natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The number of exploration and appraisal wells completed in 2006 were 73.
Antall lete- og avgrensningsbrønner som ble utført I 2006 var 73.
Five exploration extension wells were completed in 2006.
Fem leteforlengelser ble fullført i 2006.
Proved reserves at the end of 2007 were 6,010 mmboe, compared to 6,101 mmboe at the end of 2006, a decrease of 91 mmboe.
Påviste reserver ved utgangen av 2007 var 6,010 mmfoe, sammenlignet med 6,101 mmfoe ved utgangen av 2006, en nedgang på 91 mmfoe.
In 2007, 542 mmboe were added through revisions, extensions and discoveries, compared to additions of 383 mmboe in 2006, also through revisions, extensions and discoveries.
I 2007 var det et tillegg på 542 mmfoe grunnet revisjoner, forlengelser og funn, sammenlignet med et tillegg på 383 mmfoe i 2006, som også skyldtes revisjoner, forlengelser og funn.
The reserve replacement ratio was 86% in 2007, compared to 61% in 2006, while the average three-year replacement ratio, including the effects of sales and purchases, was 81% at the end of 2007, compared to 76% at the end of 2006.
Reserveerstatningsraten var 86 % i 2007, sammenlignet med 61 % i 2006, mens den gjennomsnittlige treårige erstatningsraten, inkludert effektene av salg og kjøp, var 81 % ved utgangen av 2007, sammenlignet med 76 % ved utgangen av 2006.
Adjusted for restructuring costs and other costs arising from the merger, the production cost per boe for the 12 months ended 31 December 2007 was NOK 35.7.
Justert for fusjonskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen, var produksjonskostnaden 35,7 kroner per foe for de siste 12 månedene ved utgangen av 2007.
This amount includes NOK 2.5 related to purchase of gas for reinjection.
Dette beløpet omfatter 2,5 kroner som var knyttet til kjøp av gass for reinjeksjon.
Net financial items amounted to a loss of NOK 0.7 billion in the fourth quarter of 2007, compared to an income of NOK 3.1 billion in the fourth quarter of 2006.
Netto finansposter utgjorde et tap på 0,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007, sammenlignet med en inntekt på 3,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
Net financial items in 2007 amounted to an income of NOK 9.6 billion, compared to an income of NOK 5.1 billion in 2006.
Netto finansposter i 2007 utgjorde en inntekt på 9,6 milliarder kroner, sammenlignet med en inntekt på 5,1 milliarder kroner i 2006.
Attachments: - Press release - Financial statement and review
Vedlegg på www.newsweb.no - Pressemelding - Kvartalsberetning og regnskap (eng.)
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 ( office)
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 90 64 91 44 (mobil) +47 51 99 77 90
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile), + 47 22 97 22 88 (office) Kai Nielsen, public affairs manager, + 44 78 24 32 68 93
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil) + 47 22 97 22 88(kontor)
Financial statements and review PDF 1 MB
Financial statements and review PDF 1 MB
Net income in the fourth quarter of 2007 amounted to NOK 6.2 billion, compared to NOK 15.0 billion in the fourth quarter of 2006.
Resultatet for fjerde kvartal 2007 var på 6,2 milliarder kroner, sammenlignet med 15,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
For these assets StatoilHydro will pay Anadarko USD 1.8 billion, plus a maximum pre-tax value of USD 300 million related to the Peregrino field to be earned by 2020, conditional on future oil prices above pre-defined threshold levels.
For disse andelene betaler StatoilHydro 1,8 milliarder amerikanske dollar, pluss en mulig tilleggskompensasjon på opptil 300 millioner dollar før skatt knyttet til Peregrino-feltet, avhengig av fremtidige oljepriser over forhåndsdefinerte nivå, innen 2020.
“This acquisition strengthens our position in Brazil and adds an important new legacy operatorship to StatoilHydro’s international portfolio.
– Dette kjøpet styrker vår posisjon i Brasil og gir oss et betydelig internasjonalt operatørskap.
“These assets have an excellent strategic fit both in Brazil and in the Gulf of Mexico where we will utilise our increased oil recovery experiences together with our project management skills for large offshore developments.
Vi kan bygge på vår erfaring og kompetanse både innen økt oljeutvinning og prosjektledelse for store offshoreprosjekter.
The transaction underpins our medium and long term production growth by adding significant reserves and resources,” he adds.
Den understøtter produksjonsvekst både på medium og lang sikt ved å tilføre betydelige reserver og ressurser, sier han.
The Peregrino field is located in the Campos Basin offshore Brazil.
Peregrino-feltet er lokalisert i Campos-bassenget offshore Brasil.
Expected reserves in this heavy oil field are estimated at approximately 500 million barrels, excluding identified upsides.
Forventede reserver fra tungoljefeltet er anslått å være cirka 500 millioner fat, eksklusiv oppsider.
The field is expected to come on stream in 2010, adding new production to StatoilHydro.
Feltet ventes å komme i produksjon i 2010 og gir StatoilHydro ny produksjon.
StatoilHydro sees a significant upside in the recoverable resources in Peregrino, both by a further increase in today’s 20% recovery factor and by including additional resources outside the Peregrino main field.
StatoilHydro ser en betydelig oppside i de utvinnbare reservene i Peregrino, både ved å øke dagens antatte 20 prosents utvinningsgrad ytterligere, og ved å inkludere ressurser utenom hovedfeltet på Peregrino.
Additional potential resources were indicated by the high-resolution 3D seismic acquired in 2007, and some of these resources were proven by the new well drilled in 2007 (the 3-PRG-0001-RJS).
Potensielle tilleggsressurser er indikert ved 3D-seismikk og ble delvis påvist ved boring av en ny brønn i 2007 (3-PRG-0001-RSJ).
Additional appraisal wells are required to prove the remaining upside in the southwest and south extensions of the field.
Ytterligere avgrensningsbrønner er nødvendig for å bekrefte gjenværende oppsider i den sørvestlige og sørlige forlengelsen av feltet.
The field is being developed with a Floating Production Storage and Offloading vessel (FPSO) and two platforms.
Feltet bygges ut med et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) og to plattformer.
Planned plateau production from the field is to be 100 000 bbls/d which is expected to be reached within the first year of production.
Planlagt platåproduksjonen er 100.000 fat per dag, noe som forventes allerede i første produksjonsår.
The transaction valuation is based on the latest update on cost and schedule.
Verdsettingen av transaksjonen baserer seg på de siste oppdaterte kostnads- og tidsplaner.
Kaskida is one of the largest deep water discoveries in the US Gulf of Mexico in recent years.
Kaskida er et av de største dypvannsfunnene i Mexicogolfen de siste årene.
Kaskida adds resources to StatoilHydro and will contribute to long term growth post 2015.
Kaskida tilfører ressurser og gir langsiktig vekst etter 2015 for StatoilHydro.
“The Kaskida discovery has significant resource potentials.
– Kaskida-funnet har betydelig ressursmessig potensial.
By leveraging our deepwater technologies, we believe we can add even more value to the discovery.
Ved å bidra med vår dypvannsteknologi, mener vi å kunne gi ytterligere verdi til funnet.
When selling our assets in shallow water in December last year, we announced that we would devote our efforts in deepwater Gulf of Mexico.
Da vi solgte våre andeler på grunt vann i desember, sa vi at vi vil konsentrere oss om dypt vann i Mexicogolfen.
The Kaskida acquisition fits well in our portfolio and strengthens our position in this core area,” says Mellbye.
Kaskida-kjøpet passer godt inn i porteføljen og styrker vår posisjon i dette kjerneområdet, sier Mellbye.
The transaction is pending governmental approval both for Peregrino and Kaskida.
Transaksjonen er avhengig av myndighetsgodkjennelse både for Peregrino og Kaskida.
In addition, the other partners on Kaskida have pre-emption rights within the next 30 days.
I tillegg har de andre partnerne i Kaskida forkjøpsrett de neste 30 dagene.
A press conference will be held at StatoilHydro’s IB centre in Stavanger at 10:00 Central European time today.
Det er innkalt til pressekonferanse i StatoilHydros IB-senter på Forus øst i Stavanger klokken 10:00 (CET) i dag, 4. mars.
There will be a conference call at 13.30 CET where participants can call in at + 47 800 80 119 (Norway free call) or + 47 230 00 400 (International dial in).
Det arrangeres en telefonkonferanse klokken 13:30 (CET) hvor deltagere kan ringe inn på + 47 800 80 119 (fra Norge) eller + 47 230 00 400 (fra utlandet).
Investor relations: Lars Troen Sørensen, senior vice president for investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 (office)
Investor relations: Lars Troen Sørensen, direktør for investor relations, Tlf: + 47 90 64 91 44 (mobil), +47 51 99 77 90 (kontor)
Geir Bjørnstad, vice president investor relations, USA, +1 203 978 6950
Geir Bjørnstad, direktør for investor relations, USA, Tlf: +1 203 978 6950
Ola Morten Aanestad, vice president for media relations, +47 48 08 02 12 (mobile)
Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, Tlf: +47 48 08 02 12 (mobil)
Peregrino IR Presentation PDF 1 MB
Peregrino IR Presentation PDF 1 MB
conference MP3 1 MB
conference MP3 1 MB
In addition, StatoilHydro is acquiring Anadarko’s 25% interest in the Kaskida discovery in deepwater US Gulf of Mexico.
I tillegg kjøper StatoilHydro Anadarkos 25 prosents andel i Kaskida-funnet på dypt vann i Mexicogolfen.
This gives increased flexibibility and lower costs for a field that is predicted to have a shorter lifespan than other North Sea fields.
Dette gir økt fleksibilitet og lavere kostnader på et felt som antas å ha kortere levetid enn andre felt på sokkelen.
(Photo: Colin Dobinson)
(Foto: Colin Dobinson)
"Against a background of high oil prices and diminishing production from mature fields, we must be willing to think afresh," said Torvund.
– I en situasjon preget av høye oljepriser og avtagende produksjon på modne felt, må vi være villig til å tenke nytt.
"We have strategic focus on maximising returns from the Norwegian Continental Shelf, and we see a trend towards smaller and more marginal fields," he said.
Vi har strategisk fokus på å maksimere potensialet på sokkelen, og vi ser vi en trend mot mindre og mer marginale felt, sa Torvund.
"The classic project for StatoilHydro has been major fields.
– Det klassiske for StatoilHydro har vært store felt.
Volve shows that we are innovative and can be competitive on smaller fields too," said Tore Torvund before travelling out to Volve to undertake the official opening.
Volve viser at vi er nytenkende og kan konkurrere også på mindre felt, sa Tore Torvund før han reiste ut til Volve for å foreta den offisielle åpningen.
Torvund, who is executive vice president for Exploration and Production Norway, held a presentation for Norwegian media at StatoilHydro's guest house at Solastranda in Stavanger on Friday morning, before flying out to the official opening on the platform Mærsk Inspirer.
Konserndirektøren for Undersøkelse og produksjon Norge holdt en presentasjon for media i StatoilHydros gjestehus på Solastranda før utreise til den offisielle åpningen på innretningen Mærsk Inspirer.
Mærsk Inspirer is the world's largest jackup rig, 103 metres wide and with a maximum drill string length of 9.15 km.
Mærsk Inspirer er verdens største jackup plattform med en bredde på 103m og en maksimal borelengde på 9,15km.
"Although it's not typically StatoilHydro, Volve represents the diversity in the way we will be operating on the continental shelf according to varying challenges," explains Torvund.
Selv om det ikke er typisk StatoilHydro, viser det mangfoldet i hvordan vi kommer til å drifte sokkelen avhengig av utfordringene, forklarte Torvund.
Subcontracted to Mærsk Part of what's new at Volve is the way in which the entire operation has been assigned to Mærsk Contractors Norway.
Leiekonsept Det nye med Volve-feltet er leiekonseptet som er inngått med Mærsk Contractors Norge.
Mærsk have had responsibility for development, equipment and manning.
Mærsk har stått for utbyggingen, utstyret og bemanningen.
"It's as close as you can get to a total procurement and construction contract," said Torvund, while emphasising that StatoilHydro remain in charge of the geology and placement of wells.
– Det er så nær en totalentreprise som det går an å komme, sa Torvund, som understreket at StatoilHydro fremdeles har ansvaret for undergrunnen og plasseringen av brønnene.
He praised Mærsk Contractors Norway for their deliveries.
Han ga ros til Mærsk Contractors Norge for leveransen.
"We have achieved almost 100 percent regularity already, even during the startup phase.
– Allerede nå er det oppnådd nesten 100 prosent regularitet, selv i oppstartsfasen.
That is something that really impresses us," he said, and added that he was happy that Mærsk too, were satisfied.
Det lar vi oss virkelig imponere over, sa han, og la til at det var hyggelig at også Mærsk var fornøyd.
"When you have two parties that are satisfied, you can call it a success," he said.
Når man har to parter som er fornøyde er det en suksess.
"We have only praise for Mærsk, who have carried out their responsibilities for development, equipment and manning in an exemplarary fashion," said Torvund in the ceremony conducted on board.
– Vi vil berømme vår leverandør, som har hatt ansvaret for utbyggingen, utstyret og bemanningen, sa Torvund i en seremoni sammen med Mærsk.
Torvund and managing director of Mærsk Contractors Norway, Per Wulff, exchanged gifts and speeches in a ceremony in the control room on board the platform.
Torvund og administrerende direktør for Mærsk Contractors Norge, Per Wulff, utvekslet gaver og gratulasjoner i kontrollrommet om bord på Mærsk Inspirer.
From the drilling deck on Mærsk Inspirer.
Boredekket på Mærsk Inspirer.
World's largest jackup The development solution is based on the movable installation Mærsk Inspirer, the world's largest jackup platform.
Verdens største jackup Utbyggingsløsningen er basert på den flyttbare innretningen Mærsk Inspirer, verdens største jackup-plattform.
The solution gives greater flexibility, mobility and lower costs than a conventional platform.
Løsningen gir økt fleksibilitet, flyttbarhet og lavere kostnader i et presset riggmarked.
The platform was towed out from Haugesund in May last year, and production came on stream on February 12.
Plattformen ble slept ut fra Haugesund i mai i fjor, og produksjonsstart fant sted 12. februar i år.
The goal is to achieve plateau production in 2008.
Målet er å nå platåproduksjon allerede i år.
Short lifespan may be extended The subcontracted model was chosen because of the field's relatively short lifespan, estimated to about five years and a recovery rate of 45 percent.
Kort levetid — men mulighet for forlengelse Leiemodellen ble valgt på grunn av feltets relativt korte levetid, beregnet til cirka fem år og en utvinningsgrad på 45%.
However, plans are already underway to extend the field's lifespan by exploring nearby resources in the project Volve Future Wells.
Men allerede nå jobbes det for å forlenge feltets levetid ved å utforske nærliggende ressurser i prosjektet Volve Future Wells.
Exploration and development are taking place in parallel at a fast tempo alongside drilling, startup and commissioning.
Utforskning og utvikling foregår parallelt i et raskt løp ved siden av boring, oppstart og commissioning.
Volve South and West will be investigated first using multilateral branches, after which Theta South will be explored.
Volve Sør og Vest skal utforskes først med sidesteg, deretter står Theta Sør for tur.
The Volve field was separated from the Sleipner field, and existing infrastructure is therefore close at hand.
Volve-feltet er skilt ut fra Sleipner, og det er derfor kort vei til eksisterende infrastruktur.
Gas flaring will cease as soon as the compressors are running and all produced water will be reinjected into the reservoir for pressure support.
Gassfakkelen skal snart slukkes og alt produsert vann skal reinjiseres til reservoaret.
In this way, Volve will also be at the forefront of environmentally-friendly operations.
Dermed blir Volve en veiviser også i forhold til miljøvennlig utvinning.
Eight wells in 2008 A total of eight wells will be drilled in 2008, and Gunnar Nakken, production director for marginal fields in Norway, points out that the projected lifespan to 2014 is based on calculations that have not been adjusted for recent increases in the price of oil.
Åtte brønner i 2008 Det vil bli boret totalt åtte brønner i 2008, og Gunnar Nakken, produksjonsdirektør for marginale felt i Norge, påpeker at levetiden fram til 2014 er basert på gamle oljeprisforutsetninger.
With a high oil price and good chances of new discoveries in the area, the possibilities of extending operations should be good, he believes.
– Med høy oljepris og gode muligheter for nye funn i området, er utsiktene til forlenget drift gode, mener han.
Good cooperation "We are greatly looking forward to a continued cooperation with Mærsk," says Gunnar Nakken.
Godt samarbeid – Vi ser veldig frem til fortsatt samarbeid med Mærsk, sier Gunnar Nakken.
He believes that the good cooperation achieved so far provides the opportunity for learning from each other and exchanging experience on this type of field.
Han mener at det gode samarbeidet hittil gir potensialet for å lære av hverandre og utveksle erfaringer på denne type felt.
Environmentally-friendly operation When the Volve field is fully on stream in the near future, there will be no discharges of hydrocarbons to sea or air.
Miljøvennlig drift Når Volve-feltet kommer i full drift om kort tid vil det ikke være utslipp av hydrokarboner til luft eller sjø.
Produced water will be reinjected into the formation in order to increase oil recovery, and when the compressors start working next week, gas flaring will also cease.
Produsert vann vil bli reinjisert for å presse oljen opp av reservoaret, og når kompressorene kommer i drift om kort tid, vil gassfakkelen også slukkes.
Volve will therefore be at the forefront of environmentally-friendly operations on the Norwegian continental shelf.
Dermed blir Volve en veiviser også i forhold til miljøvennlig utvinning på sokkelen.
The Volve field has been developed with the world's largest jack-up platform as its mainstay.
Volve-feltet er utviklet med verdens største jack-up plattform som bærebjelken i løsningen.
The drilling in production licence 228 in the Barents Sea is completed.
Boringen i utvinningstillatelse 228 i Barentshavet er avsluttet.
Hydrocarbons were proven in sandstone from the Triassic Age, and extensive data acquisition has been conducted.
Brønnen påviste hydrokarboner i sandsteiner av trias alder, og det er utført omfattende datainnsamling.
The results from the well show that the reservoir contains both oil and gas.
Resultatene fra brønnen viser at det er både olje og gass til stede i reservoaret.
It is too early to estimate the size of the finds and further data processing is required.
Det er for tidlig å anslå funnets størrelse og ytterligere bearbeidinger av dataene er nødvendig.
”The finds confirm our expectations that additional reserves can be found in this area, and we plan to drill another well in this licence in 2008,” says Tim Dodson, head of exploration on the Norwegian continental shelf.
– Funnet forsterker troen på å finne ytterligere forekomster i dette området, og vi har planer om å bore enda en brønn i denne lisensen i 2008, sier Tim Dodson, letesjef for norsk sokkel.
This was the first well in production licence 228, which was awarded in the Barents Sea licensing round in 1997.
Dette var første brønn i utvinningstillatelse 228, som ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997.
The well was drilled to a total depth of 2825 metres below sea level, and was completed in Triassic rocks.
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 2825 meter under havflaten, og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
Well 7222/6-1S was drilled by the Polar Pioneer drilling rig in 364 metres of water.
Boringen av brønnen 7222/6-1S ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 364 meters vanndyp.
The next project for the Polar Pioneer is an appraisal well for PL110C on the Tornerose discovery.
Polar Pioneer skal nå til PL110C for å bore en avgrensingsbrønn på Tornerose-funnet.
StatoilHydro has previously reported discoveries south-west of the Grane field and in the Fram area of the North Sea, and Gamma at Haltenbanken.
Tidligere i 2008 har StatoilHydro rapportert om funn ved Grane-feltet, i Fram-området av Nordsjøen og Gamma på Haltenbanken.
Additionally, a discovery was made at Marulk on Haltenbanken where ENI Norway is the operator and StatoilHydro has a 50 percent ownership stake.
I tillegg ble det gjort funn på Marulk på Haltenbanken, der ENI Norge er operatør og StatoilHydro er partner med 50 prosent eierandel.
StatoilHydro is the operator and has 100 percent interest in licence 228.
Rettighetshaver i PL228 er StatoilHydro (operatør) med 100 prosent eierskap.
The long-term incentive programme is a fixed, monetary compensation calculated as a portion of the participant’s base salary; ranging from 20-30 per cent depending on the individual's position.
Selskapets langtidsinsentivordning er et fast lønnselement som blir beregnet som en andel av deltakernes grunnlønn, og er på 20-30 prosent avhengig av deltakernes stilling.
On behalf of the participant, the company acquires shares to the net annual amount.
Selskapet kjøper aksjer tilsvarende netto års-sum på vegne av den enkelte deltaker.
The grant is subject to a three-year lock-in period.
Aksjene er bundet i tre år.
Number of acquired shares on behalf of the primary insiders, and their new total shareholding after the acquisition, is listed in the enclosed table.
Antall aksjer kjøpt på vegne av selskapets primærinnsidere, og deres nye aksjebeholdning etter kjøpet, fremgår av vedlagte tabell.
The trade has been made through DNB Markets.
Handelen er gjort med DNB Markets som megler.
Allocation of Dividend Shares to primary insiders PDF 39 KB
Tildeling av Utbytteaksjer til primærinnsidere PDF 38 KB
Anders Opedal, director of procurement.
Anders Opedal, leder for anskaffelser.
Geir Slora, Vice president for Drilling & Well in StatoilHydro.
Geir Slora, direktør for Boring og brønn.
The extensions collectively total NOK 3 billion.
Den samlede verdien på de forlengede kontraktene er omkring 3 milliarder kroner.
"After conducting a commercial evaluation, StatoilHydro has decided to excercise the options to extend the contracts.
- Etter å ha gjennomført en kommersiell vurdering har StatoilHydro besluttet å utøve opsjonene om forlengelse av kontraktene.
The suppliers challenge continues to be ensuring better HSE results for StatoilHydro, together with delivering more new wells.
Utfordringen for leverandørene er fortsatt å sikre bedre HMS-resultatet for StatoilHydro, sammen med å levere flere nye brønner.
The suppliers that succeed in this will be central cooperative partners for StatoilHydro in the future,” says Anders Opedal, director of procurement.
Leverandører som lykkes med dette vil være sentrale samarbeidspartnere for StatoilHydro i framtiden, sier Anders Opedal, leder for anskaffelser.
The contract extension with KCA Deutag Drilling comprises drilling services on the Brage, Njord and Oseberg platforms.
Kontraktsforlengelsen med KCA Deutag Drilling omfatter boretjenester på Brage-, Njord- og Oseberg-plattformene.
The extention becomes effective 1 July 2008 and lasts for two years.
Forlengelsen trer i kraft 1. juli 2008 og varer i to år.
The contract extension with Seawell is for drilling services on the Gullfaks and Statfjord platforms.
Kontraktsforlengelsen med Seawell gjelder boretjenester på Gullfaks- og Statfjord-plattformene.
The extension is for two years and starts 1 October 2008.
Forlengelsen er for to år og løper fra 1. oktober 2008.
The contract extension with Odfjell Drilling Management comprises drilling services for the Heidrun, Visund and Snorre platforms.
Kontraktsforlengelsen med Odfjell Drilling Management omfatter boretjenester for Heidrun-, Visund- og Snorre-plattformene.