natgillin/translations-raw huggingface dataset:
StatoilHydro is now completing the drilling of exploration well 34/8-14 S in production licences 120 and 120B, where the discovery was made.
StatoilHydro avslutter nå boringen av undersøkelsesbrønn 34/8-14 S i utvinningstillatelsene 120 og 120B, der funnet er gjort.
Drilling was performed by the Borgland Dolphin rig, which will continue the operation in production licence 120 by drilling the sidetrack well 34/8-14 A.
Boringen har blitt utført med boreinnretningen Borgland Dolphin, som fortsetter operasjonen i utvinningstillatelse 120 med boring av sidesteget 34/8-14 A.
The partners in production licences 120 and 120B are: StatoilHydro (operator) (59.06 per cent), Petoro (16.94), ConocoPhillips (13) and Total (11).
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 120 og 120B er: StatoilHydro (operatør) (59,06 prosent), Petoro (16,94), ConocoPhillips (13) og Total (11).
The purpose of the well was to confirm petroleum in mid-Jurassic rocks.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter.
StatoilHydro is currently concluding the drilling of a sidetrack well from the original well.
Nå avslutter StatoilHydro boringen av et sidesteg fra den opprinnelige brønnen.
The purpose of the well was to confirm the size of a gas/condensate discovery in reservoir rocks of middle to lower Jurassic age.
Hensikten med brønnen var å bekrefte størrelsen på et gass/kondensat-funnet i midtre til nedre jura reservoarbergarter.
The data gathered in connection with the sidetrack drilling have confirmed recoverable volumes of between five and eight million standard cubic metres of oil equivalent according to a preliminary estimate.
Datainnsamlingen som er foretatt i forbindelse med sidesteget har påvist utvinnbare volumer som foreløpig er beregnet til mellom fem og åtte millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter.
The well was drilled to a vertical depth of 5050 metres below sea level and was completed in the lower Jurassic Åre formation.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 5050 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Sivert Jørgenvåg, head of exploration activities close to existing fields on the Halten Bank, is pleased with the Noatun find, which may help extend the lifetime of the Njord field.
Sivert Jørgenvåg, leder for Feltnær leting Haltenbanken, er glad for Noatun-funnet som kan bidra til forlenget levetid på Njord-feltet.
”The Noatun find proves that it is still possible to make considerable finds in established exploration models in this area, also at water depths of up to 5000 metres,” says Sivert Jørgenvåg, head of exploration activities close to existing fields on the Halten Bank.
- Funnet av Noatun dokumenterer at det fortsatt er muligheter for å gjøre betydelige funn i etablerte letemodeller i dette området, også på dyp ned mot 5000 meter.
The well was drilled by the semi-submersible West Alpha drilling rig, which is proceeding to the North Sea to drill the Fulla prospect.
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha, som nå går til Nordsjøen for å bore på Fulla-prospektet.
The partners are:
Rettighetshavere er:
Endeavour Energy 2,5% Petoro 7.5% Gaz de France 20% ExxonMobil 20% E.ON Ruhrgas 30% StatoilHydro (operator) 20%
Endeavour Energy 2,5% Petoro 7,5% Gaz de France 20% ExxonMobil 20% E.ON Ruhrgas 30% StatoilHydro (operatør) 20%
Map Noatun JPG 115 kB
Kart Noatun JPG 115 kB
In September gas and condensate were confirmed at Noatun, which lies 16 kilometres north of the Njord field in the Norwegian Sea.
I september ble det påvist gass og kondensat på Noatun, 16 kilometer nord for Njord-feltet i Norskehavet.
Some of the deluge systems were replaced earlier this year.
En del slukkesystemer er skiftet ut tidligere i år.
“We are carrying this out in order to meet our objective of maintaining a high level of safety on our installations.
"Vi gjør dette fordi vi ønsker å opprettholde en høy sikkerhet på våre installasjoner.
We have seen that the existing systems have been subject to corrosion and plugging in the sprinkler nozzles,” adds Mr Lygren.
Vi har erfart at de eksisterende systemene har vært utsatt for korrosjon og tilstopping i brannvannsdyser, " sier han.
Insufficient coverage in the deluge systems caused a production shutdown on the Statfjord B platform in April last year.
Manglende dekning i brannvannsystemene var årsaken til at Statfjord B-plattformen stengte ned produksjonen i april i fjor.
These weaknesses were repaired immediately.
Disse manglene ble utbedret umiddelbart.
Operator Statoil has awarded OIS Contracting the assignment of replacing the deluge systems on the three platforms on the Statfjord field in the North Sea.
Operatøren Statoil har gitt OIS Contracting oppdraget med å skifte brannvannslukkesystemene på de tre plattformene på Statfjord-feltet i Nordsjøen.
Mr Breivik will succeed Hilde Merete Aasheim who will leave StatoilHydro on the same date to take up her new position as executive vice president of Aluminium Metal in Norsk Hydro.
Breivik overtar etter Hilde Merete Aasheim, som fra samme tidspunkt slutter i StatoilHydro for å begynne som konserndirektør med ansvar for Aluminium Metall i Hydro.
Gunnar Breivik is currently senior vice president of StatoilHydro’s health, safety and environment cluster.
Gunnar Breivik er i dag direktør med ansvar for helse, miljø og sikkerhet i StatoilHydro.
Mr Breivik will continue to hold the responsibility for this field as well.
Breivik vil fortsatt ha ansvar også for dette området.
After completing his chemical engineering studies as a chartered engineer at the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in 1981, Mr Breivik was employed by Phillips Petroleum before he started working for Norsk Hydro in 1985.
Etter avsluttet utdannelse som sivilingeniør i kjemi fra NTNU i 1981, var Breivik ansatt i Phillips Petroleum før han begynte i Norsk Hydro i 1985.
Gunnar Breivik
Gunnar Breivik
The well was not formation tested, but comprehensive data gathering and sampling have been carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The late Triassic find is made in rocks of good quality and is in the size of 2–14 billion standard cubic metres of recoverable gas.
Funnet i seintrias er gjort i bergarter av god kvalitet og er i størrelsesorden 2 – 14 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
"It is of course promising that we once more have proven gas in the Barents Sea," says Geir Richardsen, head of exploration activities in the far north.
- Det er selvsagt lovende at vi igjen har påvist gass i Barentshavet.
"The middle Triassic find is made in rocks of poor quality however and we need time to make an evaluation and analyses to understand the volume and size of the find."
Funnet i midtrias er imidlertid gjort i bergarter av dårlig kvalitet, og vi trenger tid for å gjennomføre evaluering og analyser for å forstå omfang og utstrekning på funnet, sier letesjef for nordområdene, Geir Richardsen.
The well was drilled in block 7222/11 in production licence 228.
Brønnen ble boret i blokk 7222/11 i utvinningstillatelse 228.
The purpose of the well was to confirm hydrocarbons in sandstone of middle and late Triassic age.
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i sandsteiner av midt- og seintrias alder.
The drilling in Caurus was carried out by the Polar Pioneer drilling rig at a water depth of 356 metres.
Boringen på Caurus ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 356 meters vanndyp.
Polar Pioneer will now start drilling appraisal well 7125/4-2 in the StatoilHydro operated production licence 393.
Polar Pioneer skal nå bore avgrensningsbrønn 7125/4-2 i utvinningstillatelse 393 der StatoilHydro er operatør.
Production licence 228 was awarded in the Barents Sea project in 1997, when Saga Petroleum ASA was operator.
Utvinningstillatelse PL228 ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997, med Saga Petroleum ASA som operatør.
Well 7222/11-1 (Caurus) is the second exploration well in the licence.
Brønn 7222/11-1 (Caurus) er den andre letebrønnen i lisensen.
The first exploration well, 7222/6-1, was drilled in January-February 2008 and confirmed hydrocarbons in the Obesum structure in the far northern part of the licence.
Den første, letebrønn 7222/6-1, ble boret i januar-februar 2008 og påviste hydrokarboner i Obesumstrukturen helt nord i lisensen.
The licensees in production licence 228 are:
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 228 er:
StatoilHydro Petroleum AS (operator)
StatoilHydro Petroleum AS (operatør)
StatoilHydro ASA
StatoilHydro ASA
Exploration well7222/11-1 S was drilled to a total depth of 2825 metres below sea level and was concluded in rocks of early Triassic age.
Undersøkelsesbrønn7222/11-1 S ble boret til et totalt dyp på 2825 meter under havoverflaten og ble avsluttet i bergarter fra tidlig trias.
The well is now being temporarily plugged and abandoned.
Brønnen blir nå midlertidig plugget og forlatt.
Hydrocarbons were confirmed in sandstone of middle and late Triassic age.
Letebrønnen påviste hydrokarboner i sandsteiner av midt- og seintrias alder.
(Photo: Chris Maluszynski)
(Foto: Chris Maluszynski)
Rune Bjørnson, executive vice president for Natural Gas.
Rune Bjørnson, konserndirektør for Naturgass.
(Photo: Dag Myrestrand)
(Foto: Dag Myrestrand)
"Natural gas is a very attractive and sought-after commodity.
– Naturgass er en meget attraktiv og etterspurt vare.
I am pleased to note record sales and at the same time ensuring high value on the gas we have sold," said Rune Bjørnson, executive vice president for Natural Gas.
Det er gledelig å kunne vise til rekordhøyt salg, samtidig som vi har sikret høy verdi på gassen vi har omsatt, sier Rune Bjørnson, konserndirektør for Naturgass.
During the first nine months of 2008 StatoilHydro today reported gas prices of NOK 2.19 per cubic metre, compared to NOK 1.58 per cubic metre during the same period last year.
StatoilHydro rapporterte i dag gasspriser på 2,19 kroner per kubikkmeter for de første ni månedene av 2008, sammenlignet med 1,58 kroner per kubikkmeter for samme periode i fjor.
During gas year 2007 StatoilHydro for the first time sold its own LNG cargoes - from Snøhvit - to Europe, Asia and North America.
Under gassåret 2007 solgte StatoilHydro for første gang egne LNG-laster – fra Snøhvit – til Europa, Asia og Nord-Amerika.
"This goes to show that gas is becoming a more global commodity, and we are taking part in that development," Bjørnson commented.
– Dette viser at gass er på vei til å bli en mer global vare og vi deltar i den utviklingen, kommenterer Bjørnson.
StatoilHydro is the second largest gas supplier to Europe.
StatoilHydro er den nest største gassleverandøren til Europa.
The gas volumes are delivered through a flexible, integrated and cost efficient infrastructure developed over 30 years connecting the Norwegian Continental Shelf with UK and Continental Europe.
Gassvolumene leveres gjennom en fleksibel, integrert og kostnadseffektiv infrastruktur som er utviklet gjennom 30 år og forbinder norsk sokkel med Storbritannia og det europeiske kontinent.
"We take pride in being a major supplier of energy and a reliable gas supplier.
– Vi er stolte over å være en stor leverandør av energi og en pålitelig gassleverandør.
In the long term we see that the demand for natural gas continue to increase, hence our focus will be on delivering, developing projects and capture value as markets develop," said Bjørnson.
På lang sikt ser vi at etterspørselen etter naturgass vil fortsette å øke.
During the gas year 2007, which ended 30 September 2008, StatoilHydro sold approximately 80 billion cubic metres compared to gas year 2006 when about 76 billion cubic metres were sold, representing a 5 per cent increase in sales.
Under gassåret 2007, som endte 30. september 2008, solgte StatoilHydro omkring 80 milliarder kubikkmeter gass, sammenlignet med gassåret 2006, da omkring 76 milliarder kubikkmeter ble solgt – en økning på 5 prosent.
These figures include the group's own sold entitlement gas (piped and LNG), third party gas and gas sold on behalf of the Norwegian state’s direct financial interest (SDFI).
Disse tallene omfatter salg av konsernets egne bokførte gassvolumer (rørledningsgass og LNG), tredjeparts gass og gass solgt på vegne av den norske stats direkte økonomiske engasjement (SDØE).
The StatoilHydro entitlement gas sale isolated was close to 39 billion cubic metres in gas year 2007 compared to approximately 35 billion cubic metres in gas year 2006, an increase of 11 per cent.
StatoilHydros salg av egen bokført gass isolert var på i underkant av 39 milliarder kubikkmeter gass i 2007, sammenlignet med omkring 35 milliarder kubikkmeter i gassåret 2006, en økning på 11 prosent.
The volumes marketed by StatoilHydro are set to further grow in the next years.
Volumene som markedsføres av StatoilHydro ligger an til å vokse i årene framover.
StatoilHydro sold record volumes of natural gas during the gas year 2007.
StatoilHydro solgte rekordstore mengder naturgass i gassåret 2007.
Net income in the first nine months of 2008 amounted to NOK 41.2 billion, compared to NOK 38.4 billion in the first nine months of 2007.
Resultatet for de ni første månedene av 2008 var på 41,2 milliarder kroner, sammenlignet med 38,4 milliarder kroner i de ni første månedene av 2007.
In the third quarter of 2008 the net operating income was NOK 47.0 billion, compared to NOK 35.8 billion in the third quarter of 2007.
Driftsresultatet i tredje kvartal 2008 var på 47,0 milliarder kroner, sammenlignet med 35,8 milliarder kroner i tredje kvartal 2007.
For the first nine months of 2008, net operating income amounted to NOK 161.1 billion, compared to NOK 106.4 billion in the first nine months of 2007.
Driftsresultatet for de første ni månedene av 2008 er 161,1 milliarder kroner sammenlignet med 106,4 milliarder kroner i de første ni månedene i 2007.
For the first nine months of the year, adjusted net operating income increased by NOK 53.8 billion to NOK 158.9 billion.
For de ni første månedene av året økte det justerte driftsresultatet med 53,8 milliarder kroner til 158,9 milliarder kroner.
The NOK 53.8 billion increase in underlying net operating income from the first nine months of 2007 to the first nine months of 2008 was mainly due to a 41% increase in realised liquids prices measured in NOK and a 38% increase in natural gas prices.
Økningen i det justerte driftsresultatet fra de ni første månedene i 2007 til de ni første månedene i 2008 på 53,8 milliarder kroner skyldes hovedsakelig en økning i realiserte væskepriser på 41%, målt i norske kroner, og en økning i prisen på naturgass på 38%.
The increase was partly offset by increased operating expenses, mostly in the downstream business, and increased exploration expenses.
Økningen ble delvis motvirket av økte driftskostnader, hovedsakelig på nedstrømssiden, og høyere letekostnader.
"Our operating performance and operating income are strong and we are well positioned industrially and financially in a time with great uncertainty in the financial markets", says Helge Lund, StatoilHydro's chief executive.
- Vi kan vise til solide driftsmessige resultater og driftsinntekter og vi står sterkt rustet, industrielt og finansielt, i en tid med stor usikkerhet i finansmarkedene, sier StatoilHydros konsernsjef Helge Lund.
"We are capable of meeting our committed capital expenditures and a competitive dividend pay-out, even with lower oil prices", says Lund.
- Vår finansielle posisjon gjør oss i stand til å møte våre investeringsforpliktelser og levere konkurransedyktige dividendeutbetalinger, selv med lavere oljepriser, sier Lund.
"Our equity production in the first nine months was 1.892 million barrels of oil equivalents per day (mmboepd), up 5% compared to the same period in 2007.
- Vår egenproduksjon i de ni første månedene var på 1,892 millioner fat oljeekvivalenter per dag (mmfoepd), en økning på 5% sammenlignet med samme periode i 2007.
In total we remain on track to deliver on our 2008 production guiding", Lund adds.
Samlet sett ligger vi godt an til å oppnå produksjonsmålet vi har satt oss for 2008, sier Lund.
In the third quarter of 2008, StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production of 1,550 mboe per day.
I tredje kvartal av 2008 var StatoilHydros samlede bokførte produksjon av væske og gass på 1,550 millioner foe per dag.
Lifted volumes decreased by 9% to 1,504 mboe per day.
Det var en nedgang i løftede volumer på 9% til 1,504 millioner foe per dag.
However, higher prices for liquids and natural gas more than offset the negative effects of decreased lifting, so that net operating income for the third quarter of 2008 increased to NOK 47.0 billion, up 31% from NOK 35.8 billion in the third quarter of 2007.
Imidlertid ble de negative virkningene av denne nedgangen mer enn motvirket av høyere priser på væske og naturgasset, slik at driftsresultatet for tredje kvartal 2008 økte til 47,0 milliarder kroner, en oppgang på 31% fra 35,8 milliarder kroner i tredje kvartal 2007.
In the first nine months of 2008, StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production of 1,716 mboe per day.
I de første ni månedene av 2008 var StatoilHydros samlede bokførte produksjon av væske og gass på 1,716 millioner foe per dag.
Solid production and high prices yielded a net operating income for the first nine months of 2008 of NOK 161.1 billion, compared to NOK 106.4 billion in the first nine months of 2007.
Solid produksjon og høye priser førte til et driftsresultat for de ni første månedene av 2008 på 161,1 milliarder kroner, sammenlignet med 106,4 milliarder kroner i de ni første månedene av 2007.
During the first nine months of 2008, the group gained access to 15 new licenses in the Gulf of Mexico, Alaska and Brazil.
I løpet av de ni første månedene av 2008 fikk vi tilgang til 15 nye lisenser i Mexicogolfen, Alaska og Brasil.
The acquisition is pending governmental approval.
Overtakelsen forutsetter godkjennelse fra myndighetene.
StatoilHydro delivered an extensive exploration programme in the first nine months of 2008.
StatoilHydro gjennomførte et omfattende leteprogram i de ni første månedene av 2008.
Of a total of 60 completed exploration wells by 30 September, 33 were drilled outside of the NCS.
Av totalt 60 fullførte letebrønnene boret før 30. september, ble 33 boret utenfor norsk sokkel.
Twenty-six discoveries have been declared, of which eight were made outside of the NCS.
Det ble bekreftet funn i 26 av brønnene, hvorav åtte ble gjort internasjonalt.
An additional four wells have been completed since 30 September.
Ytterligere fire brønner er fullført etter 30. september 2008.
In the first nine months of 2008, StatoilHydro delivered three PDOs (Plan for Development and Operation) on the NCS; Yttergryta (18 January), Morvin (15 February) and Troll Field project (27 June).
I løpet av de ni første månedene av 2008 leverte StatoilHydro tre planer for utbygging og drift (PUD) på norsk sokkel; Yttergryta (18. januar), Morvin (15. februar) og Troll-feltprosjektet (27. juni).
On the NCS StatoilHydro started up production on six fields; Gulltopp (7 April), Oseberg Gamma Main Statfjord (12 April), Vigdis East (15 April), Theta Cook (26 June), Oseberg Delta (27 June) and Vilje (1 August).
På norsk sokkel ble seks felt satt i drift; Gulltopp (7. april), Oseberg Gamma Main Statfjord (12. april), Vigdis Øst (15. april), Theta Cook (26. juni), Oseberg Delta (27. juni) og Vilje (1. august).
Internationally, production commenced on Deep Water Gunashli in Azerbaijan (22 April), Saxi and Batuque offshore Angola (1 July) and the Nigerian field Agbami (29 July).
Internasjonalt ble produksjonen startet opp på dypvannsfeltet Gunashli i Aserbajdsjan (22. april), Saxi og Batuque utenfor Angola (1. juli) og det nigerianske feltet Agbami (29. juli).
Return on average capital employed after tax (ROACE) [*] for the 12 months ended 30 September 2008 was 28.9%, compared to 22.0% for the 12 months ended 30 September 2007.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) [*] i de siste 12 månedene fram til 30. september 2008 var 28,9%, sammenlignet med 22,0% i tilsvarende periode i 2007.
The increase was due to higher net income, partly offset by higher average capital employed.
Oppgangen skyldtes høyere resultat, men ble delvis motvirket av høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital.
In the third quarter of 2008, earnings per share were NOK 2.04, compared to NOK 4.52 in the third quarter of 2007.
I tredje kvartal 2008 var inntjeningen per aksje 2,04 kroner, sammenlignet med 4,52 kroner i tredje kvartal 2007.
In the first nine months of 2008, earnings per share were NOK 12.95, compared to NOK 11.86 in the first nine months of 2007.
I de ni første månedene av 2008 var inntjeningen per aksje 12,95 kroner, sammenlignet med 11,86 kroner i de ni første månedene av 2007.
Items impacting in the third quarter of 2008 the net operating income was NOK 47.0 billion, compared to NOK 35.8 billion in the third quarter of 2007.
Driftsresultatet i tredje kvartal 2008 var 47,0 milliarder kroner, sammenlignet med 35,8 milliarder kroner i tredje kvartal 2007.
Net operating income is adjusted for certain items that are considered to be incidental to the period or not reflective of StatoilHydro's underlying operational performance.
Driftsresultatet er justert for visse forhold som kan være tilfeldige og ikke gjenspeiler StatoilHydros underliggende drift i rapporteringsperioden, men som har påvirket resultatet i perioden.
Adjusted (underlying) net operating income is considered a supplemental measure to the StatoilHydro's IFRS measures that provides a better indication of StatoilHydro's underlying operational performance in the period.
Justert driftresultat er et måltall som supplerer måltall fra StatoilHydros IFRS regnskap og som gir en bedre indikasjon på StatoilHydros prestasjoner i perioden.
The following items impacted the net operating income in the third quarter of 2008: derivatives had a posive impact of NOK 0.9 billion, while impairment charges (NOK 3.1 billion), underlift (NOK 1.3 billion), an accrual for expected losses on a tolling agreement (NOK 1.3 billion), inventory effects (NOK 0.9 billion) and other non operational accruals (NOK 0.4 billion) had a negative impact.
Følgende forhold påvirket driftsresultatet i tredje kvartal 2008: derivater hadde en positiv påvirkning på 0,9 milliarder kroner, mens endringer i nedskrivninger (3,1 milliarder kroner), underløft (1,3 milliarder kroner), avsetning for forventede tap på kapasitetskontrakt (1,3 milliarder kroner), lagervirkninger (0,9 milliarder kroner) og andre ikke operasjonelle avsetninger (0,4 milliarder kroner) hadde en negative påvirkning.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 1.0 billion), adjusted (underlying) net operating income was NOK 52.1 billion in the third quarter of 2008, compared to NOK 32.8 billion in the third quarter of 2007.
Hensyntatt disse elementene og virkninger av elimineringer (1,0 milliarder kroner) var justert driftsresultat i tredje kvartal 2008 på 52,1 milliarder kroner, sammenlignet med 33,1 milliarder kroner i tredje kvartal 2007.
In the first nine months of 2008 the net operating income was NOK 161.1 billion, compared to NOK 106.4 billion in the first nine months of 2007.
I de ni første månedene av 2008 var driftsresultatet på 161,1 milliarder kroner, sammenlignet med 106,4 milliarder kroner i de ni første månedene av 2007.
The following items had a positive impact on the net operating income in the first nine months of 2008: derivatives of NOK 5.7 billion, reversal of impairment of NOK 2.1 billion and gain on sale of assets of NOK 1.8 billion.
Følgende forhold hadde en positiv påvirkning på resultatet i de ni første månedene av 2008: derivater (5,7 milliarder kroner), reversering av nedskrivninger (2,1 milliarder kroner) og gevinst på salg av eiendeler (1,8 milliarder kroner).