natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"With the electrification of the Troll A platform and Kollsnes and the decision to electrify Gjøa, StatoilHydro is a front runner with a view to reducing emissions of nitrogen oxides and carbon dioxide," Ms Sundset believes.
Gjennom elektrifiseringen av Troll A-plattformen og Kollsnes, og beslutningen om å elektrifisere Gjøa, er StatoilHydro i front med tanke på å redusere utslippene av nitrogenoksider (NOx) og klimagassen CO2, mener hun.
New cable Gjøa is expected to come on stream in 2010.
Utvikler ny kabel Gjøa-feltet i Nordsjøen forventes å åpne brønnstrømmene i 2010, med en «navlestreng» inn til land.
A cable running from the new power plant at Mongstad, north of Bergen, will supply the platform with electricity.
En kraftkabel fra det nye kraftverket på Mongstad skal forsyne plattformen med elektrisitet.
"The cable has to be able to tolerate a lot of movement and together with contractor ABB, a new high voltage power cable is being laid," says Kjetel Digre, project director for the Gjøa field development.
– Kabelen må kunne tåle mye bevegelser, og sammen med leverandøren ABB bøyes og strekkes en ny, høyspent sjøkabel, sier Kjetel Digre, direktør for Gjøa feltutbyggingen.
"The alternative to this would have been a traditional solution with gas turbines on the platform producing power.
– Alternativet ville være en tradisjonell løsning med gassturbiner på plattformen som strømprodusenter.
By electrifying the platform with a cable instead, the energy that Gjøa needs will be produced with the environmental standard of the new Mongstad power plant.
Ved å elektrifisere plattformen med kabel isteden vil energien som Gjøa trenger bli produsert med miljøstandarden til det nye kraftverket på Mongstad.
This gives high energy efficiency and reduced emissions of carbon dioxide, nitrogen oxides and volatile organic compounds (VOC) as compared with the alternative solution," explains Mr Digre.
Det betyr høy energieffektivitet og reduserte utslipp av CO2, NOx og flyktige oljekomponenter (VOC) sammenlignet med alternative utbyggingsløsninger, sier Digre.
Kjetel Digre, project director for the Gjøa field development
Kjetel Digre, direktør for Gjøa feltutbyggingen
Biggest offshore project Gjøa, including the Vega satellite development, is the largest project in the North Sea today.
Største sokkelprosjekt Gjøa, inkludert satelittutbyggingen Vega, er i dag det største prosjektet i Nordsjøen.
With Gjøa, a new part of the North Sea is being opened for oil and gas production.
Med Gjøa åpnes en ny del av Nordsjøen for olje- og gassproduksjon.
The Gjøa field is being developed with a semi-submersible production platform and five sub-sea templates.
Gjøa bygges ut med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform og fem brønnrammer på havbunnen.
Gjøa's recoverable reserves are some 82 million barrels of oil and condensate and roughly 40 billion standard cubic metres of gas.
De utvinnbare reservene på Gjøa er anslått til 82 millioner fat olje og kondensat og 40 milliarder standard kubikkmeter gass.
Vega's recoverable reserves are estimated at 26 million barrels of condensate and 18 billion standard cubic metres of gas.
På Vega er utvinnbare reserver anslått til 26 millioner fat kondensat og 18 milliarder kubikkmeter gass.
Gjøa partners: StatoilHydro (development operator - 20%), Gaz de France Suez (production operator - 30%), Petoro (30%), Shell (12%) and RWE Dea (8%).
Rettighetshavere på Gjøa-feltet: StatoilHydro (utbyggingsoperatør) (20 prosent), Gaz de France Suez (driftsoperatør) (30), Petoro (30), Shell (12) og RWE Dea (8).
Illustration: The Gjøa field in the North Sea is expected to come on stream in 2010.
Illustrasjon av Gjøa-feltet i Nordsjøen, som etter planen starter produksjonen i 2010.
The objective of exploration well 6407/7-8 was to prove gas/condensate in the middle/lower Jurassic reservoirs in the Noatun prospect.
Letemålet for undersøkelsesbrønn 6407/7-8 var å påvise gass/kondensat i midtre/nedre jura reservoarbergarter i prospektet "Noatun".
The well has been formation tested using mini-DST, and extensive data and samples have been collected.
Brønnen har blitt formasjonstestet med såkalt ”mini-DST”, og det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
A flank sidetrack will be drilled to confirm gas/water contact and the size of the find.
Et nedflanks sidesteg vil bli boret for å fastslå gass/vann-kontakten og størrelsen på funnet.
"We are delighted to have found hydrocarbons which can contribute to the extended lifetime of the Njord field, but we need more information before we can say anything about the size of the find, and any possible extraction methods," says Sivert Jørgenvåg, exploration manager for the Halten Bank.
– Det er gledelig at vi har funnet hydrokarboner som kan bidra til forlenget levetid på Njord-feltet, men vi trenger mer informasjon før vi kan si noe om størrelsen på funnet og mulige utbygningsløsninger, sier letesjef for Haltenbanken Sivert Jørgenvåg.
This is the eighth exploration well drilled in production licence 107.
Dette er den åttende letebrønnen i utvinningstillatelse 107.
The licence was awarded during the ninth concession round in 1985.
Tillatelsen ble tildelt i 9. konsesjonsrunde i 1985.
The well was drilled to a vertical depth of 5,110 metres under the sea surface, and terminated at the Åre formation in the lower Jurassic level.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 5110 meter under havflaten, og ble avsluttet i Åre-formasjonen i nedre jura.
Sea depth is 293 metres.
Havdypet var 293 meter.
The well was drilled by the semi-submersible drilling rig West Alpha, which will now continue operations in production licence 107 by drilling sidetrack 6407/7-8A.
Brønnen blir boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen West Alpha som nå vil fortsette operasjonen i utvinningstillatelse 107 med boring av sidesteg 6407/7-8A.
Licensees for production licence 107 are: StatoilHydro (20%), E.ON Ruhrgas (30%), ExxonMobil (20%), Gaz de France (20%), Petoro (7.5%) and Endeavour Energy (2.5%).
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 107 er: StatoilHydro (20 prosent), E.ON Ruhrgas (30), ExxonMobil (20), Gaz de France (20), Petoro (7,5) og Endeavour Energy (2,5).
A sidetrack is to be drilled in the well to assess whether the find is worth exploiting.
Det vil bli boret et sidesteg i brønnen for å vurdere om funnet er drivverdig.
The group has interests in three blocks off Angola, and believes the region offers great opportunities for growth.
I Angola har Statoil rettigheter i tre blokker, og selskapet ser på dette som et område med store muligheter for vekst.
Girassol is initially producing from two wells tied back to the world’s largest production ship, which has a storage capacity of two million barrels.
Disse er knyttet opp mot verdens største produksjonsskip, som har en lagerkapasitet på to millioner fat olje.
Currently totalling about 40,000 barrels, daily production is set to rise to 120,000 barrels in early January.
Produksjonen ligger nå på rundt 40.000 fat i døgnet, og den skal øke til omkring 120.000 fat tidlig i januar.
The operator expects the field to reach a plateau output of 200,000 daily barrels in mid-2002.
Ifølge operatøren når feltet en maksimal produksjonsrate på 200.000 fat olje i midten av 2002.
Before Girassol came on stream, Statoil was producing about 65,000 barrels of oil equivalent per day from operations outside Norway.
Før starten på Girassol hadde Statoil en produksjon på 65.000 fat oljeekvivalenter i døgnet fra operasjoner utenfor Norge.
In the prospectus issued in connection with this summer’s initial public offering, Statoil expected its daily international output to contribute at least 120,000 barrels of oil equivalent in 2004.
I prospektet som ble utarbeidet i forbindelse med børsintroduksjonen, la Statoil til grunn at den internasjonale produksjonen skal bidra med minst 120.000 fat oljeekvivalenter i 2004.
This information is subject of the disclosure requirements acc. to §5-12 vphl (Norwegian Securities Trading Act).
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandellovens §5-12.
he shares have been acquired at a price of NOK 138.95 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 138,95 kroner.
The board is responsible for presenting a proposal for a name and logo to the company's owners, who will decide on the proposal at the annual general meeting in 2009.
Styret har ansvaret for å presentere forslag til navn og logo for selskapets eiere som skal ta stilling til forslaget på generalforsamlingen i 2009.
The proposal for a new name will symbolise the company's business strategy, value base and vision.
Forslag til nytt navn skal symbolisere selskapets forretningsstrategi, verdigrunnlag og visjon.
In this connection we will not exclude using the Statoil name, but the task assigned to the board is to find a new name.
I denne sammenheng utelukkes ikke å bruke Statoil-navnet, men oppgaven for styret er å finne et nytt navn.
Considerable values are tied to the company's name and position in this field, and based on the board's evaluation the company is best served by further developing this brand.
Betydelige verdier er knyttet til selskapets navn og posisjon på dette området.
The fact that 90% of the costs of any re-branding are related to this part of the company further supports the decision to keep the current well-known name also in the future
90 % av kostnadene for en eventuell omprofilering er dessuten knyttet til denne delen av selskapet, hvilket støtter valget av å beholde dagens kjente navn også fremover.
The costs of re-branding the company's petrol station activity have been estimated by DNV at a gross amount of around NOK 1.9 billion.
Omprofilering av selskapets bensinstasjonsvirksomhet er kostnadsberegnet til brutto cirka 1,9 milliarder kroner.
The costs of the remaining re-branding activities have been estimated to be in the size of NOK 150-200 million.
Den gjenstående omprofileringen er kostnadsberegnet til i størrelsesorden 150-200 millioner kroner.
Marketing costs are additional, but this activity must be carried out by the company in any case.
I tillegg kommer kostnader til markedsføring, men det er også en aktivitet selskapet uansett vil gjennomføre fremover.
An identity for the future PDF 20 kB
En identitet for fremtiden PDF 20 kB
Chair of the board of directors, Svein Rennemo (Photo: Trond Isaksen)
Styreleder Svein Rennemo (Foto: Trond Isaksen)
Frame agreements covering up to two suppliers have been concluded for each package, applying price and quality as the basis for making a selection.
Innen hver forespørselspakke er det inngått rammeavtaler med inntil to leverandører.
Where service and spare parts are concerned, agreements run for five years with two five-year options.
Når det gjelder service- og reservedeler, gjelder avtalene i fem år med to femårige opsjoner.
Suppliers who have been awarded frame agreements are Aker Solutions, National Oilwell Norway, Step Offshore, Weatherford, Scomi Oiltools, Halliburton (frame agreement and contract), MI Swaco and Cameron.
Leverandørene som har fått rammeavtale er Aker Solutions, National Oilwell Norway, Step Offshore, Weatherford, Scomi Oiltools, Halliburton (rammeavtale og rammekontrakt), MI Swaco og Cameron.
Tested One of the selection criteria was that only tested technology would be used, Mr Teige reports.
Testet teknologi Et av utvalgskriteriene gikk ut på at kun uttestet teknologi skulle benyttes.
“These deals will boost administrative efficiency in ordering and delivering such gear to fixed installations,” says Tore G Teige, vice president for project management in the drilling and well cluster.
Teige, direktør for prosjektledelse i boring og brønn.
Including the Ermintrude find the total recoverable volume is estimated at 180-240 million barrels of oil equivalent.
Sammen med Ermintrude-funnet er det totale utvinnbare volumet estimert til 180-240 millioner fat oljeekvivalenter.
Tim Dodson
Tim Dodson
”This is a very exciting discovery which confirms that there is still a chance of finding larger volumes of oil in established areas such as Sleipner,” says Tim Dodson, senior vice president for StatoilHydro’s exploration activities on the Norwegian continental shelf (NCS).
– Dette er et meget spennende funn som bekrefter at det fremdeles er mulig å finne større volum med olje i etablerte områder som Sleipner.
The appraisal wells on the Dagny structure confirm that Dagny and Ermintrude, which was confirmed in 2007, have identical pressures and are located in the same structure.
Avgrensningsbrønnene på Dagny-strukturen bekrefter at Dagny og Ermintrude som ble påvist i 2007, har identisk trykk og inngår i den samme strukturen.
A joint development of Ermintrude and Dagny phased in to the Sleipner field is being evaluated.
En felles utbygging av Ermintrude og Dagny mot Sleipner-feltet vurderes.
Gas was confirmed in the Dagny discovery as early as in 1978.
Det ble påvist gass i Dagny-funnet allerede i 1978.
A creative exploration organisation presented the idea that there might be an oil column below the gas.
Et kreativt letemiljø står bak ideen om at det kunne være en oljekolonne under gassen.
”It is encouraging to see that the organisation’s new ideas in mature areas can lead to such good results,” says Tim Dodson.
– Det er oppmuntrende å se at organisasjonens nye ideer i modne områder kan gi så gode resultater, sier Tim Dodson.
Facts about Dagny
Fakta om Dagny
The Dagny discovery is located around 10 kilometres north-west of the Sleipner West field.
Dagny-funnet er lokalisert om lag 10 kilometer nordvest for Sleipner Vest-feltet.
A considerable oil column has been confirmed below the gas in the Dagny structure in the North Sea.
I Dagny-strukturen i Nordsjøen er det påvist en betydelig oljekolonne under gassen.
The sidetrack drilling was performed at a water depth of 119 metres by the Transocean Winner drilling rig and is the fourth exploration well in production licence 048.
Sidestegsbrønnen ble boret på 119 meters havdyp av riggen Transocean Winner og er den fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 048.
The purpose of the sidetrack drilling was to determine the oil/water contact and to collect water and pressure samples from the water zone.
Letemålet for sidesteget var å fastslå olje-/vannkontakt og å samle inn vann- og trykkprøver fra vannsonen.
The drilling costs were split between production licences PL048 and PL029.
Brønnen er boret på kostnadsdeling mellom utvinningstillatelsene PL048 og PL029.
StatoilHydro is the operator of PL048 with an interest of 78.2 per cent.
StatoilHydro er operatør for PL048 med en eierandel på 78,2 prosent.
The partner, Total, has an interest of 21.8 per cent.
Partner er Total med 21, 8 prosent.
ExxonMobil is the operator of PL029 (100 per cent).
Operatør for PL029 er ExxonMobil (100 prosent).
The purpose of the sidetrack drilling was to delineate the Dagny discovery in order to determine the oil/water contact.
Letemålet for sidestegsbrønnen var å avgrense Dagny-funnet for å fastslå olje-/vannkontakten.
Eni Norge is the operator of the field, where StatoilHydro has a 50 percent interest.
Eni Norge er operatør på feltet, StatoilHydro har en eierandel på 50 prosent.
StatoilHydro will under this agreement be responsible for the concept choice, pre-engineering, construction and installation of the subsea production system for Marulk.
StatoilHydro vil gjennom denne avtalen stå for konseptvalg, forprosjektering, bygging og installasjon av undervannsproduksjonssystemet for Marulk.
"We have experience from similar projects in the same area, which may contribute to cost-effective development of the field.
– Vi har erfaring fra lignende prosjekter i det samme området, noe som kan bidra til en kostnadseffektiv utbygging av feltet.
The personnel working at Marulk will largely be familiar with the Norne and Alve fields," Dahl-Stamnes says.
Det vil i stor grad være personell som kjenner til feltene Norne og Alve som vil arbeide med Marulk, sier Dahl-Stamnes.
The Marulk field is planned to be tied in to the Norne vessel, utilising idle capacity.
Marulk-feltet er tenkt knyttet opp mot Norne-skipet hvor det vil utnytte ledig kapasitet.
Arild Glæserud, technical general manager in Eni Norge and Øivind A. Dahl-Stamnes, vice president for partner-operated licences in StatoilHydro, after the signing of the agreement between the companies.
Dahl-Stamnes, direktør for partneropererte lisenser i StatoilHydro etter signeringen av avtalen mellom selskapene.
The well was drilled in 1696 metres of water to a total depth of 3272 metres below sea level.
Dione-brønnen ble boret på 1.696 meters vanndyp til en total dybde på 3.272 meter under havoverflaten.
The well test results confirm the capacity of the reservoir to flow in excess of 5,000 barrels per day under production conditions.
Testresultatene fra brønnen bekrefter en reservoarkapasitet under produksjon som overstiger 5.000 fat om dagen.
Sonangol is the concessionaire of Block 31.
Sonangol er konsesjonshaver på Blokk 31.
BP, the operator, has a 26.67% interest.
BP er operatør med 26,67 prosents eierinteresser.
The other partners are Esso (2%), Sonangol (20%), Marathon (10%), Total (5%) and StatoilHydro (13.33%).
De andre eierne i Blokk 31 er Esso (25 prosent), Sonangol (20), Marathon (10), Total (5) og StatoilHydro ASA (13,33).
New oil discovery in Block 15/06 Eni and Sonangol E.P. have announced a new oil discovery in the deep waters of Block 15/06 offshore Angola.
Nytt oljefunn i blokk 15/06 Eni og Sonangol E.P. melder om et nytt oljefunn på dypt vann i Blokk 15/06 utenfor Angola, omkring 350 kilometer fra Luanda.
The discovery well Ngoma-1, located about 350 kilometres from Luanda, was drilled in 1,421 meters of water to a total vertical depth of 3,383 metres, encountering oil in high permeability Miocene sandstone.
Undersøkelsesbrønnen Ngoma-1 ble boret på 1.421 meters havdyp til en total dybde på 3.383 meter under havoverflaten.
The well tested at higher than forecasted rates, confirming the high potential of Block 15/06.
Under testing var produksjonsegenskapene bedre enn forventet, noe som bekrefter det høye potensialet i Blokk 15/06.
This discovery, located close to the recent Sangos discovery, will be followed by other exploration wells on other nearby structures, creating significant potential to achieve synergies in the development of the western area of the block.
Dette oljefunnet i nærheten av det nylige Sangos-funnet vil bli fulgt opp med nye undersøkelsesbrønner i nærliggende strukturer, noe som gir et betydelig potensial for synergieffekter under utbyggingen av den vestlige delen av blokken.
Eni operates Block 15/06 with a 35% interest and Sonangol E.P. is the Concessionaire.
Eni er operatør for Blokk 15/06 og har en eierandel på 35 prosent, mens Sonangol E.P. er konsesjonshaver.
The sixteenth oil discovery in Block 31 has been announced by Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (Sonangol) and the operator BP Exploration (Angola) Limited.
Dette er kunngjort av Sociedade Nacional de Combustíveis de Angola (Sonangol) og operatøren BP Exploration (Angola) Limited.
Following this, the share saving plan has 3 286 053 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 3 286 053 aksjer.
”We are pleased with the outcome,” says Jacob Schram, senior vice president of StatoilHydro Energy & Retail.
– Vi er fornøyd med resultatet, sier Jacob Schram, administrerende direktør i StatoilHydro Energy & Retail.
”Our goal is to strengthen our self-service station coverage in Scandinavia.
– Vårt mål er å styrke vår dekning av selvbetjeningsstasjoner i Skandinavia.
This is an important step towards achieving this goal.”
Dette er et viktig skritt i retning av å oppnå det målet.
The Commission has decided that StatoilHydro must sell the 40 Jet stations in Norway and 40 of the 163 Jet stations in Sweden.
Kommisjonen har besluttet at StatoilHydro må selge de 40 Jet-stasjonene i Norge og 40 av de 163 Jet-stasjonene i Sverige.
StatoilHydro will take over 123 stations in Sweden and all the 71 stations in the Danish Jet network.
StatoilHydro vil overta 123 stasjoner i Sverige og alle 71 stasjonene i det danske Jet-nettverket.
StatoilHydro will also sell 118 Hydro stations in Sweden as part of the divestment package.
StatoilHydro vil også selge 118 Hydro-stasjoner i Sverige som en del av utskillelsesprosessen.
”This has been a long process, and StatoilHydro and ConocoPhillips have cooperated with the Commission in order to find a good solution," says Mr Schram.
– Dette har vært en lang prosess, og StatoilHydro og ConocoPhillips har samarbeidet med kommisjonen for å finne en god løsning, sier Schram.
"In my opinion, we have succeeded in achieving a favourable result.
– Etter min mening har vi lykkes i å oppnå et gunstig resultat.
The transaction is an important element in our endeavours to become the leading fuel company in Scandinavia.
Transaksjonen er et viktig element i vårt arbeid mot å bli det ledende drivstoff-selskapet i Skandinavia.
And, not least, it puts us in a better position to meet the demands of our customers, within the self-service segment."
Og, ikke minst, dette setter oss i en bedre posisjon til å tilfredsstille kundenes ønsker i selvbetjeningssegmentet.
For further information please contact:
For ytterligere informasjon, vennligst kontakt:
Sweden: Helena Fornstedt, PR & Communication Director: phone: +46 704296132
Sverige: Helena Fornstedt, PR & Communication Director: telefon: +46 704296132
Denmark: Per Brinch, PR & Communication Director: phone: +45 20305080
Danmark: Per Brinch, PR & Communication Director: telefon: +45 20305080
While StatoilHydro will keep 194 out of the 274 gas stations, 80 of them will be sold in accordance with the Commission's wish to limit market concentration.
Mens StatoilHydro vil beholde 194 av de 274 bensinstasjonene, vil 80 bli solgt i overensstemmelse med Kommisjonens ønske om å begrense markedskonsentrasjon.
The well was drilled to the Pan segment in a prospect called Pan/Pandora, which is part of the structure defining the east flank of the Visund field.
Brønnen ble boret til Pan-segmentet i et prospekt kalt Pan/Pandora, som er en del av strukturen som definerer Visund østflanke.
The prospect is mainly located in production licence 120, but stretches into production licence 120B.
Prospektet ligger hovedsakelig innenfor utvinningstillatelse 120, men strekker seg inn i utvinningstillatelse 120B.
StatoilHydro is the operator of both production licences.
StatoilHydro er operatør for begge utvinningstillatelsene.
May-Liss Hauknes
May-Liss Hauknes
”The area south of Visund has a considerable remaining resource potential,” says vice president for exploration May-Liss Hauknes.
– Området sør for Visund har et betydelig gjenværende ressurspotensial.
“The oil and gas discovery in Pan is therefore important for further exploration and development of this area.”
Funnet av gass og olje i Pan er derfor viktig for videre utforsking og utvikling av dette området, sier letesjef May-Liss Hauknes.
The well confirmed oil and gas in the Brent group.
Brønnen påviste olje og gass i Brent-gruppen.
A 35 metre gas column was confirmed above a 25 metre oil column.
Det ble påvist en 35 meters gasskolonne over en 25 meters oljekolonne.
Extensive data gathering and sampling have been carried out.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Sidetrack well 34/8-14 A will now be drilled to the Pandora segment to delineate the find to the north and to improve the evaluation of the resource potential.
Det skal nå bores et sidesteg, 34/8-14 A, til Pandora-segmentet for avgrensning av funnet mot nord og for bedre vurdering av ressurspotensialet.
The well is the 13th exploration well in production licence 120, which was awarded in the ninth licensing round in 1985.
Brønnen er den 13. undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 120, som ble tildelt i 9. konsesjonsrunde i 1985.
The well was drilled to a vertical depth of 3077 metres below sea level and was completed in the lower Jurassic Drake formation.
Brønnen ble boret ned til et vertikalt dyp på 3077 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drake-formasjonen i nedre jura.
Water depth in the area is 292 metres.
Havdypet er 292 meter.