natgillin/translations-raw huggingface dataset:
A total of NOK 1.6 billion will be invested in developing this North Sea field.
Det skal investeres i alt 1,6 milliarder kroner i utbyggingen av nordsjøfeltet.
The MPE gave the project the all-clear to enter into contracts on 1 February and start-up is expected as soon as 1 August 2000.
Prosjektet fikk klarsignal fra OED til å inngå kontrakter 1. februar 1999 og oppstart er ventet allerede 1. august 2000.
Production is expected to continue until 2014 and according to Mr Søvik, this will contribute to extending profitable operation of the Statfjord C platform.
Produksjonen er ventet å vare fram til 2014 og vil ifølge Søvik bidra til forlenget lønnsom drift på Statfjord C-plattformen.
Sygna contains recoverable reserves totalling about 63 million barrels of oil.
Sygna har utvinnbare reserver på om lag 63 millioner fat olje.
The production rate on the field is estimated to be 40,000 barrels per day.
Produksjonen på feltet er beregnet til 40.000 fat olje i døgnet.
"Although the size of the field is limited, its financial possibilities are good.
"Feltet er begrenset i størrelse, men økonomien er god.
Even with an oil price of USD 6-7, Statoil's required rate of return will be fulfilled," says the project manager.
Selv med en oljepris på seks-sju dollar fatet, vil Statoils krav til avkastning være tilfredsstilt for Sygna," sier prosjektsjefen.
The Norwegian Ministry of Petroleum and Energy recently approved the plan for development and operation of the Sygna field.
Plan for utbygging og drift av Sygna-feltet ble nylig godkjent av Olje- og energidepartementet.
The preliminary results of the Trondheim project, a research project supported by Statoil, show this to be the case.
Det viser de foreløpige resultatene fra et forskningsprosjekt kalt Trondheimsprosjektet som Statoil støtter.
The project's objective is to study how health is affected by the use of paint products containing isocyanates (polyurethane paint) and epoxides (epoxy paint).
Målet med prosjektet er å studere helsemessige konsekvenser ved bruk av malingsprodukter som inneholder isocyanater (polyuretanmaling) og epoksider (epoksymaling).
Of the 1,500 painters taking part in the survey, 42 per cent of them have reported various degrees of skin disorders and/or respiratory tract problems.
I alt 42 prosent av de rundt 1500 malerne som deltar i undersøkelsen, har oppgitt hudplager og/eller luftveisplager i større eller mindre grad.
The participants account for roughly 50 per cent of all painters in Norway.
Deltakerne utgjør cirka 50 prosent av alle malerne i Norge.
Results show that six people have developed skin allergy caused by epoxy while three people have contracted allergic asthma.
Resultatet viser at seks personer hadde fått epoksybetinget hudallergi mens tre personer har fått allergisk astma.
Of these three cases, two are probably caused by isocyanates and one by epoxides.
Av disse er to sannsynligvis isocyanatbetinget og én epoksybetinget.
Håkon Lasse Leira who heads the Trondheim project comments: "This number is far smaller than expected at the start of the project.
Håkon Lasse Leira som leder Trondheimsprosjektet har denne kommentaren: "Antallet var langt lavere enn det som var forventet med prosjektets oppstart.
It is interesting that only two of the nine cases are due to polyurethane paint.
Det var interessant at bare to av de ni tilfellene skyldes polyuretanmaling.
The others were caused by epoxy paint.
De øvrige skyldes epoksymaling.
This shows that problems associated with paint cannot be solved by simply using epoxy paint instead of polyurethane paint."
Det viser at problem knyttet til maling ikke alene kan løses ved å kutte isocyanatholdig polyuretanmaling til fordel for epoksymaling."
Dr Leira is a consultant at the Trondheim regional hospital.
Leira er overlege ved Regionssykehuset i Trondeheim.
The project started in 1997 and will continue until the end of this year.
Prosjektet startet i januar 1997 og varer ut året.
In addition to Statoil, participants are Saga Petroleum, Norsk Hydro and the Confederation of Norwegian Business and Industry's working environment fund.
Foruten Statoil deltar Saga, Norsk Hydro og Næringslivets hovedorganisasjons arbeidsmiljøfond.
The product, called Carboline 2000, requires one coat less than epoxy/polyurethane paint.
Produktet - kalt Carboline 2000 - krever ett strøk mindre enn epoksy/polyuretanmaling.
It is believed that this can reduce the risk of damage to health.
Dette antas å redusere risikoen for skader og sykdom.
Paint that contains isocyanates is to be phased out and the introduction of Carboline 2000 is part of this process.
Malingstyper som inneholder isocyanater skal fases ut, og innføringen av Carboline 2000 inngår i dette arbeidet.
Statoil also intends to reduce the use of epoxy paint in maintenance work on its land facilities.
Dessuten ønsker Statoil å redusere bruken av epoksymaling ved vedlikehold av selskapets anlegg i Norge.
Torstein Røssland, head of the technology entity's core group for surface treatment, emphasises that all paint contains components that can damage health.
Torstein Røssland, leder av kjernegruppen for overflatebehandling i Teknologi, understreker at all maling inneholder helseskadelige komponenter.
"But we are working continuously with our contractors to adopt products which are less detrimental to health and the environment," he says.
"Men vi arbeider kontinuerlig med våre entreprenører om overgang til mindre helse- og miljøskadelige produkter," sier han.
The paint has been developed in collaboration with suppliers through Statoil's supplier development programme and it will be tested and qualified before further use.
Malingen er utviklet i samarbeid med leverandører gjennom konsernets Leverandørutviklingsprogram, og skal testes og kvalifiseres for videre bruk.
Statoil has started to use paint containing neither isocyanates nor epoxy on its installations on the Gullfaks and Veslefrikk fields.
Statoil har begynt å bruke maling uten isocyanater og merkepliktige mengder epoksy på feltene Gullfaks og Veslefrikk.
Invisible platforms
Usynlige plattformer
In water 3000 metres deep, the ocean temperature is as low as 0—3 °C (32-38 °F), while the pressure is 300 bar (4388 psi).
På 3000 meters havdyp er havtemperaturen så lav som 0–3 °C, mens trykket er på 300 bar (4388 psi).
Here, we drill through a further 6000 metres of rock to reach the reservoir.
Her borer vi ytterligere 6000 meter gjennom fjell for å nå reservoaret.
How is it possible to produce oil and gas under such conditions?
Hvordan er det mulig å produsere olje og gass under slike forhold?
And what is the future of the technology we use to do it?
Og hvordan er framtiden for teknologien vi bruker for å gjøre det?
The oceans of the world are vast and mysterious, yet we depend on them for so much of our resources—including oil and gas.
Verdens hav er enorme og mystiske, men vi er likevel avhengige av dem for en så stor del av våre ressurser – blant annet olje og gass.
The deep sea is a truly challenging place where the temperature is close to freezing and for every 10 metres of depth you reach the pressure increases by nearly one bar.
Dyphavsområdene er svært utfordrende, med temperaturer som er nær frysepunktet, og for hver 10. meter ned øker trykker med nesten en bar.
It's rarely possible to dive deeper than 250 metres and if you want to go any deeper, submerged operated vehicles—autonomous or remotely operated—become the only options.
Det er sjelden mulig å dykke dypere enn 250 meter, og hvis du vil gå dypere er undervannsfartøy, selvstyrte eller fjernstyrte, de eneste mulighetene.
SUBSEA WELLS ACCESS GREAT DEPTHS Faced with such formidable conditions, how do oil and gas companies operate at sea depths of 3,000 metres, and drill depths of 6,000 metres below the surface?
UNDERVANNSBRØNNER GIR TILGANG TIL STORE HAVDYP Når vi står overfor slike ekstreme forhold, hvordan kan olje- og gasselskapene operere på 3000 meters havdyp, og bore ned til 6000 meter under havbunnen?
The answer is subsea wells that produce hydrocarbons via installations on the seabed.
Svaret er undervannsbrønner som produserer hydrokarboner via installasjoner på havbunnen.
They are making it possible to pursue our quest for resources offshore, longer, further and deeper than ever before.
De gjør det mulig å forfølge vårt mål om å finne ressurser offshore – lengre og dypere enn noen gang før.
Today, it's quite possible to develop an offshore oilfield without any rigs visible on the surface at all.
I dag er det fullt mulig å bygge ut et oljefelt til havs helt uten rigger som er synlige på havoverflaten.
In the early days we just had a valve on the sea floor.
I begynnelsen hadde vi bare en ventil på havbunnen.
Now there’s almost a complete factory down there.
Nå er det nesten en hel fabrikk der nede.
Rune Mode Ramberg, Chief Engineer Subsea Technology at Statoil
Rune Mode Ramberg, sjefsingeniør i Undervannsteknologi i Statoil
SO WHAT IS THE FUTURE OF SUBSEA PROCESSING?
SÅ HVORDAN SER FRAMTIDEN UT FOR UNDERVANNSPROSESSERING?
Given the complexity of these subsea solutions, you might be surprised to learn that the key to taking subsea processing to the next level is standardisation.
Med tanke på hvor komplekse disse undervannsløsningene er, blir du kanskje overrasket over å få vite at nøkkelen til videreutviklingen av undervannsprosessering er standardisering.
As a result of the extraordinary growth of subsea, costs for installations have increased drastically in the last decade.
Som følge av den uvanlige økningen i bruken av havbunnsløsninger, har kostnadene ved disse installasjonene økt kraftig de siste ti årene.
One of the main reasons for higher costs is due to operators working with suppliers on tailor-made solutions, on a project-by-project basis.
En av hovedgrunnene til høyere kostnader er at operatørene har samarbeidet med leverandørene om å lage skreddersydde løsninger til hvert prosjekt.
Acknowledging this challenge, our industry is now exploring standardisation, which we believe will deliver volume and drive down costs.
For å møte denne utfordringen ser nå bransjen vår på standardisering, som vi mener vil levere volumer og drive kostnadene nedover.
Asgard subsea installation Photo: Statoil ASA
Åsgard undervannsinstallasjon Foto: Statoil ASA
Illustration of subsea factory Photo: Statoil ASA
Illustrasjon av havbunnsfabrikk Foto: Statoil ASA
Illustration of subsea installation Photo: Aker Solutions
Illustrasjon av undervannsinstallasjon Foto: Aker Solutions
INNOVATION THROUGH STANDARDISATION To understand the importance of standardisation to subsea operations, it helps to think of LEGO.
NYSKAPING GJENNOM STANDARDISERING For å forstå betydningen av standardisering innen undervannsoperasjoner, hjelper det å tenke på LEGO-klosser.
Just like the much-loved coloured bricks, designing modules that fit together is crucial to developing solutions which are applicable across the industry.
I likhet med de populære, fargede klossene er det nødvendig å lage moduler som passer sammen for å utvikle løsninger som kan brukes i hele bransjen.
This LEGO-style approach has been the key to the success of the automotive industry—with car-makers developing standardised models (family, sporty, city) that help them work efficiently with suppliers.
Denne LEGO-framgangsmåten har vært nøkkelen til suksess i bilindustrien – der bilfabrikker utvikler standardmodeller (familiebil, sportsbil, bybil) som bidrar til at de kan samarbeide effektivt med leverandørene.
Translating this model to subsea will allow suppliers to deliver standardised models to producers.
Ved å overføre denne modellen til havbunnen kan leverandørene levere standardmodeller til produsentene.
INDUSTRY COLLABORATION Successfully achieving standardisation will depend on industry collaboration.
INDUSTRISAMARBEID For å lykkes med standardiseringen er vi avhengig av industrisamarbeid.
Currently several joint industry partnerships (JIPs) are underway, bringing oil and gas producers together to focus on various elements of subsea technology, including the interfaces, underwater grid, power solutions and more.
For tiden opprettes det flere bransjefellesskap (joint industry partnerships, JIPs) der olje- og gassprodusenter samarbeider for å undersøke forskjellige sider av undervannsteknologi, blant annet grensesnitt, undervannsnettverk, kraftløsninger med mer.
The goal of these JIPs is to develop internationally-agreed industry standards.
Målet til disse fellesskapene er å utvikle internasjonalt anerkjente industristandarder.
Collaboration to achieve standardisation is innovation in an uncharacteristic form.
Samarbeid om standardisering er nyskaping på en uvanlig måte.
Most people think of innovation as limited to small and revolutionary start-ups, or large ‘game-changing’ technologies.
De fleste mener at nyskapinger er begrenset til små og revolusjonerende nyetableringer, eller store og banebrytende teknologier.
However, for subsea, innovation is about ensuring the long-term feasibility of existing technology.
Men på havbunnen handler nyskaping om å sørge for at dagens teknologi kan brukes på lang sikt.
In the world of subsea, standardisation is the new innovation.
I undervannsverden er standardisering den nye nyskapingen.
Ms Devine joined the group's board in June as one of four new representatives of Statoil's owners.
Devine kom til styret i juni i år som en av fire nye representanter for eierne i Statoil.
She is stepping down for personal reasons.
Hun trekker seg av personlige årsaker.
The board's chairman will contact the head of the election committee with a view to electing a new director.
Styrets leder vil ta kontakt med leder av valgkomitéen med sikte på valg av nytt styremedlem.
For further information please contact:
Kontaktperson: Wenche Skorge, tlf.
Wenche Skorge, tel +47 51 99 79 17 (office), +47 918 70741 (mobile).
51 99 79 17 (kontor), 918 70741 (mobil).
The company is operator for licence 173 in block 35/10 which lies in the Tampen Wedge, east of the Gullfaks area.
Selskapet er operatør for utvinningstillatelse 173 i blokk 35/10, som ligger i Tampenkilen øst for Gullfaks-området.
Drilled to a vertical depth of 2,223 metres, the objective of well 35/10-3 was to discover the hydrocarbon potential of the Tertiary rocks.
Brønn 35/10-3 hadde som formål å undersøke hydrokarbonpotensialet i bergarter av tertiær alder, og ble boret til et vertikalt dyp av 2223 meter under havnivå.
The well was permanently plugged and abandoned on 15 July.
Brønnen ble permanent plugget og forlatt 15. juli.
"The use of creative seismic methodology revealed a reservoir of good quality.
"Ved hjelp av kreativ seismikk metodikk påviste vi et reservoar av god kvalitet.
This well has therefore yielded information that will be valuable in further work in the surrounding areas," says Reidar Helland, area manager in Statoil's exploration and area development unit.
Denne brønnen gir derfor svært viktig informasjon til det videre arbeidet som nå utføres i de omkringliggende områder," sier Reidar Helland, områdeleder i Leting og områdeutvikling.
The well data will be analysed thoroughly before any final conclusions can be made, but according to Mr Helland considerable progress has been made in understanding and predicting Tertiary exploration models in this area.
Dataene fra brønnen skal analyseres grundig før det kan trekkes endelige konklusjoner, men ifølge Helland er man kommet et betydelig skritt videre når det gjelder å forstå og forutsi tertiære letemodeller i dette området.
It has also been confirmed that the methodology for finding good reservoirs from the Tertiary period is appropriate.
Samtidig har man fått bekreftet at metodikken for å kunne påvise gode reservoarer fra denne tidsperioden er riktig.
The Transocean Arctic mobile rig which drilled the well, will now be moved to the Gullfaks area where it will drill a new exploration well for Statoil.
Boringen ble utført av riggen Transocean Arctic, som nå blir flyttet til Gullfaks-området for å bore enda en undersøkelsesbrønn for Statoil.
Statoil has completed drilling of an exploration well in North Sea block 35/10 without finding hydrocarbons.
Statoil har avsluttet boringen av en undersøkelsesbrønn i blokk 35/10 i Nordsjøen uten å påvise hydrokarboner.
This information increases reservoir understanding, enhancing opportunities for producing the field more efficiently.
Slik øker reservoarforståelsen, og reservoaret kan dermed utnyttes mer effektivt.
Such continuous monitoring could replace the conventional saturation logging, which requires the use of a rig.
En slik form for kontinuerlig måling kan erstatte metoden konvensjonell metningslogging som krever bruk av rigg.
The sensor is due to be installed in a new water injection well scheduled for next summer on Norne, which lies in the Norwegian Sea.
Utstyret skal installeres i en ny vanninjektor som etter planen skal bores neste sommer på Norne-feltet.
Ms Tevik notes that this technology also makes it possible to calculate how much oil will be left in a reservoir after it has been flooded by water.
Tevik påpeker at instrumentet også gjør det det mulig å beregne restoljemetningen, det vil si hvor mye olje som ligger igjen etter at reservoaret har blitt flømmet av vann.
The prototype Well Monitoring Radar has been developed by Statoil in cooperation with Norway's Smedvig Technology and the Norwegian Geotechnical Institute.
Brønnsensoren er en prototype som Statoil har utviklet i samarbeid med Smedvig Technology og Norges geotekniske institutt.
"Test results show that the sensor meets all the requirements set for design, robustness, metering range and accuracy," says Ms Tevik.
"Testresultatene viser at utstyret tilfredsstiller alle krav som ble satt med hensyn til design, robusthet, måleområde og nøyaktighet," opplyser Tevik.
A new type of downhole metering device for water injection wells could eliminate the need to use drilling rigs for such logging work.
En ny type måleutstyr i vanninjeksjonsbrønner kan gjøre bruken av borerigger overflødig for denne type arbeid.
All official approvals required before introducing gas to the system have been received.
Alle myndighetstillatelser som er nødvendig for å ta gass inn i systemene er mottatt.
"This is an important milestone for Europipe II," says project director Roar Jensen.
Dette er en viktig milepæl for Europipe II, opplyser prosjektdirektør Roar Jensen.
He reports that this part of the development is on schedule and below budget.
Arbeidet skjer i henhold til plan og under budsjett.
When the trunkline begins normal operation on 1 October, daily delivery capacity for Norwegian gas to Germany will rise from 50 to 115 million cubic metres .
Når Europipe II kommer i drift 1. oktober i år økes leveringskapasiteten av norsk gass til Tyskland fra 50 til 115 millioner kubikkmeter daglig.
More than half of these supplies will go to customers in Germany, principally Ruhrgas, BEB Erdgas und Erdöl, Thyssengas and Verbundnetz Gas.
Over halvparten av gassen leveres til kunder i Tyskland, i første rekke Ruhrgas, BEB Erdgas und Erdöl, Thyssengas og Verbundnetz Gas.
The rest is due for delivery to the Netherlands, Austria and the Czech Republic.
En del av gassen går til Nederland, Østerrike og Tsjekkia.
The Europipe II project has been dogged by delays, and Mr Jensen is accordingly very pleased that the German part is virtually complete.
Europipe II prosjektet har slitt med forsinkelser og Roar Jensen sier seg derfor svært fornøyd med at den tyske delen er så godt som ferdig.
Mr Jensen and Statoil Deutschland president John Eldøy underline the cooperation which has prevailed between project and operations organisations during the construction period, and praise the contribution of their teams.
Roar Jensen og administrerende direktør i Statoil Deutschland, John Eldøy, trekker fram det positive samarbeidet mellom prosjekt- og driftsorganisasjonen under byggeperioden og belønner innsatsen til medarbeiderne.
Agreements were established at an early stage to regulate collaboration between the two organisations, and joint safety goals and philosophies were defined.
Fra et tidlig tidspunkt ble avtaler etablert for å regulere samvirke og samarbeidet mellom organisasjonene.
Work in the Dornum station area has been completed without lost-time injuries.
Arbeidene inn på selve terminalområdet har vært utført uten fraværsskade.
Roughly half of the signed-up employees were finished by the beginning of May.
I begynnelsen av mai hadde rundt halvparten av deltakerne fullført.
But a publicity campaign towards the end of the programme appears to have concentrated people's minds, and Mr Berggren is very satisfied with the ultimate result.
Han er svært godt fornøyd med oppslutningen.
At present, about 350 employees have been allowed to postpone completion of the IT step.
Per i dag har rundt 350 ansatte fått utsettelse med å fullføre IT-skrittet.
Mr Berggren also hopes that the remaining 15 per cent who have yet to finish will do so by the end of this year.
Berggren håper også at de resterende 15 prosent som ikke har fullført ennå benytter tiden fram til årsskiftet til å gjennomføre opplæringen.
The deadline to join the programme was 30 June, and new participants have until 31 December to complete the training.
Fristen for å melde seg på IT-skrittet var 30. juni og nye deltakere som er kommet til, har frist ut året for å fullføre opplæringen.
Roughly 14,500 employees in 28 countries signed up to the IT step.
Totalt er cirka 14.500 ansatte bosatt i 28 land påmeldt til IT-skrittet.
The various Statoil subsidiaries have their own procedures for following up their participants.
De ulike datterselskapene har egne rutiner for å følge opp brukerne.
The group's 1997 offer to supply employees with a home PC and an internet connection in exchange for tackling an IT training programme attracted attention both nationally and internationally.
Det vakte i sin tid oppsikt både nasjonalt og internasjonalt da Statoil lanserte hjemme-pc med internettforbindelse til sine ansatte.
A number of companies have since launched similar schemes.
Siden har en rekke bedrifter valgt å lansere lignende ordninger.
Roughly 85 per cent of the parent company's 9,000 employees completed the IT step programme by the 1 July deadline.
Rundt 85 prosent av morselskapets 9000 ansatte hadde fullført IT-skrittet da fristen gikk ut 1. juli i år.
The NOK 100 million was appropriated by the Storting (parliament) during its recent consideration of the revised national planning budget for 1999 in an effort to increase the number of profitable Norwegian offshore developments.
Stortinget bevilget de 100 millioner kronene under behandlingen av revidert nasjonalbudsjett for 1999.
"The aim is to forge more direct links between researchers and suppliers, and between specific projects and fields under consideration," says Helge Hatlestad.
"Hensikten er å knytte mer direkte kontakt mellom forsknings- og leverandørmiljøene og konkrete prosjekter og felt som er i evalueringsfasen," sier Statoils Helge Hatlestad.
He heads the early-phase project development arena in Statoil's Technology unit.
Han er arenadirektør for tidligfase prosjektutvikling i Teknologi.
Funding for the selected projects will be channelled through the Research Council of Norway.
Støtte til utvalgte prosjekter vil bli tildelt gjennom Norges forskningsråd.
Technology and solutions developed through Demo 2000 are intended for use in projects which can be approved for development within a few years.
Målet er at den teknologien og de løsningene som utvikles, skal anvendes i prosjekter som kan vedtas utbygd innen få år.
But Mr Hatlestad also sees international aspects to the programme.
Men Hatlestad ser også internasjonale aspekter med programmet.
"This is a contribution to the internationalisation process for Norwegian industry," he says.
"Dette er et bidrag i internasjonaliseringsprosessen for norsk industri.
"Technologically innovative and cost-effective solutions delivered here in Norway will also be saleable internationally."
Hvis den kan levere teknologisk nyskapende og kostnadseffektive løsninger her hjemme, vil disse løsningene også være salgbare internasjonalt," sier arenadirektøren.