natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Nylund has a BSc in engineering from the Stavanger Technical College, 1981, a BSc in operations management from University of Stavanger, 1988 and a business economist degree from Norwegian School of Economics, 1989.
Nylund er utdannet ingeniør (BSc) ved Stavanger Tekniske Fagskole, 1981, har en BSc-grad i operasjonsstyring fra Universitetet i Stavanger, 1988, og er utdannet bedriftsøkonom ved Norges Handelshøyskole, 1989.
Nylund's successor will be announced in the near future.
Nylunds etterfølger blir kunngjort i nær framtid.
Media Ørjan Heradstveit, media contact Tel: +47 917 78 161
Media Ørjan Heradstveit, informasjonssjef Tel: +47 917 78 161
Portrait of Arne Sigve Nylund.
Portrett av Arne Sigve Nylund.
(Photo: Ivar Langvik / Statoil) JPG 3 MB
(Foto: Ivar Langvik / Statoil) JPG 3 MB
Arne Sigve Nylund has been appointed executive vice president for Development and Production Norway.
Arne Sigve Nylund er utnevnt til konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Net income in the first quarter of 2002 was NOK 2,132 million (NOK 8.30 per share) compared with NOK 3,235 million (NOK 12.40 per share) in the same period last year.
Hydros resultat etter skatt i årets første kvartal var 2.132 millioner kroner (8,30 kroner per aksje), mot 3.235 millioner kroner (12,40 kroner per aksje) i samme periode i fjor.
EBITDA (earnings before interest, taxes, depreciation and amortization) was NOK 8,588 million in the first quarter, compared to NOK 11,359 million in the same quarter last year.
EBITDA for konsernet var i første kvartal på 8.588 millioner kroner, mot 11.359 millioner kroner i samme kvartal året før.
Hydro took over the German aluminium company VAW on March 15, 2002, so VAW operations are only included for the last two weeks of the quarter.
15. mars tok Hydro over det tyske aluminiumselskapet VAW aluminium AG, og virksomhetene i VAW er inkludert i Hydros resultattall for de siste to uker av første kvartal.
Reorganization processes and the integration with VAW have resulted in a new segment structure.
Omorganiseringer og integrasjonen av VAW har ført til visse endringer i Hydros segmentrapportering.
The figures from previous periods have been altered in the table to show comparable information.
Tallene for tidligere perioder er omarbeidet i kvartalsrapporten for å være sammenliknbare.
For the Oil and Energy sector, EBITDA was NOK 5,847 million for the first quarter, compared to NOK 7,894 million in the corresponding period last year.
For Olje og Energi ble EBITDA på 5.847 millioner kroner, mot 7.894 millioner kroner i første kvartal 2001.
Hydro's oil and gas production was somewhat higher than last year, particularly internationally, as the Girassol field in Angola and Terra Nova in Canada came on stream at the beginning of the year.
Hydros produksjon av olje og gass var noe høyere i første kvartal i år enn i fjor, særlig har produksjonen fra internasjonal aktivitet økt ved at feltene Girassol i Angola og Terra Nova i Canada ble satt i drift rundt siste årsskifte.
Oil production in Norway has, as forecast, been hit by the production constraints imposed by the Norwegian authorities (these are to expire at the end of the next quarter).
Som forutsatt har oljeproduksjonen i Norge vært negativt påvirket av produksjonsbegrensninger som er pålagt av norske myndigheter, og som utløper ved slutten av andre kvartal.
Hydro signed an agreement in the first quarter on the acquisition of state ownership (SDFI) interests in important fields on the Norwegian continental shelf where Hydro is operator.
Hydro har i kvartalet inngått avtale om å overta eierandeler fra Staten (SDØE) i viktige felt på norsk sokkel der Hydro er operatør.
The agreement will not affect the accounts and production figures until after completion, which is expected at the end of the first half year.
Avtalen vil få effekt i regnskapet og på rapportert produksjon først etter gjennomføring, som forventes ved halvårsskiftet.
The average crude oil price in the first quarter of 2002 was USD 21.10 per barrel, compared with USD 26.3 per barrel in the same period of the previous year.
Gjennomsnittlig råoljepris var i kvartalet 21,1 US-dollar per fat, sammenliknet med 26,3 dollar i samme periode året før.
Measured in Norwegian kroner, the oil price declined by approximately 19 percent.
Målt i norske kroner ble oljeprisen redusert med 19 prosent.
EBITDA for Agri was NOK 1,383 million in the first quarter of 2002, compared to NOK 1,570 million in the first quarter of 2001.
EBITDA for Agri ble på 1.383 millioner kroner, mot 1.570 millioner kroner i første kvartal 2001.
A considerable reduction in fertilizer prices has been offset by increased volumes, cost reductions and other improvement measures.
En betydelig prisnedgang på gjødselprodukter ble langt på vei motvirket av volumvekst, lavere gasspriser, kostnadsreduksjoner og andre forbedringstiltak.
EBITDA for Petrochemicals was NOK 28 million in the first quarter of 2002, compared to NOK 109 million the same period last year.
EBITDA for Petrokjemi ble på 28 millioner kroner, mot 109 millioner kroner året før.
Complete financial report first quarter 2002 (PDF file)
Komplett resultatrapport for første kvartal 2002 (PDF-fil)
"We are very pleased with the award, which is in line with the sharpened exploration strategy Statoil has pursued over the last three years.
- Vi er veldig fornøyd med tildelingen, som støtter opp under den spissede letestrategien som Statoil har fulgt de siste tre årene.
Statoil is committed to collect new 2D seismic data and to undertake a multibeam seafloor survey with selected core samples within the first three years.
Statoil er forpliktet til å innhente ny 2D-seismikk og gjennomføre havbunnsundersøkelser i løpet av de tre første årene.
"Health, safety and the environment (HSE) is always Statoil's first priority.
- Helse, miljø og sikkerhet (HMS) er alltid Statoils høyeste prioritet.
We will draw on our broad global experience in seismic data collection to secure safe operations offshore New Zealand," says Vågnes.
Vi vil bygge på vår brede globale erfaring fra innhenting av seismikk også ved operasjonene utenfor kysten av New Zealand, sier Vågnes.
Statoil will now enter into an extensive dialogue process with New Zealand authorities, and engage with a wide range of stakeholders in order to understand the local community, and ensure adherence with local regulations, customs and considerations.
Statoil skal nå starte en omfattende dialogprosess med myndighetene i New Zealand samt et bredt spekter av interessenter og lokalsamfunn for å imøtekomme lokale hensyn.
"Statoil strongly believes in a good dialogue with the communities we operate in," Vågnes says.
- Statoil er opptatt av god dialog med lokalsamfunnene der vi driver virksomhet.
"New Zealand authorities have emphasised that Block Offer 2013 is an important step towards realising the potential of New Zealand's oil and gas resources.
Myndighetene i New Zealand har understreket at blokktildelingen for 2013 er et viktig steg for å realisere landets olje- og gasspotensiale.
We are glad that our bid was accepted and look forward to being a part of New Zealand's next phase in oil and gas development."
Vi er glade for at vårt bud ble godtatt og ser fram mot å delta i neste fase av New Zealands olje- og gassutvikling, sier Vågnes.
Map Reinga-Northland New Zealand GIF 965 kB
Kart Reinga-Northland New Zealand GIF 965 kB
Erling Vågnes, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Eastern hemisphere.
Erling Vågnes, Statoils letedirektør for den østlige halvkule.
Statoil chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen.
Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
The M&M work is performed on 22 facilities offshore/onshore.
V&M-arbeidet utføres på 22 av anleggene offshore/onshore.
As regards ISS, this is performed on 20 facilities offshore/onshore.
Når det gjelder ISO, utføres arbeidet på 20 av anleggene offshore/onshore.
"Statoil wants competent suppliers which can contribute to safe and efficient operations.
– Statoil skal ha dyktige leverandører som bidrar til sikker og effektiv drift.
The exercising of the options is based on an assessment of several factors, such as experience, future needs, market development, HSE and quality.
Opsjonsutøvelsene baserer seg på vurdering av flere forhold som erfaring, framtidige behov, utvikling i markedet, HMS og kvalitet.
These contract extensions will have ripple effects in Norwegian industry," says Statoil chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen.
Disse kontraktsforlengelsene vil gi ringvirkninger i norsk industri, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
Facts
Fakta:
Total acquisitions in 2012 – NOK 145 billion
Totale anskaffelser i 2012 – NOK 145 milliarder
77% invoiced to Norwegian addresses
77 % til norske fakturaadresser.
95% of operations and maintenance contracts have Norwegian content
Innen drift og vedlikehold har 95 % av kontraktene norsk innhold.
The following M&M companies have been awarded options from 1 August 2014– 31 July 2016:
Disse V&M-selskapene har blitt tildelt opsjoner fra 1. august 2014 - 31. juli 2016:
Aker Solutions MMO AS
Aker Solutions MMO AS
The following ISS companies have been awarded options from 1 August 2014–31 July 2016:
Disse selskapene innen ISO-fagene har blitt tildelt opsjoner fra 1. august 2014 - 31. juli 2016:
Linjebygg Offshore
Linjebygg Offshore
Beerenberg Corp
Beerenberg Corp
Kaefer Energy
Kaefer Energy
Bilfinger Industrier
Bilfinger Industrier
The M&M and ISS contracts were entered into on 1 August 2010 with terms of four years and options for an additional two years.
Kontraktene for V&M og ISO ble inngått 1. august 2010 med fire års varighet og to tilhørende opsjoner på to år.
Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
"We have initiated a new and ambitious drilling campaign offshore Tanzania following four successful discoveries during the first drilling phase.
– Vi har startet et nytt og ambisiøst boreprogram utenfor kysten av Tanzania etter fire vellykkede funn i løpet av den første borefasen.
The new drilling program also allows us to fully explore the remaining exploration potential in Block 2," says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western hemisphere.
Det nye boreprogrammet gjør det mulig for oss ytterligere å avklare letepotensialet i Blokk 2 sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
The Mronge-1 well discovered gas at two separate levels.
Brønnen Mronge-1 påtraff gass i to forskjellige nivåer.
The secondary accumulation was encountered in a separate, younger gas bearing reservoir, in a play which previously has not been tested in Block 2.
Den andre gassansamlingen ble påtruffet i et yngre separat reservoar i en letemodell som tidligere ikke er blitt testet i blokken.
Boreskipet Discoverer Americas.
Boreskipet Discoverer Americas.
(Foto: Paul Joynson-Hicks/AP - Statoil)
(Foto: Paul Joynson-Hicks/AP - Statoil)
"These are high value resources.
– Dette er verdifulle ressurser.
The attractiveness is also demonstrated by a recent asset transaction in the neighboring block.
Attraktiviteten blir også demonstrert gjennom en transaksjon som nylig ble gjennomført i naboblokken.
The discoveries also demonstrate how Statoil's strategy of focusing on high-impact opportunities is paying off and supports the company's ambition for international growth," Maden says.
Funnene viser også hvordan Statoils strategi om å satse på muligheter med stort potensial gir resultater og støtter opp om selskapets internasjonale vekstambisjoner, sier Maden.
"The Tanzania government is pleased to learn about additional gas resources discovered in Block 2," says Hon. Prof. Sospeter Muhongo, Minister for Energy and Minerals in Tanzania.
– Myndighetene i Tanzania er fornøyd med at det er funnet ytterligere gassressurser i Blokk 2, sier Prof. Sospeter Muhongo, Tanzanias minister for energi og mineraler.
The Statoil-operated partnership started its new drilling campaign in Block 2 in September 2013.
Det Statoil-ledede partnerskapet startet sitt nye boreprogram i Blokk 2 i september 2013.
In addition to Mronge-1, the campaign includes drilling of several new prospects and appraisal of previous discoveries.
I tillegg til Mronge-1 omfatter boreprogrammet letebrønner på nye prospekter og avgrensningsbrønner rettet mot eksisterende funn.
Following Mronge-1, the partnership is scheduled to appraise the 2012 Zafarani discovery.
Etter Mronge-1 står en avgrensningsbrønn for Zafarani-funnet på programmet.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for Block 2.
Statoil har vært i Tanzania siden 2007, da selskapet ble tildelt operatøransvaret for Blokk 2.
(*1 Tcf =180 million barrels of oil equivalent)
*1 Tcf = 180 mmbbloe.
Map of Tanzania discoveries GIF 1012 kB
Kart over funn i Tanzania GIF 1012 kB
The discovery of an additional 2-3 trillion cubic feet (Tcf)* of natural gas in place in the Mronge-1 well brings the total of in-place volumes up to 17-20 Tcf in Block 2.
Funnet av ytterligere 2-3 billioner kubikkfot (Tcf)* gass i Mronge-1-brønnen øker de samlede påviste tilstedeværende volumene i Blokk 2 til 17-20 Tcf.
"Today’s agreement demonstrates the two parties’ commitment to jointly move forward in an attempt to unlock the hydrocarbon potential of the Domanik limestone formation.
- Dagens avtale viser at begge parter er fast bestemt på å gå videre med å realisere hydrokarbonpotensialet i kalksteinsformasjonen Domanik.
If successful, we believe this could be a world-class opportunity,” says Lund.
Lykkes vi, kan dette bli et skiferolje-område i verdensklasse, sier Lund.
The companies will set up a joint venture (JV) company to run a three-year pilot programme and assess the potential for commercial production.
Selskapene vil etablere et samarbeidsprosjekt (joint venture) som skal drive et treårig pilotprogram samt vurdere muligheten for kommersiell produksjon.
The JV will be established with equity interests of 51% for Rosneft and 49% for Statoil.
Rosneft vil eie 51 prosent og Statoil 49 prosent av selskapet.
Both companies will contribute with technology and professionals into the JV.
Begge selskapene vil bidra med teknologi og ansatte til selskapet.
In accordance with the agreement, Statoil will provide carry-based funding to perform the pilot survey programme in 12 licence blocks.
I samsvar med avtalen, vil Statoil bære kostnadene for gjennomføringen av pilotprogrammet i 12 lisensblokker.
The pilot programme will include data acquisition, and the drilling and hydraulic fracturing of pilot wells.
Programmet vil inkludere datainnsamling, samt boring og hydraulisk frakturering av pilotbrønner.
Upon completion of the pilot programme, Rosneft and Statoil will jointly select licence blocks in the Samara region for commercial development.
Når pilotprogrammet er fullført, vil Rosneft og Statoil sammen velge ut lisensblokker i Samara-regionen for eventuell kommersiell utbygging.
Map Samara region GIF 345 kB
Kart over Samara-regionen GIF 345 kB
The project is soon to choose the concept and development solution, covering installations, well solutions, export solutions and a solution for power supply from land based on technical and financial assessments.
Det handler om valg av installasjoner, brønnløsninger, eksportløsninger og løsning for kraft fra land basert på tekniske og økonomiske vurderinger.
“As operator, Statoil will present its recommendations to the licence owners based on studies.
- Som operatør vil Statoil legge frem anbefalinger basert på studier til partnerskapet.
We will present the chosen solution when the licence owners have made their decision,” says Reinertsen.
Vi vil presentere valgt løsning når partnerskapet samlet har fattet sin beslutning, sier Reinertsen.
Øyvind Reinertsen, senior vice president of the Johan Sverdrup field
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-feltet
The net proceeds from the issue of the Notes will be used for general corporate purposes.
Lånebeløpet vil bli benyttet til finansiering av selskapets aktiviteter generelt.
The Notes have been fully subscribed.
Lånet er fulltegnet.
Settlement dates is December 12, 2013.
Oppgjørsdato er 12. desember 2013.
The transaction is executed under Statoil ASA's USD 12,000,000,000 Euro Medium Term Note (EMTN) Programme.
Utstedelsen ble gjennomført under Statoil ASAs USD 12.000.000.000 Euro Medium Term Note (EMTN) program.
The Notes will be listed on the London Stock Exchange.
Obligasjonslånet vil bli notert på London Stock Exchange.
Investor relations: Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, +47 957 83911
Investorrelasjoner: Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, +47 95783911
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, +1 2035702524
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, +1 2035702524
Press: Fredrik Norman, media relations, +47 91866567
Presse: Fredrik Norman, pressekontakt, +47 91866567
Finance: Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 90540135 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
Finans: Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 90540135 (mobil), +47 51 99 42 97 (kontor)
Issue of EUR 150,000,000 Notes with 3.345% interest rate and due December 12, 2033
Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 150.000.000 med 3,345% rente og forfall 12. desember 2033
Statoil estimates the volumes in Skavl to be in the range of 20-50 million barrels of recoverable oil.
Statoil anslår volumene i Skavl til å være mellom 20 - 50 millioner fat utvinnbar olje.
"Statoil puts a lot of effort into proving additional oil resources in the Johan Castberg area in order to make the field development project more robust.
– Statoil legger ned mye arbeid i å påvise ytterligere oljeressurser i Johan Castberg-området for å gjøre feltutviklingsprosjektet mer robust.
"Skavl was the third of the four wells in the Johan Castberg area we have on our drilling plan this year.
– Skavl var den tredje av fire brønner i Johan Castberg-området som ligger i vår boreplan for i år.
The first two wells, Nunatak and Iskrystall, proved only gas, but we know from experience that it takes stamina and persistence to succeed in the Barents Sea," says Haatvedt.
De første to brønnene, Nunatak og Iskrystall, påviste kun gass, men vi vet av erfaring at det krever målbevissthet og utholdenhet å lykkes i Barentshavet.
"It is also encouraging that we have confirmed a new play model in the area with the oil discovery in the Fruholmen formation, something which will be followed up in future exploration."
Det er også oppmuntrende at vi har påvist en ny letemodell i området med oljefunnet i Fruholmen-formasjonen, noe som vil bli fulgt opp i framtidig letearbeid, sier Haatvedt.
Statoil will continue to explore for oil resources in the Johan Castberg area.
Statoil vil fortsette letingen etter oljeressurser i Johan Castberg-området.
After completion of Skavl, the drilling rig will move 16 kilometres north to drill the Kramsnø prospect which is the last of the four prospects scheduled to be tested in 2013.
Etter å ha fullført boringen i Skavl vil boreriggen bevege seg 16 kilometer nordover for å bore i Kramsnø, som er det siste av de fire prospektene som etter planen skal undersøkes i 2013.
The exploration effort around Johan Castberg will continue also in 2014.
Letearbeidet rundt Johan Castberg vil fortsette også i 2014.
"We are working closely with our license partners to establish a plan for further exploration drilling in the Johan Castberg area.
– Vi arbeider tett med våre lisenspartnere for å lage en plan for videre leteboring i Johan Castberg-området.
The Drivis prospect has already been approved for drilling in 2014, and we are currently evaluating additional opportunities," says Haatvedt.
Drivis-prospektet er allerede godkjent for boring i 2014, og vi vurderer nå flere andre muligheter, sier Haatvedt.
"It is positive that we have proven additional resources in the Johan Castberg area.
– Det er positivt at vi har påvist tilleggsressurser i Johan Castberg-området.
We will now consider whether the discovery can be included in the Johan Castberg field development.
Vi vil nå evaluere om funnet kan tas inn som en del av utviklingen av Johan Castberg-feltet.
At the same time we are pursuing our effort of maturing the resource base and the field development plans for the project.
Samtidig fortsetter arbeidet med å modne ressursbasen og feltutviklingsplanene i prosjektet.
Changes in the tax framework is one of the elements that has made the project more challenging," says Erik Strand Tellefsen, Statoil's vice president for field development in northern Norway.
Endringer i skattemessige rammebetingelser er en av komponentene som har gjort prosjektet mer krevende, sier Erik Strand Tellefsen, Statoils direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
Statoil is operator for production licence PL532 with an ownership share of 50%.
Statoil er operatør for utvinningstillatelse 532 med en eierandel på 50 prosent.
For further details on the results of exploration well 7220/7-2 S, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >>
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7220/7-2 S henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet (OD) >>
09Dec_Skavl_map468en GIF 34 kB
Kart Skavl-prospektet GIF 311 kB
Well 7220/7-2 S, drilled by the rig West Hercules, has proven a 22-metre gas column and a 23-metre oil column in the Jurassic Tubåen formation, and a 133-metre oil column in the Triassic Fruholmen formation.
Brønn 7220/7-2 S, som ble boret av boreriggen West Hercules, har påvist en 22 meter gasskolonne og en 23 meter oljekolonne i Tubåen-formasjonen av jura alder, og en 133 meter oljekolonne i Fruholmen-formasjonen av trias alder.
At the request of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (MPE), the industry, via the Norwegian Oil and Gas Association, has taken the initiative to jointly acquire seismic 3D data from the blocks in the southeastern Barents Sea that will be announced in the 23rd licensing round for the Norwegian continental shelf (NCS) in 2014.
På oppfordring fra Olje- og energidepartementet (OED) har bransjen gjennom Norsk olje og gass tatt initiativ til en felles innhenting av seismiske 3D-data fra blokkene i Barentshavet Sørøst som vil bli utlyst i 23. konsesjonsrunde for norsk sokkel i 2014.
This is the first new area on the NCS to be opened since 1994.
Dette er det første nye området på norsk sokkel som åpnes siden 1994.
Thirty companies showed interest in participating in such a collaboration.
30 selskaper meldte sin interesse for å delta i et slikt samarbeid.
Yesterday, 17 of these companies signed an agreement to establish a joint project for planning and implementing the acquisition.
I går inngikk 17 av disse selskapene en avtale om å etablere et felles prosjekt for planlegging og gjennomføring av undersøkelsene.
As the largest operator on the Norwegian shelf Statoil has taken on the operator role.
Statoil har som største operatør på norsk sokkel tatt på seg operatørrollen.
"Coordinated seismic acquisition has several advantages.
- En samordnet seismikkinnhenting har flere fordeler.
It will ensure very good data quality, since the industry to a much greater extent will be able to utilise the companies' collective professional expertise within geological understanding and seismic acquisition and processing.
Det vil sikre svært god datakvalitet, da en i mye større grad enn ellers vil kunne benytte seg av selskapenes samlede faglige kompetanse innenfor geologisk forståelse og seismisk innsamling og prosessering.
"Interest in the Barents Sea has increased considerably in recent years, due in part to the discoveries in the Johan Castberg area.
- Interessen for Barentshavet har økt betydelig de siste årene, etter blant annet funnene i Johan Castberg-området.
High-quality 3D data will be important to the industry in order to increase understanding of the area's potential."
3D-data av høy kvalitet vil være viktig for industrien for å øke forståelsen av områdets potensial, sier Haatvedt.