hovedmålsetninger om å bli markedsleder i Estland innen år 2000.
It currently owns and operates 73 stations in 26 towns and cities across this region.
I dag eier og driver selskapet 73 stasjoner i 26 byer.
Personnel onboard the platform were mustered in accordance with routine procedure.
Personellet ble mønstret i henhold til vanlig rutine.
The gas leak was in instrument tubing in the well area.
Lekkasjen oppstod i et instrumentrør i brønnområdet.
All routines and procedures were followed and functioned just as they should.
Alle rutiner og prosedyrer ble fulgt og fungerte slik de skulle.
"The world has sufficient reserves of hydrocarbons but they are unevenly distributed, with the bulk of proven reserves in the Middle East and the former Soviet Union," said Mr Lund.
– Verden har tilstrekkelig med reserver av hydrokarboner, men de er ujevnt fordelt med hovedtyngde i Midtøsten og det tidligere Sovjetunionen.
"This is a considerable distance from the important US and European energy markets, while the resource-rich areas are facing social, political and environmental challenges."
Det innebærer betydelig avstand til det viktige amerikanske og europeiske energimarkedet, samtidig som de ressursrike områdene står overfor sosiale, politiske og miljømessige utfordringer, sa Helge Lund.
The challenges associated with the gap between energy production and demand are the theme of this year's ONS show.
Utfordringer knyttet til gapet mellom energiproduksjon og energietterspørsel er tema for årets oljemesse.
Mr Lund believes that Norway can help to bridge that gap.
Konsernsjefen i Statoil mener Norge kan bidra til å gjøre gapet mindre.
"Norway already covers 10% of Europe's gas demand," said Mr Lund.
– Allerede dekker Norge ti prosent av Europas gassetterspørsel.
"The start-up of the Snøhvit field in the Barents Sea marks the first step in the development of a new petroleum province and will be a new contribution to meeting the global energy demand.
Oppstarten av Snøhvit-feltet i Barentshavet markerer første skritt i utviklingen av en ny petroleumsprovins og er et nytt bidrag til å møte verdens energibehov.
"The gas liquefaction plant near Hammerfest in Finnmark county pushes the boundaries for technological and environmental solutions and it is a good example of Statoil's willingness and ability to play a pioneering role.
Utbyggingen ved Hammerfest i Finnmark flytter grenser for løsninger innenfor teknologi og miljø, og er et godt eksempel på Statoils vilje og evne til å innta pionerrollen, sa Lund.
Most oil and gas companies achieve record results these days but economic growth means increased challenges.
De fleste olje- og gasselskaper oppnår rekordresultater i disse dager, men økonomisk vekst betyr også økte utfordringer.
Energy needs grow in line with growing prosperity.
I takt med voksende velstand øker verdens energibehov.
From 2000 to 2006 the world's oil consumption rose by nearly 10%.
I perioden fra 2000 til 2006 økte verdens oljeforbruk med nesten ti prosent.
During the same period the oil price almost doubled.
I samme periode mer en doblet oljeprisen seg.
The International Energy Agency (IEA) forecasts an annual increase in energy needs of 1.4% up to 2030.
Det Internasjonale Energibyrået (IEA) anslår en årlig økning i energibehovet på ytterligere 1,4 prosent fram mot 2030 .
"At the same time the greenhouse gas challenge is growing," Mr Lund noted.
– Samtidig øker miljøutfordringen knyttet til utslipp av klimagasser.
"The IEA predicts that emissions of carbon dioxide in 2030 will be 52% higher than in 2003.
IEA anslår at utslipp av karbondioksid i 2030 vil være 52 prosent høyere enn i 2003.
Statoil aims to be in the forefront in reducing carbon emissions."
Statoil skal ligge i fremste rekke for å minimere utslipp av klimagasser, sa Lund.
The Offshore Northern Seas (ONS) conference and exhibition takes place in Stavanger from 22 to 25 August.
Oljemessen Offshore Northern Seas (ONS) arrangeres i Stavanger fra 22. til 25. august.
Statoil's focused efforts on the Norwegian continental shelf will make an important contribution to covering the world's increasing energy needs, said chief executive Helge Lund in his opening speech at the Offshore Northern Seas (ONS) oil exhibition and conference on 22 August.
Statoils satsing på norsk sokkel vil være et viktig bidrag til å dekke verdens økende energibehov, sa konsernsjef Helge Lund i sitt åpningsforedrag på oljemessen ONS 2006 22. august.
Statoil Ireland wants to expand within the Irish retail market.
Bakgrunnen er at Statoil Ireland ønsker å vokse i det irske detaljhandelsmarkedet.
Prospective franchisees will receive on-the-job training.
Franchise-takerne vil få opplæring.
Plans call for this figure to rise to 50 by the end of the year.
I løpet av året skal tallet økes til 50.
Drilling started on Wednesday morning, using the semi-submersible drilling rig "Transocean Winner".
Boringen med riggen "Transocean Winner" startet onsdag morgen.
The drilling rig sailed from Ølen on last Thursday, and performed anchoring tests prior to reaching the Astero prospect on Sunday evening.
Boreriggen seilte fra Ølen torsdag i forrige uke og gjennomførte ankringstester før den var framme på Astero-prospektet søndag kveld.
Drilling of the well "35/11-14S" began on Wednesday morning, and is scheduled to continue for 61 days.
Boringen av brønnen "35/11-14S" ble påbegynt tidlig onsdag morgen og vil etter planen pågå i 61 dager.
The aim is to appraise the size of the Astero discovery, which Hydro made in May 2005, and to determine the gas-oil contact.
Målet er å avgrense størrelsen på Astero-funnet som Hydro gjorde i mai 2005, og å definere kontakten mellom olje og gass.
The well will also provide information regarding reservoir quality in the field.
Brønnen skal også gi informasjon om reservoarkvaliteten i feltet.
The results from the first exploration well on Astero are said to be promising, and estimates indicate that the discovery is commercially interesting.
Resultatet fra den første letebrønnen på Astero betegnes som lovende, og beregninger tyder på at funnet er kommersielt interessant.
However, as yet no development concept for the field has been decided upon.
Det er imidlertid ikke tatt stilling til noen utbyggingskonsept for feltet ennå.
Hydro's promising oil discovery on the Astero prospect north of the Fram field in the North Sea is to be appraised using a new well.
Hydros lovende oljefunn på Astero-prospektet nord for Fram-feltet i Nordsjøen skal avgrenses med en ny brønn.
The theme for their contribution is "How to get more out of what we have".
Temaet for de fire internasjonale forskernes bidrag er "Hvordan skal vi få mer ut av hva vi har?"
At ONS they will have the chance to meet and present themselves to current industry leaders.
På ONS får de anledning til å møte og presentere seg for dagens industriledere.
Hydro's team consist of geologists Balazs Badics from Hungary, Christopher Leppard from the UK, John Thurmond from the USA, and geophysicist Kristina Bakke from Norway.
Hydros lag består av Balazs Badics, geolog fra Ungarn, Christopher Leppard, geolog fra Storbritannia, John Thurmond, geolog fra USA og Kristina Bakke, geofysiker fra Norge.
They have chosen the topic "How to get more out of what we have", and their presentation is entitled "New Techniques, Tighter Integration: Understanding Complexity".
De har valgt temaet "Hvordan skal vi få mer ut av hva vi har", og deres presentasjon bærer tittelen "New Techniques, Tighter Integration: Understanding Complexity".
Choice of topic
Valg av tema
"Our presentation will focus on how global data, new seismic methods and 3D photorealistic models of field analogues can be integrated, so that we increase our understanding of the reservoir's complexity."
– Vår presentasjon vil fokusere på hvordan en kan integrere globale data, nye seismiske metoder og 3D fotorealistiske modeller av feltanaloger, slik at man får en økt forståelse av reservoarets kompleksitet.
Hydro's team will deliver a 15 minute presentation during ONS 2006.
Under ONS 2006 vil de fire forskerne holde en 15 minutters presentasjon.
This will be an interactive presentation, and the public will be given special spectacles in order to view the presentation in a 3D perspective.
Alt skal foregå interaktivt, og publikum vil få utdelt spesialbriller for å kunne se presentasjonen i et 3D-perspektiv.
A jury will announce the winners at ONS on Thursday 24 August.
En jury vil torsdag 24. august offentliggjøre vinnerne på ONS.
The prize is a weekend trip to London which includes a guided tour of the House of Lords.
Prisen er en weekendtur til London med en guidet omvisning i Overhuset.
Four, well prepared young Hydro researchers are ready to take part in the final round of the "Young Professional Company Award" (YPCA) during the ONS 2006 exhibition and conference in Stavanger on Wednesday.
Fire unge Hydro-forskere stiller godt forberedt til finalerunden i "Young Professional Company Award" (YPCA) under ONS 2006 i Stavanger kommende onsdag.
In just one month's time, Norwegian gas will arrive in Easington via the southern end of the Langeled pipeline - the world's longest subsea pipeline - as it begins to supply the UK with up to 20 percent of its future gas supplies.
Norsk gass vil strømme i land i Easington via verdens lengste undersjøiske rørledning og bidra til å forsyne britene med 20 prosent av deres framtidige gassbehov.
– Thanks to good project management, project execution and hitting the market at a good point of time, the Langeled development is due to be completed about NOK 3 billion below budget and Ormen Lange on budget, Hydro's project director Tom Røtjer said to a large crowd of journalists at the ONS conference in Stavanger on Wednesday.
– Takket være god prosjektledelse og gjennomføring i en gunstig markedssituasjon ligger Langeled an til å bli fullført nærmere tre milliarder kroner under budsjett, fortalte prosjektdirektør Tom Røtjer til journalister på ONS-konferansen i Stavanger onsdag.
Hydro is the development operator for the Ormen Lange/Langeled project, while Statoil has the management of the Langeled project in cooperation with Hydro.
Hydro er operatør for utbyggingen av Ormen Lange/Langeled-prosjektet, mens Statoil har prosjektledelsen av Langeled i samarbeid med Hydro.
The Langeled pipeline and receiving facilities in Easington are part of the Ormen Lange project, the largest gas field under development on the Norwegian continental shelf and what is currently one of the largest engineering projects taking place in the world.
Langeled-rørledningen og mottaksanlegget i Easington er en del av Ormen Lange-prosjektet, det største gassfeltet under utbygging på norsk sokkel og et av verdens største engineering-prosjekter.
The project – developed by Hydro and its partners, is now 80 percent complete and is moving ahead on schedule.
Prosjektet, utviklet av Hydro og selskapets partnere, er nå 80 prosent ferdig og i rute.
Some of the world’s largest pipelaying vessels are involved in the laying of the 100.000 pipes it takes to make the longest subsea pipeline in the world – 1,200 km long – from the onshore processing plant at Nyhamna in Norway to Easington on the East coast of UK.
Noen av verdens største rørleggingsfartøyer er i gang med å legge de 100.000 rørene som trengs til å bygge verdens lengste undersjøiske rørledning, som er 1,200 kilometer lang og går fra prosessanlegget i Nyhamna på Mørekysten til Easington på den britiske østkysten.
The construction and installation of pipelines, pipes, cables and equipment will continue throughout 2006, while in 2007 the main task will be to test out the equipment, before starting production in the autumn.
Konstruksjon og installering av ledninger, rør, kabler og annet utstyr vil fortsette ut dette året, mens hovedoppgaven i 2007 vil være å teste utstyret før produksjonen starter på høstparten.
With gas reserves close to 400 billion cubic meters and development costs of about NOK 66 billion (USD 10 billion), the Ormen Lange field ranks as the largest development in the European offshore arena.
Med gassreserver på nærmere 400 milliarder kubikkmeter og utbyggingskostnader på nærmere 66 milliarder kroner (om lag 10 milliarder US-dollar), vil Ormen Lange rangere som det største prosjektet på den europeiske offshore-arenaen.
The two first remotely controlled subsea production stations are installed located 120 km from shore at 850 meters water depths – making Ormen Lange one of the world's largest and most advanced subsea to shore development.
De to fjernstyrte produksjonsstasjonene på havbunnen ligger 120 kilometer fra land og på 850 meters dyp, noe som gjør Ormen Lange til et verdens største og mest avanserte offshore-til-land-prosjekter.
From these stations, two 30-inch pipelines will transport the well stream to the onshore plant at Nyhamna at the coast of Mid-Norway for processing.
Fra disse stasjonene vil to 30-tommers rørledninger transportere gasstrømmen til landanlegget på Nyhamna for prosessering.
The pipelines are laid across extreme irregular seabed with boulders and slide blocks up to 60 meters heights in the Storegga slide.
Ledningene er lagt over ekstremt uryddig havbunn med steinblokker og masse fra Storegga-raset i en høyde av opptil 60 meter.
Furthermore, the pipelines are crossing the slide with an inclination up to 40 degrees.
I tillegg krysser rørledningene raset med en stigning på 40 grader.
Nexan's Spider – a newly developed, remote-controlled excavator – has been preparing the seabed for the passage of the pipelines over steep slopes and very uneven terrain far below the surface of the sea.
Her har Nexans "Spider" – en nyutviklet fjernstyrt undervanns gravemaskin – hatt oppgaven med å jevne til traseen for rørledningen.
The special water current condition gives water temperatures as low as minus 1 Celsius.
De spesielle strømforholdene på dypt vann gir sjøtemperaturer helt ned til minus 1 grad Celsius.
Such extreme temperature conditions combined with high pressure can cause gas and water to form hydrates and ice, which again can form plugs in the pipelines.
Slike ekstreme temperaturforhold kombinert med stort vanntrykk kan forårsake dannelsen av isklumper som kan tette ledningene.
The subsea system has been designed to avoid hydrates.
Systemet er imidlertid konstruert for å hindre slik isdannelse.
Facts about Hydro, Ormen Lange and the Langeled project
Fakta om Hydro, Ormen Lange og Langeled-prosjektet
Partners in the Ormen Lange field are Hydro, Shell, Petoro, Statoil, Dong and ExxonMobil.
Partnere i Ormen Lange-feltet er Hydro, Shell, Petoro, Statoil, Dong og ExxonMobil.
Hydro is the operator in the development and construction phase.
Hydro er operatør i utviklings- og byggefasen.
Shell will take over as operator when Ormen Lange comes on-stream.
Shell vil overta som operatør når Ormen Lange settes i drift.
Shell is also responsible for drilling of the production wells.
Shell har også ansvaret for boring av produksjonsbrønnene.
The participating interests in Langeled Joint Venture are Hydro, Petoro, Statoil, Dong ExxonMobil, ConocoPhillips and Gassco.
Deltakere i samarbeidsselskapet Langeled er Hydro, Petoro, Statoil, Dong, ExxonMobil, ConocoPhillips og Gassco.
Hydro is lead operator for Langeled in the development and construction phase.
Hydro er operatør for Langeled i utviklings- og byggefasen.