natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“The Norwegian continental shelf (NCS) has during 2011 proved to be one of the most prospective oil and gas regions globally as a result of major discoveries such as Skrugard in the Barents Sea and the giant North Sea discovery Aldous/Avaldsnes.
- Norsk sokkel har i løpet av 2011 vist seg å være et av olje- og gassområdene i verden med størst potensial som følge av store funn som for eksempel Skrugard i Barentshavet og det kjempestore Aldous/Avaldsnes-funnet i Nordsjøen.
But we also strongly believe that the NCS holds many inorganic growth opportunities through acquisitions, divestments and swaps of existing fields,” says Michelsen.
Men vi mener også bestemt at norsk sokkel har mange uorganiske vekstmuligheter gjennom kjøp, salg og bytte av andeler på eksisterende felt, sier Michelsen.
Snøhvit was discovered in 1981.
Snøhvit ble oppdaget i 1981.
The PDO for the Snøhvit field and the PIO for the Hammerfest LNG was approved in March 2002, and production commenced in August 2007.
Plan for utbygging og drift av Snøhvit-feltet og plan for anlegg og drift for Hammerfest LNG ble godkjent i mars 2002, med produksjonsstart i august 2007.
The partners in Snøhvit Unit post transaction is: Statoil (36.79%) (operator), Petoro (30%), Total E&P Norge (18.40%), GDF SUEZ E&P Norge (12%) og RWE Dea Norge (2.81%).
Rettighetshaverne i Snøhvit vil etter at transaksjonen er effektiv være: Statoil (operatør) (36,79 prosent), Petoro (30), Total E&P Norge (18,40), GDF SUEZ E&P Norge (12) og RWE Dea Norge (2,81).
Press: Ola Anders Skauby, press spokesperson Development and Production Norway, Tel: +47 90 59 85 19
Presse: Ola Anders Skauby, pressetalsperson Utvikling og produksjon Norge, Tel: +47 90 59 85 19
Statoil acquires Hess’ 11.25% participation interest in PL097 and 8.33% participation interest in PL110 together constituting a 3.26% participation interest in the Snøhvit Unit and in the Hammerfest LNG-facility located at Melkøya.
Statoil overtar Hess sine andeler på 11,25 % i PL097 og 8,33 % i PL110, som til sammen utgjør en andel på 3,26 % i Snøhvit-feltet og i Hammerfest LNG-anlegget på Melkøya.
Statoil regards this as a natural increase and consolidation in a Statoil-operated asset in acore area on the Norwegian continental shelf with an interesting upside.
Statoil ser på dette som en naturlig økning og konsolidering på et Statoil-operert felt i et kjerneområde på norsk sokkel som har en interessant oppside.
The transaction is an example of active portfolio management as a core measure to enhance value creation.
Transaksjonen er et eksempel på aktiv porteføljestyring som et viktig virkemiddel for å øke verdiskapingen.
Expected peak production is 68,000 boe per day.
Produksjonen på toppnivå er beregnet til 68.000 fat oljeekvivalenter per døgn.
Statoil’s equity in the Valemon unit will increase from 64.28% to 66.78% post a successful execution of the agreement.
Statoils eierandel i Valemon-feltet vil øke fra 64,28 prosent til 66,78 prosent når avtalen er gjennomført.
The transaction is subject to relevant government approvals.
Transaksjonen er betinget av relevante godkjenninger fra myndighetene.
Valemon licensees are Statoil (operator – 64.275%), Petoro (30%), Enterprise Oil Norge (3.225%) and Total (2.5%).
Rettighetshavere i Valemon-feltet er Statoil (operatør) (64,275 prosent), Petoro (30), Enterprise Oil Norge (3,225) og Total (2,5).
Statoil and Total E&P Norge AS have signed a sales and purchase agreement whereby Statoil acquires Total’s full share in the Valemon unit, 2.5% (5% in PL193B and carve-out of PL193) for a transfer of a 2.0% share in Hild (PL040, PL043 and PL043BS) to Total.
Statoil og Total E&P Norge AS har inngått en salgs- og kjøpsavtale der Statoil overtar Totals hele andel i Valemon-feltet på 2,5 prosent (5 prosent i PL193B og fradeling av PL193) mot overføring av en andel på 2,0 prosent i Hild (PL040, PL043 og PL043BS) til Total.
In late Spring, the CCM project announced a technology qualification program for all companies which have technology that could be used to capture CO2 from the existing combined heat and power plant at Mongstad.
CCM-prosjektet inviterte før sommeren alle selskaper som har teknologi for å fange CO2 fra eksosgass fra eksisterende gasskraftverk til å prekvalifisere seg for fullskala CO2-fangst på Mongstad.
This was an open international process where the goal was to select companies for technology qualification for full scale capture of CO2.
Dette var en åpen internasjonal prosess hvor målet var å velge ut selskaper som skal gjennomføre en teknologikvalifisering for fullskala fangst av CO2.
The following companies have been selected to participate in the technology qualification program: Mitsubishi Heavy Industries, LTD., ALSTOM Carbon Capture GmbH, Siemens AG, Aker Clean Carbon and Huaneng-CERI Powerspan Joint Venture.
Følgende selskaper er valgt til å delta i teknologikvalifiseringsprogrammet: Mitsubishi Heavy Industries, LTD., ALSTOM Carbon Capture GmbH, Siemens AG, Aker Clean Carbon og Huaneng-CERI Powerspan Joint Venture.
The purpose of the technology qualification program is to qualify at least one technology and demonstrate that it can be scaled up and used at the combined heat and power plant at Mongstad, and that it will meet all HSE requirements.
Målet med programmet er å kvalifisere minst én teknologi og demonstrere at den kan oppskaleres og brukes på kraftvarmeverket på Mongstad, samt at den vil oppfylle alle HMS-krav.
“CO2 capture, transportation and storage is unquestionably required to combat climate change.
- CO2-fangst, -transport og -lagring er helt avgjørende for å møte våre økende klimautfordringer.
Norway has undertaken an important role, and succeeding with the Mongstad project and the technology qualification program is vital in this context.
Norge har påtatt seg en viktig rolle, og Mongstad-prosjektet og teknologikvalifiseringsprogrammet står sentralt i denne sammenheng.
We are therefore very pleased with the participation from internationally leading technology suppliers representing different capture technologies.
Vi er derfor svært glade for at vi har fått med oss internasjonalt ledende teknologileverandører som representer ulike fangstteknologier.
We are looking forward to work together with them”, says Bjørn-Erik Haugan, CEO of Gassnova SF.
Vi ser frem til det videre samarbeidet med disse leverandørene, sier Bjørn-Erik Haugan, administrerende direktør for Gassnova SF.
The technology qualification program is divided into three phases:
Teknologikvalifiseringsprogrammet er inndelt i tre faser:
Feasibility study to show that the technology can be used at Mongstad.
Gjennomførbarhetsstudie for å vise at teknologien kan brukes på Mongstad.
Companies must demonstrate that technologies can be scaled up; that they have the necessary operational regularity; and that high capture ratios are possible to achieve in relation to energy use and costs, for example.
Selskapene må demonstrere at teknologiene lar seg oppskalere, at de har nødvendig driftsregularitet samt hvor høy fangstgrad som er mulig å oppnå i forhold til eksempelvis energiforbruk og kostnader.
Demonstrate that the process will work and that the emissions will be within the specified criteria.
Demonstrere at prosessen vil fungere og at utslippene vil være innenfor angitte kriterier.
This shall include vendors’ test of chemical and process technology so that real emission data can be analysed and evaluated based on the limit set for release at Mongstad.
Herunder skal leverandørene teste sin kjemiske teknologi og prosessteknologi slik at reelle utslippsdata kan analyseres og vurderes ut fra de grenseverdier som blir satt for utslipp på Mongstad.
Concept Phase for design of full scale CO2 capture at Mongstad.
Konseptfase for prosjektering av fullskala CO2-fangst på Mongstad.
Kurt Georgsen, vice president in Renewable Energy and responsible for CCM
Kurt Georgsen, direktør i Statoils fornybar enhet og ansvarlig for CCM
“CCM is a very large industrial and technological development project, and a plant of similar size has never been built before.
- CCM er et svært stort industri- og teknologiutviklingsprosjekt, og et anlegg i tilsvarende størrelse er aldri bygd før.
For Statoil, it is very important that the system works as intended and does not represent any danger to people or the environment.
For Statoil er det svært viktig at anlegget fungerer etter hensikten og ikke representerer noen fare for mennesker eller miljø.
For CO2 capture technology in general, it is also important that the project shows that CCS can be accomplished elsewhere: therefore it is of great importance that there is a responsible project implementation that takes care of uncertainties in the best possible way, ensuring the best technical solutions at the lowest possible cost.
- Derfor er det av stor betydning at prosjektgjennomføringen følger et ansvarlig løp som ivaretar usikkerhet på en best mulig måte og sikrer de beste tekniske løsningene til en lavest mulig kostnad.
Participation in the technology qualification program will provide technology suppliers with an opportunity to demonstrate its technology for a full-scale plant at Mongstad.
Ved å delta i teknologikvalifiseringsprogrammet får teknologileverandørene anledning til å demonstrere teknologien sin på fullskalaanlegget på Mongstad.
Multiple vendors can bid on a FEED (Front End Engineering and Design) based on the concept selected, and the final investment decision will be put forth to the Parliament in 2016.
Flere leverandører kan inngi anbud på en FEED (Front End Engineering and Design) basert på det valgte konseptet, og det skal fremmes et investeringsunderlag for Stortinget innen 2016.
Allocated shares
Tildelte aksjer
1757
1757
18730
18730
Marthe Hoff
Marthe Hoff
3926
3926
As participants in the Statoil ASA share savings plan, the primary insiders in Statoil Fuel&Retail below have been allocated Statoil ASA shares monthly, from January until October 2011.
Som deltakere i Statoil ASA sitt aksjespareprogram har nedenforstående primærinnsidere i Statoil Fuel&Retail fått tildelt Statoil ASA aksjer månedlig i perioden fra januar t.o.m. oktober 2011.
By mistake, this has not been notified at each allocation.
Ved en feil er dette ikke blitt meldt ved hver tildeling.
Average share price is NOK 137.40.
Gjennomsnittlig aksjepris er NOK 137,40.
This information is subject of the disclosure requirements acc. to § 4-1 in the Norwegian Securities Trading Act
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven § 4-1.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,942,387 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.942.387 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 148.26 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 148,26 kroner.
This was the result of a land sale issued by the Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board (C-NLOPB).
Dette er resultatet av et områdesalg foretatt av Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board (C-NLOPB).
The land parcels are located west of Statoil’s Mizzen discovery in the Flemish Pass Basin.
Områdene ligger vest for Statoils Mizzen-funn i Flemish Pass-bassenget.
"Statoil is continuing to invest in the resource potential of offshore Newfoundland and Labrador,” says Erik Finnstrom, senior vice president for Exploration North America in Statoil.
- Statoil fortsetter å investere i ressurspotensialet som finnes utenfor kysten av Newfoundland og Labrador, sier Erik Finnstrom, Statoils letedirektør for Nord-Amerika.
"We are pleased to learn that we have been successful expanding our already strong portfolio in the Flemish Pass Basin.
– Det er gledelig at vi har klart å utvide vår allerede sterke portefølje i Flemish Pass-bassenget.
This offers promising growth opportunities near our Mizzen discovery, deepens our exploration portfolio in the region, and supports Statoil’s ambition of building material positions in new offshore clusters.”
Dette gir lovende vekstmuligheter nær Mizzen-funnet vårt, styrker vår leteportefølje i regionen, og støtter opp under Statoils ambisjon om å bygge opp betydelige posisjoner i nye områder til havs, sier han.
In 2011, Statoil operated an exploration program on its Fiddlehead prospect in the Jeanne d'Arc Basin and on its Mizzen discovery in the Flemish Pass Basin, as well as conducted a seismic program on its EL 1123 licence.
I 2011 gjennomførte Statoil et leteprogram på Fiddlehead-prospektet in Jeanne D'arc -bassenget og på Mizzen-funnet i Flemish Pass-bassenget, samt et seismikkprogram på EL 1123-lisensen.
Statoil also participated in the Suncor Energy-operated, Ballicatters discovery in the Jeanne d’Arc Basin.
Statoil var også partner i det Suncor Energy-opererte Ballicatters-funnet i Jeanne d’Arc-bassenget.
“Step by step, we have built a solid resource base so we can become a producing operator offshore Newfoundland,” adds Finnstrom.
- Vi har stegvis bygd opp en solid ressursbase slik at vi kan bli produserende operatør utenfor Newfoundland, tilføyer Finnstrom.
“We look forward to exploring these new opportunities with our partners in close cooperation with the regulatory authorities.”
– Vi ser fram mot å utforske disse nye mulighetene sammen med våre partnere i nært samarbeid med myndighetene.
Statoil is also an interest holder in two producing offshore fields, Terra Nova and Hibernia, and in the field developments of Hibernia Southern Extension and Hebron.
Statoil er også partner i to produserende felt til havs, Terra Nova og Hibernia, samt utbyggingsprosjektene Hibernia Southern Extension og Hebron.
Erik Finnstrom, senior vice president for Exploration North America in Statoil
Erik Finnstrom, Statoils letedirektør for Nord-Amerika
Following this, the share saving plan has 7,692,937 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 7.692.937 aksjer.
Governor Yuri Yevdokimov opened the new facility together with Paul Luxhøj, head of international operations in Marketing.
Guvernør Juri Jevdokimov åpnet stasjonen sammen med Poul Luxhøj, ansvarlig for Markedsføring internasjonalt.
Plans call for the third station to be completed during 1999.
Den tredje stasjonen skal etter planen stå ferdig i løpet av året.
The Russian facility also sells groceries, mostly from local food producers, as well as beer and spirits in line with Russian practice.
I tråd med russisk tradisjon selges det også øl og brennevin.
Each of the Murmansk stations will have roughly 20 staff.
Hver av stasjonene i Murmansk har rundt 20 ansatte.
Issue of USD 750,000,000 3.15% Notes due January 23, 2022
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 3,15 % rente med forfall 23. januar 2022
Issue of USD 350,000,000 4.25% Notes due November 23, 2041
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 350.000.000 til 4,25 % rente med forfall 23. november 2041
The settlement date is November 23, 2011.
Oppgjørsdato er 23. november 2011.
Investor relations:
Investorrelasjoner:
Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, Tel: +47 957 83911
Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, Tlf: +47 957 83911
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, Tel: +1 2039786950 / +1 2035702524
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, Tlf: +1 2039786950 / +1 2035702524
Fredrik Norman, media relations, Tel: +47 918 66567
Fredrik Norman, pressekontakt, Tlf: +47 918 66567
Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, Tel: +47 905 40135 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, Tlf: +47 905 40135 (mobil), +47 51 99 42 97 (kontor)
Issue of USD 650,000,000 1.80% Notes due November 23, 2016
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 650.000.000 til 1,80 % rente med forfall 23. november 2016
Aker Offshore Partner has been awarded the contract for the Tampen business cluster in the North Sea, while ABB Offshore Systems has got the Troll/Sleipner business cluster in the North Sea and Kollsnes.
Aker Offshore Partner er tildelt kontrakten for Tampen-området i Nordsjøen, mens ABB Offshore Systems har fått Troll/Sleipner-området i Nordsjøen og Kollsnes.
The contract for the Halten/Nordland business cluster in the Norwegian Sea has gone to Aker Reinertsen.
Aker Reinertsen er tildelt kontrakten for kjerneområdet Halten/Nordland i Norskehavet.
The total value of the contracts is around NOK 12 billion, including options.
Kontraktene er til sammen verd rundt 12 milliarder kroner, inklusive opsjoner.
The contracts will run for five years initially, with three consecutive options to extend by two years.
I utgangspunktet gjelder de for fem år, med muligheter for forlengelse i tre ganger to år.
Tampen alone represents half the contract amount, while the remainder is shared equally between Troll/Sleipner and Halten/Nordland.
Tampen står alene for rundt halve kontraktsbeløpet, mens resten fordeles likt på Troll/Sleipner og Halten/Nordland.
With this round of tenders Statoil is reducing the number of maintenance and modifications contracts from eight to three in the Exploration & Production Norway business area.
Med denne anbudsrunden reduserer Statoil antallet vedlikeholds- og modifikasjonskontrakter fra åtte til tre innen forretningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge.
"We have reduced the number of contracts for each business cluster in order to achieve more effective and cost-reducing operations.
"Vi har redusert antall kontrakter for hvert område for å oppnå en mer effektiv og dermed kostnadsbesparende virksomhet.
The objective is that a long-term, close collaboration will lead to lower overall costs and good results in health, safety, the environment and quality," says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway.
Målet er at et langsiktig og nært samarbeid skal gi lavere totalkostnader samt gode resultater innen kvalitet og helse, miljø og sikkerhet," sier Henrik Carlsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
Plans call for the contracts to be signed in March.
Rammekontraktene skal etter planen signeres i mars.
Statoil has awarded contracts to three companies for maintenance and modifications on installations on the Norwegian continental shelf and at the Kollsnes gas treatment complex near Bergen.
Statoil har tildelt rammekontrakter til tre selskaper om vedlikehold og modifikasjon på installasjoner på norsk sokkel og gassanlegget på Kollsnes i Hordaland.
Tullow will retain the operatorship and 70% working interest.
Tullow vil beholde rollen som operatør og en eierandel på 70 prosent.
The agreement is subject to approval from Staatsolie Maatschappij Suriname, the state oil company of Suriname.
Avtalen er gjenstand for godkjenning fra Staatsolie Maatschappij Suriname, det statlige oljeselskapet i Surinam.
Pål Haremo, senior vice president in Exploration Global new ventures in Statoil.
Pål Haremo, direktør for enheten Globale nye forretningsmuligheter i Leting i Statoil
Block 47 lies in a frontier area in the Guyana Basin.
Blokk 47 ligger i et uutforsket område i Guyana-bassenget.
The licence is located some 270 kilometres north of mainland Suriname, with a water depth of between 1,300 and 3,000 metres.
Lisensen ligger om lag 270 kilometer fra fastlandet i Surinam, med et havdyp på mellom 1.300 og 3.000 meter.
A recent discovery offshore nearby French Guyana is a promising indication of the potential in the region.
Et funn som nylig er gjort til havs i nærheten av Fransk Guyana er en lovende indikasjon på potensialet i regionen.
"This cooperation is about executing on Statoil's exploration strategy of securing early access opportunities with emerging potential.
– Dette samarbeidet handler om å sette Statoils letestrategi ut i livet gjennom å sikre oss tidlig tilgang til muligheter med stort vekstpotensial.
This frontier opportunity constitutes an important part of our growing international portfolio," says Pål Haremo, senior vice president in Exploration Global new ventures in Statoil.
Denne blokken vil utgjøre en viktig del av vår økende internasjonale portefølje, sier Pål Haremo, direktør for enheten Globale nye forretningsmuligheter i Leting i Statoil.
The next step is to acquire and interpret seismic data in order to mature the acreage further.
Neste skritt er å anskaffe og tolke seismiske data for å kunne modne området videre.
Tullow Oil is one of the largest independent oil and gas exploration and production companies in Europe and was founded in Ireland in 1985.
Tullow Oil er en av de største uavhengige olje- og gassaktørene i Europa, og ble etablert i Irland i 1985.
The company focuses on Africa, Europe, South Asia and South America as exploration and production regions.
Selskapet konsentrerer seg om Afrika, Europa, Sør-Asia og Sør-Amerika som sine lete- og produksjonsregioner.
The farm-in to block 47 in Suriname marks Statoil's first entry into the country.
Oppkjøpet på blokk 47 i Surinam er Statoils første etablering i landet.
Statoil holds assets in neighbouring Brazil as well as in Venezuela.
Statoil har eiendeler i nabolandet Brasil, og også i Venezuela.
Tullow Oil operates the block 47 licence offshore Suriname with 100% working interest.
Tullow er operatør for lisensen på blokk 47 utenfor kysten av Surinam med en eierandel på 100 prosent.
The Halmahera II licence brings the total number of licences with Statoil interest in Indonesia to eight.
Det samlede antallet lisenser i Indonesia med Statoil-andeler er nå åtte.
The Halmahera II block is located in a frontier basin with no wells drilled nearby.
Halmahera II-blokken ligger i et uutforsket basseng uten brønner i nærheten.
Statoil will operate the licence with an 80% working interest.
Statoil blir operatør for lisensen med 80 prosents eierandel.
Niko Resources will hold the remaining 20%.
Niko Resources eier resterende 20 prosent av lisensen.
The licence covers an area of more than 8000 square kilometres.
Lisensen dekker et område på mer enn 8000 kvadratkilometer.
The licence is subject to final governmental approval.
Endelig lisenstildeling forutsetter godkjennelse fra Indonesiske myndigheter.
“We are very pleased about being awarded a large equity position in a promising frontier area in Indonesia” states Pål Haremo, senior vice president in Exploration global new ventures in Statoil.
– Vi er svært fornøyde med å bli tildelt en stor eierposisjon i et lovende uutforsket område i Indonesia, fastslår Pål Haremo, letedirektør for global new ventures i Statoil.
He continues, “Indonesia is an emerging focus area for Statoil and we have a material portfolio of frontier acreage in the country.”
– Indonesia er et økende satsingsområde for Statoil, og vi har en betydelig portefølje med leteareal i uutforskede blokker i landet, tillegger han.
The newly awarded licence is located adjacent to the Obi and Halmahera-Kofiau licences, accessed earlier this year.
Den nye lisensen ligger i nærheten av Obi- og Halmahera-Kofiau-lisensene, som Statoil fikk tilgang til tidligere i år.
Statoil has been in Indonesia since 2007 and was then awarded the operatorship of the Karama licence and partnership with ConocoPhillips in the neighbouring Kuma licence, both located in the Makassar Straits.
Statoil har vært i Indonesia siden 2007, og ble da tildelt operatørskapet for Karama-lisensen, samt andeler sammen med ConocoPhillips i nabolisensen Kuma.
In May 2011 Statoil farmed into three exploration licences in Indonesia.
I mai 2011 kjøpte Statoil andeler i tre letelisenser i Indonesia.
These are Halmahera-Kofiau, North Makasar and West Papua IV.
Disse er Halmahera-Kofiau, North Makasar og West Papua IV.
In September 2011 Statoil was awarded partnership in two additional exploration licences.
I september 2011 ble Statoil tildelt andeler i ytterligere to letelisenser.
The two licences are North Ganal in the North Makassar Strait and Obi located in eastern Indonesia.
De to lisensene er North Ganal i Nord-Makassarstredet og Obi, som ligger i Øst-Indonesia.
Pål Haremo, senior vice president in Exploration global new ventures in Statoil.
Pål Haremo, letedirektør for global new ventures i Statoil.
This new long term gas sales agreement follows an existing agreement between Statoil and Centrica that expires in 2015.
Den nye langsiktige avtalen om salg av gass etterfølger eksisterende avtale mellom Statoil og Centrica som utløper i 2015.