natgillin/translations-raw huggingface dataset:
podcast MP3 8 MB
podcast MP3 8 MB
chesapeake JPG 2 MB
chesapeake JPG 2 MB
Marcellus black shale PDF 1 MB
Marcellus black shale PDF 1 MB
Frequently asked questions PDF 38 kB
Frequently asked questions PDF 38 kB
Single_shale_gas_well PDF 18 MB
Single_shale_gas_well PDF 18 MB
Photo taken in the Marcellus area showing a drilling rig in operation.
Bildet er tatt i Marcellus-området og viser en borerigg i operasjon.
Three days after the incident there were no longer any visible traces of the oil on the sea surface.
Tre dager etter hendelsen var det ikke lenger synlige spor av oljen på overflaten.
Analyses from Sintef show that after a couple of days 25% of the oil had evaporated and 15% had dissolved.
Analyser fra Sintef viser at etter et par dager var 25 prosent av oljen fordampet og 15 prosent var brutt ned.
The weather conditions were on our side and nature took care of itself.
– På grunn av mye bølger og vind ble oljen pisket fort ned i havet.
Measurement of oil components in fillet of fish from the North Sea caught in December and January indicate that all components were below the detection limit.
Værforholdene var på vår side, og naturen ordnet opp selv, sier Hanne Jorun Storhaug Ervik, prosjektleder for undersøkelsen i StatoilHydro.
"No harm to the environment close to Statfjord has been proven, even though the oil spill was a very serious incident," says Eva Øglænd Bjørnestad, environmental coordinator for Statfjord.
– Miljøet nær Statfjord har ikke fått påviste skader, selv om oljeutslippet var en svært alvorlig hendelse, sier Eva Øglænd Bjørnestad, miljøkoordinator i Statfjord.
“More than 170 fish samples have been analysed without any traces of oil being found in the fish fillets,” says Bjørn Einar Grøsvik of the IMR.
– Mer enn 170 prøver fra fisk er blitt analysert uten at det er funnet spor av olje i fiskefiletene.
Furthermore, no dead birds were found after the oil spill.
Det ble heller ikke funnet død fugl etter oljeutslippet.
The purpose of the investigation was to identify and reduce the environmental impacts of the Statfjord oil spill.
Målet med undersøkelsen var å identifisere og redusere miljøkonsekvensene etter oljeutslippet ved Statfjord.
“Our goal is zero harm to the environment in which we operate, and we immediately started extensive investigations and analyses,” says Eva Øglænd Bjørnestad, environmental coordinator for Statfjord.
– Vårt mål er null skade på miljøet vi opererer i, og vi satte umiddelbart i gang omfattende undersøkelser og analyser, forteller Eva Øglænd Bjørnestad, miljøkoordinator for Statfjord.
The work has been carried out in good cooperation and full openness with external experts (SINTEF, IMR and NINA), in addition to our in-house technical expertise.
Arbeidet er utført gjennom et godt samarbeid og i full åpenhet med ekspertise utenfra – SINTEF, Havforskningsinstituttet og NINA – i tillegg til fagekspertisen internt i selskapet.
“We have gained further knowledge about environmental affects of oil spills and experience that will be useful both to StatoilHydro personnel and external professional communities,” says Ms Bjørnestad.
– Vi har fått økt kunnskap om miljøkonsekvenser etter oljeutslipp og erfaring som er til nytte både internt i StatoilHydro og for eksterne fagmiljøer, sier Bjørnestad.
The Statfjord A platform in the North Sea.
Statfjord A-plattformen i Nordsjøen.
Following this, the share saving plan has 3 507 196 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 3 507 196 aksjer.
The products department with its four employees will be discontinued.
Denne avdelingen, som teller fire ansatte, avvikles.
StatoilHydro is committed to fulfilling all existing obligations.
StatoilHydro vil fullføre alle inngåtte forpliktelser.
The notification to ANP is a part of a standard procedure when hydrocarbons have been encountered.
Meddelelsen til National Petroleum Agency (ANP) er en del av standardprosedyren for funn av hydrokarboner.
This is the first well drilled in deepwater of the Jequitinhonha Basin, at a water depth of approximately 2300 meters.
Dette er den første brønnen som er boret på dypt vann i Jequitinhonha-bassenget, på cirka 2300 meters havdyp.
The well (well 1-BAS-147) was spudded on October 9th and the drilling is expected to be finished in the beginning of 2009.
Boringen i brønnen (brønn 1-BAS-147) startet 9. oktober og ventes å være avsluttet i begynnelsen av 2009.
The block BM-J-3 was awarded in 2002 as a result of the 4th Brazilian bid Round.
Blokk BM-J-3 ble tildelt i 2002 i den 4. budrunden i Brasil.
The well has confirmed oil-bearing reservoirs in Upper Cretaceous sandstones, but further drilling and analysis will be carried out to determine if the discovery has a positive economic potential.
Brønnen har påvist oljebærende reservoarer i sandstein av øvre kritt alder, men videre boring og analyser vil bli gjennomført for å avgjøre om funnet er kommersielt.
Statoil is applying for a limited number of blocks.
Statoil søker på et begrenset antall blokker.
This is confirmed by Karin Ask, who is Statoil's project manager for the application in the new areas unit of Exploration & Production Norway.
Det bekrefter Karin Ask i enheten Nye områder i Undersøkelse og produksjon Norge, som er prosjektansvarlig for søknaden.
A total of 68 blocks has been put on offer on this occasion.
I alt 68 blokker er lyst ut i denne runden.
According to Ms Ask, the blocks are primarily located in areas near existing infrastructure, and they do not comprise any "virgin" areas of the North Sea.
Ifølge Ask ligger blokkene hovedsakelig i områder nær infrastruktur, og de omfatter ingen "jomfruelige" deler av Nordsjøen.
The authorities will probably announce the results of this year's North Sea licensing round in March or April 2002.
Myndighetene kommer trolig til å offentliggjøre resultatet av årets nordsjørunde i mars-april 2002.
The deadline for submitting applications in Norway's North Sea 2001 licensing round expires today, 7 December.
Søknadsfristen for Nordsjøtildelingene 2001 går ut i dag, 7. desember.
Under the settlement StatoilHydro has reduced its charges to the partners by NOK 550 million to NOK 1,455 million.
Forliket innebærer at StatoilHydro har redusert utbelastningen av kostnader mot partnerne med 550 millioner kroner til 1.455 millioner kroner.
This amount relates to restructuring costs related to StatoilHydro's operating organisations and functions onshore supporting the company's operations on the NCS.
Dette beløpet gjelder omstruktureringskostnader knyttet til StatoilHydros driftsorganisasjoner og funksjoner på land for å støtte selskapets virksomhet på norsk sokkel.
The arbitration case concerning the allocation of restructuring costs will be withdrawn as a result of the settlement.
Voldgiftssaken om fordeling av restruktureringskostnader vil som følge av forliket bli trukket.
The agreement was signed between StatoilHydro and Petoro, Exxon Mobil Norge, Norske Shell, Total Norge, ConocoPhilips Norge and ENI Norge.
Avtalen er inngått mellom StatoilHydro og Petoro, Exxon Mobil Norge, Norske Shell, Total Norge, ConocoPhilips Norge og ENI Norge.
StatoilHydro views Brazil as an attractive and economically stable market and is now well established in the country.
StatoilHydro ser på Brasil som et attraktivt og økonomisk stabilt marked og er nå godt etablert i landet.
StatoilHydro's portfolio in Brazil also includes seven other exploration licenses in the basins of Santos, Campos, Jequitinhonha, Espírito Santo and Camamu.
StatoilHydros portefølje i Brasil omfatter også sju andre letelisenser i bassengene Campo, Jequitinhonha, Espírito Santo og Camamu.
The Peregrino field is located 85 kilometres off the coast of Rio de Janeiro, in the southwestern part of the Campos Basin, in waters up to 100 metres deep.
Peregrino-feltet ligger 85 kilometer utenfor kysten av Rio de Janeiro, i den sørvestlige delen av Campos-bassenget, på opptil 100 meters vanndyp.
The Peregrino field is located 85 kilometres off the coast of Rio de Janeiro.
Peregrino-feltet ligger 85 kilometer utenfor kysten av Brasil.
StatoilHydro will remain the operator for all prospects.
StatoilHydro forblir operatør for alle prospekter.
Ecopetrol will farm in with interests of around 20-30% in the wells covered by the agreement.
Ecopetrol kjøper seg inn med andeler på omkring 20-30 prosent i brønnene som omfattes av denne avtalen.
"This agreement is in line with our long-term Gulf of Mexico strategy.
– Denne avtalen er på linje med vår langsiktige strategi for Mexicogolfen.
"We have a good portfolio of promising prospects and we are happy to have Ecopetrol America joining parts of our exploration programme in the coming years," he adds.
– Vi har en god portefølje med lovende prospekter og vi er glade for at Ecopetrol America deltar i deler av leteprogrammet vårt i kommende år, tilføyer han.
Two drilling vessels will drill for StatoilHydro in the Gulf of Mexico next year.
To borerigger skal bore for StatoilHydro i Mexicogolfen neste år.
Under the agreement the companies will also further mature prospects to potential drilling.
Selskapene vil også modne prospekter for mulig boring fremover.
New area Gjøa is located in the Sogn area.
Illustrasjon av Gjøa-feltet i Nordsjøen.
Vega is important The activity will also be high on Vega and Vega South in 2009.
Satellittfeltene Vega og Vega sør blir bygd ut med undervannsinstallasjoner og knyttet opp mot Gjøa.
Gaz de France will assume operatorship at production start-up.
I andre kvartal skal brønnrammene installeres.
Illustration of the Gjøa field in the North Sea.
Illustrasjon av Gjøa-feltet i Nordsjøen.
StatoilHydro has spent NOK 200 million on upgrading the Transocean Searcher rig for drilling on Gjøa.
StatoilHydro har brukt 200 millioner kroner på å oppgradere Transocean Searcher for arbeidet på Gjøa.
Svein Hatlem
Svein Hatlem
”We will start production as soon as possible to help maintain the production flow from the Åsgard field, says Svein Hatlem,” vice president for Åsgard operations.
– Vi ville komme i gang med produksjonen så raskt som mulig for å bidra til å opprettholde produksjonsstrømmen fra Åsgard-feltet, sier Svein Hatlem, produksjonsdirektør for Åsgard.
The fast realisation from find to production has been possible because we have good knowledge about the subsurface in the area, and the subsea production facility could be tied back to the existing infrastructure on the Åsgard field.
Den raske realiseringen fra funn til produksjon har vært mulig fordi kunnskapen om undergrunnen i området er god, og det har vært mulig å knytte opp havbunnsanlegget mot den eksisterende infrastrukturen på Åsgard-feltet.
”We have started production four months ahead of schedule thanks to efficient project execution,” says Mr Hatlem.
– Vi har startet produksjonen fire måneder før planen takket være en effektiv prosjektgjennomføring, sier Hatlem.
Containing very little carbon dioxide (CO2), the gas from Yttergryta will be mixed with the export gas from Åsgard.
Gassen fra Yttergryta inneholder svært lite karbondioksid (CO2), og skal blandes med eksportgassen fra Åsgard.
Production from the field will be regulated by the demand on the Åsgard field.
Produksjonen fra feltet vil bli styrt etter behovet fra Åsgard-feltet.
Yttergryta is the first field that StatoilHydro as a joint company has developed from PDO to production start.
Yttergryta er det første feltet StatoilHydro som samlet selskap har arbeidet fram fra PUD til produksjonsstart.
The recoverable reserves in the field are around 11 million barrels of oil equivalent.
De utvinnbare reservene i feltet er på rundt elleve millioner fat oljeekvivalenter.
Gas field located around 33 kilometres east of Åsgard B in the Norwegian Sea
Gassfelt om lag 33 kilometer øst for Åsgard B-plattformen i Norskehavet
Developed with a subsea template and one production well of about 2,400 metres
Bygges ut med et undervannsanlegg og én produksjonsbrønn på om lag 2.400 meter
The exploration well on Yttergryta was drilled in June 2007.
Letebrønnen på Yttergryta ble boret i juni 2007.
The plan for development and operation (PDO) was submitted to the authorities January 2008 and was approved May 2008
Plan for utbygging og drift (PUD) ble overlevert myndighetene i januar 2008, og ble godkjent i mai 2008
Recoverable reserves are 1.75 billion Sm3 of gas with very low carbon dioxide content, some condensate in addition
Utvinnbare reserver er 1,75 milliarder standard kubikkmeter gass med svært lavt CO2-innhold, og noe kondensat i tillegg
Licensees: StatoilHydro (operator) 45.75%, ENI 9.80%, Total 24.50%, Petoro 19.95%Developed with a subsea template and one production well of about 2,400 metres
Rettighetshavere: StatoilHydro (operatør) (45,75 prosent), ENI (9,80), Total (24,50) og Petoro (19,95)
Yttergryta:
Fakta om Yttergryta:
The field has been developed from find to production in around 18 months and the first part of the subsea production facility was already in place before exploration drilling was started.
Feltet har gått fra funn til produksjon på halvannet år, og første del av havbunnsanlegget var allerede på plass før leteboringen begynte.
“We are therefore carrying out a controlled production shutdown and reducing the platform staff as quickly and safely as possible.”
Vi gjennomfører derfor en kontrollert nedstengning av produksjonen og nedbemanning av plattformen, sier Eileen Buan, produksjonsdirektør for Kristin-feltet.
Kristin is producing around 10 million cubic metres of gas per day and around 10,000 cubic metres of condensate per day.
Kristin-feltet produserer rundt 10 millioner kubikkmeter gass i døgnet, og cirka 10.000 kubikkmeter kondensat i døgnet.
Production capacity is 125,000 barrels of condensate and a good 18 million cubic metres of rich gas per day.
Produksjonskapasiteten er 125.000 fat kondensat og vel 18 millioner kubikkmeter rikgass per dag.
StatoilHydro’s gas customers will not be affected by the shutdown.
StatoilHydros gasskunder kommer ikke til å bli berørt av nedsteningen.
The staff will be reduced from around 90 to 16 people, which is an absolute minimum level, and safety around the platform will be enhanced.
Bemanningen kommer til å bli redusert fra cirka 90 personer til 16 personer, som er et absolutt minimumsnivå, og sikkerheten rundt plattformen blir forsterket.
This situation will be maintained until the tests have been run and the lifeboats are found to be functional.
Denne situasjonen opprettholdes inntil testene er gjennomført og livbåtene er funnet funksjonsdyktige.
The test equipment is underway to the platform and the tests will be carried out as soon as possible.
Utstyr er på vei til plattformen for å gjennomføre disse testene, som blir gjennomført så raskt som mulig.
Helicopter is the primary evacuation solution in the event of an accident or dangerous situation on offshore installations, but the lifeboat capacity must be sufficient to be able to evacuate all personnel onboard during all weather conditions.
Helikopter er primær evakueringsløsning i tilfelle det oppstår ulykkes- eller faresituasjoner på installasjonene i havet, men det skal også være tilstrekkelig livbåtkapasitet til å kunne evakuere alle om bord under alle værforhold.
Lifeboats of the same FF1000S type are also installed on the Veslefrikk B platform in the North Sea.
Også Veslefrikk B-plattformen i Nordsjøen har tilsvarende livbåter, av typen FF1000S.
A test carried out on Wednesday revealed a faulty release mechanism on two of the three lifeboats on Veslefrikk B. This test result led to production shutdown and temporary staff reduction on the Kristin platform.
Under en test onsdag var det feil ved utløsermekanismen på to av de tre livbåtene på Veslefrikk B.
Changes in the technical arrangements for the release mechanism are currently being considered.
Nå vurderes det endringer i de tekniske arrangementene for utløsermekanismen.
Until the solution has been found and the changes have been tested and verified, none of the three lifeboats on Veslefrikk B will be used.
Inntil løsningen er funnet og endringene er testet og verifisert, blir ingen av de tre livbåtene på Veslefrikk B tatt i bruk.
Veslefrikk B is connected by a bridge to Veslefrikk A, where the lifeboat capacity is intact.
Veslefrikk B er forbundet med bru til Veslefrikk A-plattformen, der livbåtkapasiteten er intakt.
The staff on the field has been reduced, however production is maintained.
Bemanningen på feltet er redusert, men produksjonen opprettholdes.
The Kristin platform in the Norwegian Sea (Photo: Trond Sigvaldsen)
Kristin-plattformen i Norskehavet (Foto: Trond Sigvaldsen)
“A defect has been discovered in the release mechanisms of the new lifeboat type installed on the Kristin platform,” says Eileen Buan, head of operations on the Kristin field.
– Det er oppdaget feil i utløsermekanismene for den nye livbåttypen som er installert på Kristin.
Following the adjustment the distribution of interests in the Grane Unit is as follows:
Den oppdaterte fordelingen mellom utvinningstillatelsene gir følgende rettighetsandeler for Grane Unit:
partners
rettighetshavere
From
Fra
To
TIL
25.4%
25,4 %
28.2226%
28,2226 %
6.4%
6,4 %
6.1744%
6,1744 %
Located in the North Sea the Grane field came on stream on 23 September 2003.
Grane-feltet ligger i Nordsjøen, og startet produksjonen 23. september 2003.
The field is producing crude oil that is transported from the Grane platform to the Sture terminal near Bergen.
Feltet produserer tung råolje som transporteres fra Grane-plattformen til Stureterminalen i Hordaland.
It is stored in large rock caverns before being shipped to global markets.
Der lagres den i store fjellhaller før utskiping til verdensmarkedet.
StatoilHydro's interest is thus reduced by 1.3395 percentage points compared with the company's current stake.
Dette innebærer at StatoilHydros rettighetsandel er redusert med 1,3395 prosentpoeng fra dagens andel.
Production and costs will be reallocated in accordance with the new distribution of interests in the Grane Unit.
I henhold til ny fordeling av rettighetsandeler i Grane Unit vil produksjon bli tilbakeført og kostnader fordelt på nytt.
The implementation of this adjustment is subject to government approval.
Gjennomføring av endringen forutsetter godkjennelse fra myndighetene.
The Grane platform in the North Sea.
Grane-plattformen i Nordsjøen.
Geir Richardsen
Geir Richardsen
The drilling was performed by the Polar Pioneer drilling unit in 340 metres of water, some 175 kilometres north/northwest of Hammerfest.
Boringen ble gjennomført med boreinnretningen Polar Pioneer på 340 meters vanndyp, om lag 175 kilometer nord-nordvest for Hammerfest.
The purpose of appraisal well 7223/5-1 was to confirm the existence of hydrocarbons in the Obesum structure, some 17 kilometres south-east of the first discovery well, 7222/6-1S, which confirmed the existence of hydrocarbons in Mid-Triassic sandstone.
Formålet med avgrensningsbrønnen 7223/5-1 var å påvise hydrokarboner i Obesum-strukturen, om lag 17 kilometer sørøst for den første funnbrønnen 7222/6-1S, som påviste hydrokarboner i sandsteiner av midtre trias alder.
The appraisal well struck a small gas column in a Mid-Triassic sandstone reservoir, but according to preliminary estimates the resources are not commercial.
Avgrensningsbrønnen påviste en liten gasskolonne i et sandsteinsreservoar av midtre trias alder, men foreløpig anslag viser klart at ressursene ikke er kommersielt drivverdige.
The well also confirmed the existence of gas somewhat lower down on the structure.
Brønnen påviste også gass litt dypere på strukturen.
The appraisal well indicates that the size of the shallower discovery is within the range of uncertainty of one to five billion Sm3 of recoverable gas.
Avgrensningsbrønnen viser at størrelsen på det grunneste funnet er innenfor usikkerhetsspennet én til fem milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass.
Appraisal well 7223/5-1 was drilled to a total depth of 2525 metres below sea level.
Avgrensningsbrønn 7223/5-1 ble boret til et totalt dyp på 2525 meter under havoverflaten.
The appraisal well is the third well in production licence 228.
Avgrensningsbrønnen er den tredje brønnen i utvinningstillatelse 228.
In 2008 hydrocarbons were struck in well 7222/6-1S on the Obesum prospect.
I 2008 ble det gjort funn hydrokarboner i brønn 7222/6-1S på Obesum-prospektet.
Completed in Mid-Jurassic rocks the appraisal well will now be permanently plugged and abandoned.
Avgrensningsbrønnen ble avsluttet i bergarter fra midtre trias, og blir nå permanent plugget og forlatt.
Polar Pioneer will now move on to drill well 30/9-22 in the StatoilHydro-operated production licence PL 104.
Polar Pioneer skal nå bore brønn 30/9-22 i utvinningstillatelse PL 104 der StatoilHydro er operatør.
This is the second well on the Obesum prospect.
Brønnen er den andre på Obesum-prospektet.
The first exploration well drilled on the prospect struck oil and gas in 2008.
I 2008 ble det gjort funn av olje og gass etter boring av den første letebrønnen på prospektet.
Following exploration drilling in the Barents Sea in 2008 StatoilHydro has met all operator commitments associated licences awarded in the 19th licensing round, which took place in 2006.
Med leteboringene i Barentshavet i 2008 har StatoilHydro gjennomført alle sine operatørforpliktelser som var knyttet til den 19. konsesjonsrunden, som ble tildelt i 2006.
A sidetrack drilled to establish the oil/water contact in this discovery is also in the process of completion.
I tillegg er det boret et sidesteg for å påvise olje-/vannkontakt i funnet.
Tove Stuhr Sjøblom, head of exploration on the Norwegian continental shelf.
Tove Stuhr Sjøblom, direktør for leting på norsk sokkel.
“Even if their volumes are modest compared with the big finds made earlier on the NCS, such strikes are important for maximising oil recovery by helping to extend the production life of installations.”
– Selv om volumene er beskjedne sett i forhold til store funn som er gjort på sokkelen tidligere, er funn av denne typen viktige for å maksimere uttaket av oljeressursene på sokkelen ved å bidra til forlenget levetid på installasjonene, sier hun.
The wells proved an oil column of 110 metres in the Åre formation, with the sidetrack establishing the oil/water contact.
Brønnene påviste olje i Åre-formasjonen, og olje-/vannkontakt ble påvist i sidestegsboringen.
Extensive data gathering and coring were undertaken.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Licence The wells are the 22nd and 23rd in production licence 128, awarded in 1986 as part of Norway’s 10B licensing round.
Mange letebrønner Dette er brønn nummer 22 og 23 i utvinningstillatelse 128, som ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
Exploration well 6608/10-12 was drilled to a vertical depth of 3,158 metres below sea level in 334 metres of water, terminating in Lower Jurassic rocks of the Åre formation.
Undersøkelsesbrønn 6608/10-12 ble boret til et vertikalt dyp på 3.158 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Åre-formasjonen i nedre jura bergarter.
The main well will be plugged and abandoned.
Brønnen blir permanent plugget og forlatt.
Drilling was conducted from Ocean Vanguard, which will next drill exploration well 35/6-1 S on the Grosso prospect in production licence 376 operated by StatoilHydro.
Boringen har blitt utført med boreinnretningen Ocean Vanguard, som skal bore undersøkelsesbrønn 35/6-1 S i et prospekt kalt Grosso i utvinningstillatelse 376, der StatoilHydro er operatør.
In addition to StatoilHydro as operator with 64.0%, licensees in production licence 128 are Eni with 11.5% and Petoro with 24.5%.
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 128 er StatoilHydro (operatør) (64 prosent), Eni (11,5) og Petoro (24,5).
Verona An exploration well on the Verona prospect, which lies 25 kilometres north-east of Ekofisk, has been completed without encountering hydrocarbons.
Tørr brønn på Verona-prospektet 25 kilometer nordøst for Ekofisk-feltet er boringen på Verona-prospektet avsluttet uten at det ble påtruffet hydrokarboner.
The well was drilled from West Epsilon, which is moving to production licence 265 in order to drill another well for StatoilHydro.
Brønnen ble boret av boreriggen West Epsilon, som fortsetter til utvinningstillatelse 265, der den skal bore en brønn for StatoilHydro.