natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Another contribution to the group’s position as a strong gas player comes from its Kvitebjørn development in the North Sea, which began producing on 26 September.
Også Statoils Kvitebjørn-felt i Nordsjøen, som startet produksjonen 26. september, bidrar til å styrke selskapets posisjon som gassaktør.
This incorporated the Sleipner West compression and Alpha North satellite project, which represents phases two and three of the field development.
Prosjektet Sleipner Vest kompresjon og Alfa Nord er fase to og tre i Sleipner Vest-utbyggingen.
The Sleipner T treatment platform, which stands on Sleipner East and is tied to the A installation by a bridge, was converted to deal with declining reservoir pressure.
Gassbehandlingsplattformen Sleipner T, som er brobundet med Sleipner A, er bygget om for å håndtere synkende reservoartrykk.
It has also boosted recoverable reserves in the field by 45 billion cubic metres of gas and 88 million barrels of condensate (light oil).
Utvinnbare reserver øker med 45 milliarder kubikkmeter gass og 88 millioner fat kondensat.
“Instead of building a new compressor platform, we’ve modified the existing structure – cutting NOK 2.5 billion from the cost to the licence.”
Slik har vi spart lisensen for investeringer på 2,5 milliarder kroner, sier produksjonsdirektør Kyrre Nese.
He emphasises that the Sleipner fields have been strengthened as a gas transport hub, both to continental Europe and to the UK.
Han understreker at Sleipner-feltene er blitt styrket som gassknutepunkt både mot kontinentet og Storbritannia.
“The advantage of sending Ormen Lange production via Sleipner R is that gas from the two fields can be mixed, improving robustness in terms of quality for both,” says Mr Nese.
Fordelen av at gass fra Ormen Lange sendes via Sleipner er at gass fra de to feltene kan blandes, slik at robusthet med hensyn til gasskvalitet forbedres for begge feltene, sier Nese.
Gas and condensate production from Sleipner West resumed as planned on 19 September after the turnaround had been completed as planned in 33 days.
Gass- og kondensatproduksjonen fra Sleipner Vest-feltet kom i gang 19. september etter den planlagte revisjonsstansen som varte 33 dager.
Technically recoverable reserves in the satellite field are put at roughly 13 billion cubic metres of gas and about 32 million barrels of condensate.
Utvinnbare reserver i Alfa Nord er anslått til om lag 13 milliarder kubikkmeter gass og rundt 32 millioner fat kondensat.
Some 30 million barrels of Sleipner condensate are piped annually to the Kårstø processing complex operated by Gassco north of Stavanger, with Statoil as technical service provider.
Om lag 30 millioner fat kondensat sendes årlig fra Sleipner feltene til mottaks- og behandlingsanlegget på Kårstø i Rogaland, der Gassco er operatør og Statoil er driftsansvarlig.
"A gas allocation for Kristin is very gratifying,” says Øyvind Bratsberg, production vice president for the field.
"Det er meget gledelig at Kristin får gassallokering", sier produksjonsdirektør Øyvind Bratsberg.
He adds that the allocation will be important for the future development of the Halten Bank South area, which also includes fields such as Lavrans and Tyrihans.
Han legger til at tildelingen blir viktig for den videre utviklingen av Haltenbanken Sør-området med felt som Lavrans og Tyrihans.
Statoil aims to submit a plan for development and operation (PDO) of Kristin to the authorities in early August.
Statoil legger opp til å sende inn Plan for utbygging og drift (PUD) av Kristin-feltet til myndighetene tidlig i august.
Apart from the group, with 46.6 per cent, partners in the field are Petoro 18.9 per cent, Norsk Hydro 12 per cent, ExxonMobil 10.5 per cent, Agip nine per cent and TotalFinaElf three per cent.
Rettighetshaverne i Kristin er Statoil 46,6 prosent, Petoro (18,9 prosent), Hydro (12 prosent), ExxonMobil (10,5 prosent), Agip (9 prosent) og TotalFinaElf (3 prosent).
Statoil has a 50 per cent interest in Sigyn, with ExxonMobil holding 40 per cent and Hydro 10 per cent.
I Sigyn har Statoil 50 prosent, ExxonMobil 40 prosent og Hydro 10 prosent.
A PDO for this field is also expected soon.
Det er også ventet en snarlig PUD for Sigyn-feltet.
The Kristin field operated by Statoil in the Norwegian Sea and ExxonMobil’s Sigyn development in the North Sea have been allocated by the Norwegian authorities to gas sales contracts today, 28 June.
Myndighetene har i dag, 28. juni, tildelt det Statoil-opererte Kristin-feltet på Haltenbanken og det ExxonMobil-opererte Sigyn-feltet i Nordsjøen leveranser til norske gassalgskontrakter.
The contract value is approximately NOK 600 million.
Kontraktsverdien er på omkring 600 millioner kroner.
The EPC contract covers engineering, procurement and construction of a system for MEG (Monoethylen-Glycol) regeneration including a tank farm.
Kontrakten er en EPC-kontrakt som dekker prosjektering, innkjøp og bygging av et gjennvinningsanlegg for MEG (Monoetylen-glykol) med tilhørende tankanlegg.
MEG is used as anti-freeze in the wellstream to prevent ice formation and plugs (hydrates) in the subsea production facility and in the pipelines bringing the gas to shore.
MEG benyttes som frostvæske og tilføres brønnstrømmen for å unngå isdannelse og plugging (hydrater) i undervannsanlegget og i rørledningen som fører gassen til land.
Engineering and procurement will start immediately at Vetco Aibels offices near Oslo.
Prosjekterings- og innkjøpsaktivitetene starter umiddelbart ved Vetco Aibels kontorer på Billingstad i Asker.
Hydro on behalf of the Ormen Lange license group has awarded Vetco Aibel AS (former ABB Offshore Systems AS) a contract for part of the Ormen Lange gas terminal at Nyhamna in northwest Norway.
Hydro har på vegne av Ormen Lange-lisensen tildelt Vetco Aibel AS (tidligere ABB Offshore Systems AS) en kontrakt for bygging av deler av landanlegget på Nyhamna i Møre og Romsdal.
Running from 1 October to 1 October, the gas year falls into two halves, with the first period regarded as the winter season and the second as the summer.
Gassåret varer fra 1. oktober til 1. oktober, fordelt på halvparten sommer og halvparten vinter.
Statoil sells and markets not only its own equity gas but also SDFI gas from fields on the Norwegian continental shelf.
Statoil selger og markedsfører egen og SDØEs gass fra felt på norsk sokkel.
Prices in the spot market have had an interesting development during the past year.
Spesielt prisene i spotmarkedet har hatt en interessant utvikling det siste året.
The British were particularly active buyers this summer, reports Arne Åkerlund, manager for optimising value on the Norwegian continental shelf in the Natural Gas business area.
I sommer har britene hatt stort behov for gass, ifølge Arne Åkerlund, leder for verdioptimalisering på norsk sokkel i forretningsområdet Naturgass.
He explains that demand for gas is traditionally higher in the winter, which increases the price.
Han forklarer at etterspørselen tradisjonelt er høyere om vinteren, noe som gir høyere pris.
But Britain has paid the same for summer gas this year as it would in the winter season.
Denne sommeren har britene betalt omtrent like mye for sommergass som de tidligere betalte for vintergass.
This is due to a general upswing in energy prices and less access to gas from several producing countries.
Grunnen er både en generell prisoppgang på energi og mindre tilgang på gass fra flere produsentland.
At the opening of a new gas year on 1 October, Mr Åkerlund summarises 2003-04 sales as “higher than expected”.
Ved inngangen til et nytt gassår oppsummerer Åkerlund fjorårets gassalg "som større enn forventet".
Customers in Europe took 46 billion cubic metres during the year as against roughly 42 billion in 2002-03, according to preliminary figures.
Europeiske kunder tok ut 46 milliarder kubikkmeter mot rundt 42 milliarder året før, viser foreløpige tall.
These figures encompass Statoil's equity gas and volumes available to the SDFI.
Tallene inkluderer volumer fra både Statoil og SDØE.
The group’s Mikkel field in the Norwegian Sea, which came on stream last October, made an important contribution to the increase in sales.
Feltet Mikkel i Norskehavet startet produksjon i oktober i fjor.
So did Statoil’s Åsgard development, also in the Norwegian Sea, and the Gullfaks and Tune fields in the North Sea.
Det samme har Åsgard-feltet i Norskehavet, Gullfaks og Tune-feltet i Nordsjøen.
Mr Åkerlund is pleased that the group succeeded in delivering the agreed volumes despite a heavy maintenance programme on NCS platforms and at land-based gas processing plants.
Åkerlund er også fornøyd med at selskapet har greid å levere den avtalte mengden til kundene på tross av stort vedlikehold på plattformer og gassbehandlingsanlegg på norsk sokkel.
In the 2003-04 gas year, Statoil sold just over 10 per cent more gas – including volumes from the Norwegian state’s direct financial interest (SDFI) – compared with 2002-03.
Statoil leverte vel ti prosent mer gass inkludert volumene fra Den norske stats direkte økonomiske engasjement (SDØE) i gassåret 2003 i forhold til året før.
The government also wants to earmark NOK 28 million of the increased return from the Fund for Research and Innovation to petroleum-related projects.
I tillegg foreslås det at 28 millioner kroner av den økte avkastningen fra Fondet for forskning og nyskaping øremerkes petroleumsforskning.
Mr Theodorsen believes that the non-socialist coalition’s desire to strengthen public funding for petroleum research will back further success on the Norwegian continental shelf.
Ingve Theodorsen mener at regjeringens ønske om å styrke den offentlige satsingen på forskning innen petroleumsvirksomheten understøtter videre suksess på norsk sokkel:
“Statoil commits about NOK 1 billion per year to research and development,” he notes.
– Statoil satser årlig rundt en milliard kroner på forskning og utvikling.
“New technology is crucial for continued development of the NCS and for meeting the industry’s challenges.
Ny teknologi er helt avgjørende for å videreutvikle norsk sokkel og for å møte de utfordringene bransjen står overfor.
Established last year by the World Bank, the Community Development Carbon Fund (CDCF) has a particular focus on combating poverty.
Community Development Carbon Fund (CDCF) ble opprettet i fjor i regi av Verdensbanken og setter særlig fattigdomsbekjempelse i fokus.
Statoil has already committed USD 10 million to the World Bank’s Prototype Carbon Fund established in 2000, bringing its total investment in such ventures to almost NOK 100 million.
Det innebærer at Statoil har investert nærmere 100 millioner kroner i slike fond til nå.
Of its 25-30 planned schemes, 25 per cent are in the world’s poorest nations.
25-30 prosjekter er planlagt, 25 prosent av disse skal gjennomføres i de fattigste utviklingslandene.
They include a number of biogas plants in Nepal to replace more polluting energy sources for households.
Anleggene erstatter mer forurensende energikilder.
These credits can be applied in turn to meet the requirement for greenhouse gas reductions imposed by the protocol on a number of industrial countries, including Norway.
Disse kan brukes til å oppfylle utslippsforpliktelser en rekke industrialiserte land har under Kyoto-protokollen, inkludert Norge.
The European Union has resolved that green development mechanisms can be used in addition to emission trading from next year.
EU har besluttet at man kan anvende grønne utviklingsmekanismer i tillegg til handel med utslippskvoter fra 2005.
Other CDFC participants include the Italian, Canadian, Dutch and Austrian governments as well as Daiwa Securities, BASF, Nippon Oil, Okinawa Electric, Idemitsu Oil, Endesa, Swiss Re and KfW.
Utenom Statoil deltar selskapene BASF, Daiwa Securities, Endesa, Idemitsu, KfW, Nippon Oil, Okinawa Electric Power og Swiss Re.
“We regard emission credits as an interesting and cost-effective way of reducing the volume of greenhouse gases released,” says Ms Koch.
– Statoil anser utslippskreditter som et interessant og kostnadseffektivt virkemiddel for å redusere utslippene av klimagasser.
“We’ll be continuing to pursue this approach, not least through our own projects.”
Vi arbeider videre med dette blant annet i egne prosjekter, sier Koch.
USD 2.5 million is being invested by Statoil in a fund which aims to reduce greenhouse gas emissions by supporting projects in developing countries.
Statoil investerer 2,5 millioner dollar i et klimafond hvor formålet er å redusere utslippene av klimagasser gjennom prosjekter i utviklingsland.
“We expect these products to have taken over in the Norwegian market by early 2005 if this proposal is approved.”
– Vi forventer at det norske drivstoffmarkedet vil være svovelfritt tidlig i 2005 om dette forslaget blir vedtatt, sier Viken.
A European Union directive requires automotive fuels containing virtually no sulphur to be phased in from next year, with all petrol and diesel oil meeting this criterion by 2009.
Ifølge et EU-direktiv skal svovelfritt drivstoff fases inn fra og med 2005, og innen 2009 skal all bensin og diesel være svovelfri.
More than NOK 1 billion has been invested at the Mongstad facility in order to meet this requirement.
På Mongstad-anleggene er det investert mer enn en milliard kroner for å kunne produsere svovelfritt drivstoff.
“We’re well prepared to meet the EU standard,” affirms Mr Viken.
– Vi er godt forberedt på å møte EU-kravene, sier Viken.
The ceremony will mark the start of construction for the worlds longest subsea pipeline.
Seremonien danner starten på byggingen av verdens lengste rørledning under vann.
Gas from the Ormen Lange field off the coast of Møre in Norway will be piped ashore in Easington in the East Riding of Yorkshire.
Gassen fra Ormen Lange feltet utenfor Mørekysten skal føres i land i Easington i Sør-England.
The 1,200 km long pipeline will be completed in 2007, securing the UK’s energy supplies for several decades hence.
Den 1 200 km lange rørledningen som skal være ferdig i 2007, sikrer britene energiforsyning i flere tiår framover.
Day of celebrations in Easington
Festdag i Easington
Hydro has invited all of Easington’s inhabitants to a turf cutting ceremony for the pipeline that will link the coastal communities of Aukra and Easington.
Hydro har invitert alle innbyggerne i Easington til en festdag for å feire det første spadestikket for rørledningen som vil binde sammen kystsamfunnene Aukra og Easington.
The day will be packed with different events and entertainments, when the local inhabitants will get the opportunity to become better acquainted with Norwegians and Norwegian culture.
Dagen vil bestå av en rekke aktiviteter og underholdningsinnslag, der britene får anledning til å bli bedre kjent med nordmenn og norsk kultur.
Mayor of Aukra, Aud Mork, representatives for Hydro and the local authorities in Easington will attend the ceremony.
Ordføreren i Aukra, Aud Mork, representanter for Hydro og lokale myndigheter i Easington vil være tilstede under markeringen.
The gas volumes transported from Ormen Lange through Langeled will cover up to 20 percent of the UK’s gas requirements.
Gassvolumene som skal transporteres fra Ormen Lange gjennom Langeled, vil kunne dekke opptil 20 prosent av Storbritannias behov for gass.
Biggest gas field under development
Største gassfelt under utbygging
Hydro is operator for Ormen Lange during construction phase, which includes all field development, the gas processing plant at Nyhamna and the Langeled export pipeline project.
Hydro er operatør for Ormen Lange i utbyggingsfasen, noe som omfatter all feltutbygging, gassprosesseringsanlegget på Nyhamna i Aukra kommune, og eksportrørledningsprosjektet Langeled.
The gas will be treated here in accordance with the pressure and temperature requirements for onward transport to the market through the UK distribution network.
Her skal gassen behandles slik at den fyller kravene med hensyn til trykk og temperatur for videre transport til markedet gjennom det britiske distribusjonsnettverket.
Ormen Lange, the biggest gas field under development in Europe, is estimated to cost a total of NOK 66 billion.
Ormen Lange er den største pågående gassututbyggingen i Europa, med en kostnadsramme på totalt 66 milliarder kroner.
Of this sum, the Langeled transport system will cost in the region of NOK 19 billion.
Av dette vil transportsystemet Langeled koste i størrelsesorden 19 milliarder kroner.
The field is located 100 km off the coast of Møre at depths of between 800 to 1,100 metres.
Ormen Lange-feltet ligger 100 kilometer utenfor Mørekysten på en havdybde fra 800 til 1.100 meter.
The Ormen Lange licence partners are:
Partnerne i Ormen Lange-lisensen er:
Hydro (17.956 %, operator during development phase)
Hydro (17,956 prosent, operatør i utbyggingsfasen)
Shell (17.2 %, operator during operational phase)
Shell (17,2 prosent, operatør i driftsfasen)
Statoil (10.774 %)
Statoil (10,774 prosent)
ExxonMobil (7.182 %)
ExxonMobil (7,182 prosent)
The turf cutting ceremony for Langeled, the worlds longest pipeline, will be held in Easington on Saturday 9 October.
Lørdag 9. oktober markeres det første spadestikket for Langeled i Easington.
Statoil's Venezuelan subsidiary has been supporting a UNDP-backed programme since 1999 which gives human rights training to judges and public prosecutors in the South American country.
Siden 1999 har Statoils datterselskap i Venezuela støttet et treningsprogram i regi av UNDP som skal gi dommere og offentlige forsvarere i landet opplæring i menneskerettigheter.
“Our hope is that this group-level collaboration will serve as a catalyst for local agreements with the UNDP,” explains Ms Altermark.
– Vi håper at dette konsernsamarbeidet skal være en katalysator for inngåelse av lokale samarbeidsavtaler mellom UNDP og Statoil.
Statoil is making a one-off donation of USD 1 million to the UNDP’s democratic governance thematic trust fund.
Statoil gir en million dollar som et engangsbeløp til et UNDP-fond til utvikling av demokrati og styresett (Democratic Governance Thematic Trust Fund).
A five-year agreement committing the whole Statoil group to collaboration with the UN Development Programme (UNDP) was signed by chief executive Helge Lund on 11 October.
Konsernsjef Helge Lund signerte i går, 11. oktober, en konserndekkende avtale for fem år mellom Statoil og FN-organisasjonen United Nations Development Program (UNDP).
This development has been brought on stream with one subsea template and four wells.
Strukturen er bygget ut med én havbunnsramme og fire brønner.
The seabed facility stands about 18 kilometres north-west of the Sleipner platforms.
Bunnrammen er lokalisert rundt 18 kilometer nord-vest for Sleipner-plattformene.
A 16-inch pipeline transfers the wellstream to the Sleipner T gas treatment installation on Sleipner East for processing.
Brønnstrømmen overføres gjennom en 16-tommer rørledning til gassbehandlingsplattformen Sleipner T på Sleipner Øst-feltet, hvor den prosesseres.
“Production from Sleipner West Alpha North represents an important addition to gas supplies from the Sleipner area,” says project manager Helge Skjold.
– Produksjonen representerer et viktig bidrag i gassforsyningen fra Sleipner-feltene, sier prosjektleder Helge Skjold.
Recoverable reserves in the satellite structure are put at about 13 billion cubic metres of gas and some 32 million barrels of condensate.
Utvinnbare reserver i Alfa Nord er anslått til om lag 13 milliarder kubikkmeter gass og 32 millioner fat kondensat.
Licensees on Sleipner West are Statoil, with a 49.5 per cent holding, ExxonMobil with 32.34 per cent, Total with 9.41 per cent and Norsk Hydro with 8.85 per cent.
Rettighetshavere er operatøren Statoil, som har en andel på 49,5 prosent, ExxonMobil (32,24), Total (9,41) og Hydro (8,85).
The Alpha North gas and condensate (light oil) structure on Statoil’s Sleipner West field in the North Sea began production on 11 October, just over 24 months after the project was sanctioned.
Gass- og kondensatstrukturen Sleipner Vest Alfa Nord i Nordsjøen startet produksjonen 11. oktober, vel to år etter at utbyggingen ble besluttet.
Statoil aims to build a network of roughly 120 sites in the Baltic states by the end of 2001.
Statoil planlegger et nettverk av rundt 120 servicestasjoner i de tre baltiske landene innen utgangen av 2001.
The contract value is approximately NOK 130 million.
Kontraktsverdien er på omkring 130 millioner kroner.
The contract includes construction of an administration building of approximately 7,500 square meters at Nyhamna containing offices for 60 persons, control center, emergency station, laboratories, workshops, parking area and landscaping of approximately 1.8 hectares.
Kontrakten omfatter bygging av et 7500 kvadratmeter stort administrasjonsbygg med kontorplass for rundt 60 personer på Nyhamna.
Work on site will start in early January 2005, and the building will be finished in May 2006.
Arbeidet på byggestedet vil starte i januar 2005, og bygget skal stå ferdig i mai 2006.
Hydro is operator for Ormen Lange during the development phase, including all field development, the gas processing plant at Nyhamna, as well as the export pipeline project – Langeled.
Hydro er operatør for Ormen Lange i utbyggingsfasen, noe som omfatter all feltutbygging, gassprosesseringsanlegget på Nyhamna, og eksportrørledningsprosjektet Langeled.
It is located 100 km off the northwest coast of Norway at a water depth of 800 to 1,100 meters.
Det ligger 120 km utenfor Mørekysten og på en havdybde fra 800 til 1100 meter.
Hydro today awarded Reinertsen Anlegg AS the contract for building the administration complex of the Ormen Lange gas processing plant under construction in Nyhamna in Mid-Norway.
Hydro har på vegne av Ormen Lange lisensen tildelt en kontrakt for bygging av administrasjonsbygget for landanlegget på Nyhamna i Møre og Romsdal.
Statoil has a 50 per cent interest in this project, which involves installing a subsea template tied back to the group’s Sleipner East field.
Utbyggingsplanen presenterer en løsning med en havbunnsramme knyttet til det Statoil-opererte Sleipner Øst-feltet.
A leading role will be played by Statoil on behalf of the operator in the Sigyn development, which is costed at roughly NOK 2 billion.
Statoil, som har 50 prosent av rettighetene i Sigyn, får en ledende rolle i utbyggingen av feltet på vegne av operatøren.
The gas and condensate field comprises the Sigyn West and East deposits.
Gass- og kondensatfeltet består av forekomstene Sigyn Vest og Sigyn Øst.
The field will make a positive contribution to the Sleipner East facilities, because both the A platform and the Kårstø complex north of Stavanger have spare capacity for liquids.
Feltet blir et positivt bidrag til Sleipner-anleggene, fordi det er ledig kapasitet for væske både på Sleipner A-plattformen og på mottaksanlegget på Kårstø i Rogaland.
Offshore development work will largely be pursued in the summer and autumn of 2002.
Utbyggingsaktivitetene på feltet skal i hovedsak foregå sommeren og høsten 2002.
Output from Sigyn was recently allocated to a Norwegian gas sales contract.
Sigyn-feltet er nylig tildelt leveranseansvar under norske gassalgskontrakter.
ExxonMobil has a 40 per cent interest in the field, with Norsk Hydro holding the remaining 10 per cent.
Rettighetshavere i feltet er ExxonMobil (40 prosent), Norsk Hydro (10 prosent) og Statoil (50 prosent).
A plan for development and operation (PDO) of ExxonMobil’s Sigyn field in the North Sea has been submitted today, 29 June, to the Norwegian authorities.
Rettighetshaverne i det ExxonMobil-opererte Sigyn-feltet i Nordsjøen leverer i dag, 29. juni, Plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene.
Ocean Vanguard is currently drilling for Eni off mid-Norway, with this assignment scheduled for completion by the end of the year.
For tiden borer Ocean Vanguard for Eni utenfor Midt-Norge.
The rig is then due to make a brief yard stop before being ready to start drilling for Statoil in the New Year.
Deretter skal riggen på et kort verkstedopphold før den er klar til å bore for Statoil på nyåret.
Its first assignment will be to drill two exploration wells in the Tampen area of the North Sea, on the Gullfaks and Vigdis fields respectively.
Første oppdrag blir å bore to letebrønner i Tampen-området i Nordsjøen, henholdsvis på Gullfaks og Vigdis.