natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“The Gamma volumes may be important to the Åsgard gas production, and possible development solutions will be considered,” says Mr Birkeland.
– Volumene i Gamma kan bli viktig for gassproduksjonen fra Åsgard, og mulige utbyggingsløsninger vil nå bli vurdert, sier Birkeland.
The exploration well was drilled to a total depth of 2,508 metres below sea level, and concluded in rocks of middle Jurassic age.
Letebrønnen ble boret til et totalt dyp på 2508 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av tidlig jura alder.
Extensive data gathering Formation testing of the well has not been performed, but extensive data gathering and sampling have been carried out.
Omfattende datainnsamling Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The semi-submersible drilling rig, Ocean Vanguard, has drilled in the Gamma prospect.
Den halvt nedsenkbare boreriggen "Ocean Vanguard" har boret på Gamma-prospektet.
The well will be plugged and abandoned, and the rig will continue to the Alve find in the Norwegian Sea to drill an exploration well.
Brønnen blir plugget og forlatt, og riggen fortsetter til Alve-funnet i Norskehavet der den skal bore en letebrønn.
The licensees of production licence 312, in which drilling of exploration well 6407/6-6 in the Gamma prospect has been concluded are: StatoilHydro ASA (operator) (59%), ExxonMobil Production Norway Inc (24%) and ENI Norge AS (17%).
Rettighetshavere for utvinningstillatelse 312, der boringen av letebrønn 6407/6-6 på Gamma-prospektet er avsluttet: StatoilHydro ASA (operatør) (59 prosent), ExxonMobil Production Norway Inc (24) og ENI Norge AS (17).
Rich gas was proven in the Fangst group of middle Jurassic age.
Brønnen påviste våt gass i Fangst-gruppen som er av midtre jura alder.
Portia is the fifteenth discovery that the operator BP has drilled in Block 31.
Portia er det 15. oljefunnet operatøren BP har gjort i blokk 31.
The Well is located approximately 7 kilometres to the north of the Titania discovery and 10.5km south-west of the Plutao Field.
Brønnen er boret omkring sju kilometer nord for Titania-funnet og 10,5 kilometer sør for Plutao-feltet.
This is the fourth discovery in Block 31 where the exploration well has been drilled through salt to access the oil bearing sandstone reservoir beneath.
Dette er det fjerde oljefunnet i blokk 31 hvor letebrønnen har blitt boret gjennom saltlag for å komme til det oljebærende sandsteinsreservoaret.
Partners in Block 31: Sonangol is the concessionaire.
Rettighetshavere på blokk 31: Det angolanske statsoljeselskapet Sonangol er konsesjonær.
BP (operator) (26.67%), StatoilHydro (13.33), ExxonMobil (25%), Sonangol (20%), Marathon (10%) and Tepa (a subsidiary of the Total Group) (5%).
BP (operatør) (26,67 prosent), ExxonMobil (25), Sonangol (20), StatoilHydro (13,33), Marathon (10) og TEPA (datterselskap av Total) (5).
The Explorer drill ship (Photo: Transocean)
Boreskipet "Explorer" (Foto: Transocean)
The contract will be formally signed between Gaz de France Norge and IKM Gruppen AS.
Kontrakten signeres og inngås formelt mellom Gaz de France Norge og IKM Gruppen AS.
Under the contract 55 contractors will be hired for the operating organisations in Stavanger, Florø and for the Gjøa platform offshore.
Kontrakten omfatter innleie til 55 stillinger i driftsorganisasjonene i Stavanger, Florø og offshore på Gjøa-plattformen.
IKM will also deliver engineering services in Florø, and as require.
IKM skal også levere verkstedtjenester i Florø samt ingeniørtjenester etter behov.
"Gaz de France Norge looks forward to establishing and developing an effective operating organisation for the Gjøa field in collaboration with IKM Gruppen," says Kjell Ola Jørgensen, Gjøa operations manager for Gaz de France Norge.
– Gaz de France Norge ser frem til å etablere og utvikle en effektiv driftsorganisasjon for Gjøa-feltet i samarbeid med IKM Gruppen, uttaler Kjell Ola Jørgensen, operasjonssjef for Gjøa for Gaz de France Norge.
The partners in the Gjøa licence are: StatoilHydro (operator in the development phase) 20 %, Gaz de France Norge (operator in the operating phase) 30 %, Petoro 30 %, Shell 12 % and RWE Dea 8 %.
Partnere i Gjøa lisensen er: StatoilHydro (operatør i utviklingsfasen) 20 (prosent), Gaz de France Norge (operatør i driftsfasen) (30), Petoro (30), Shell (12) og RWE Dea (8).
The signing took place at a special event organised by TERI (The Energy and Resources Institute) and the Norwegian Embassy prior to the Delhi Sustainable Development Summit (DSDS) in New Delhi, 7-9 February.
Avtalen ble signert under et arrangement i regi av TERI (The Energy and Resources Institute) og den norske ambassaden før konferansen Delhi Sustainable Development Summit (DSDS), som holdes i New Delhi fra 7. til 9. februar.
Norway’s Prime Minister Jens Stoltenberg and Nobel Peace Prize winner Dr Rajendra Pachauri was also present at the signing.
Statsminister Jens Stoltenberg og fjorårets vinner av Nobels fredspris, dr. Rajendra Pachauri, var også til stede under signeringen.
“The agreement is an excellent start for developing environmental projects and technology transfers,” says Mrs Bech Gjørv.
– Dette arrangementet er en utmerket start på utviklingen av miljøprosjekter og erfaringsoverføring innen teknologi, sier Bech Gjørv.
“India’s energy sector is growing fast and we’re excited to contribute with our CCS and CDM competence in the cooperation with ONGC,” she says.
– Indias energisektor er i rask utvikling, og vi er svært glade for å kunne bidra med vår ekspertise på CO2-fangst og –lagring, i tillegg til grønne utviklingsmekanismer, i samarbeidet med ONGC, sier hun.
The two companies have agreed to jointly screen possibilities for developing CCS and CDM projects within ONGC’s operations in India.
De to selskapene er blitt enige om i fellesskap å undersøkelse mulighetene for utvikling av disse to prosjektene innenfor ONGCs virksomhet i India.
The cooperation could result in CO2 emissions reduction projects as well as the promotion of energy efficiency and growing use of renewable energy under the mechanisms of the Kyoto Protocol.
Samarbeidet kan føre til at det blir etablert prosjekter for reduksjon av CO2-utslipp og energieffektivisering, i tillegg til økt bruk av fornybar energi, i henhold til mekanismene i Kyoto-protokollen.
The DSDS is an annual event that has matured into India’s most important gathering of international leaders concerned with global sustainable development.
DSDS er et årlig arrangement som har utviklet seg til å bli Indias viktigste samlingspunkt for internasjonale ledere som er opptatt av en bærekraftig utvikling på verdensbasis.
This year’s conference attracted the prime ministers of India, Norway, Denmark and Finland, as well as numerous ministers and government officials from several countries.
Årets konferanse tiltrakk seg statsministere fra India, Norge, Danmark og Finland, i tillegg til en rekke ministere og myndighetsrepresentanter fra flere land.
From left: Mr N K Mitra, Norway's Prime Minister Jens Stoltenberg, Mr A K Hazarika, Nobel Peace Prize winner Dr Rajendra Pachauri, Mrs Alexandra Bech Gjørv and Mr Michel Myhre-Nielsen.
Fra venstre: N K Mitra, statsminister Jens Stoltenberg, A K Hazarika, dr. Rajendra Pachauri, Alexandra Bech Gjørv og Michel Myhre-Nielsen.
The area is considered a frontier area with no production or infrastructure as of today.
Området anses som et lite utforsket område, uten produksjon eller infrastruktur i dag.
The Chukchi Sea is located offshore Alaska northwest of Prudhoe Bay.
Chukchi-havet ligger utenfor Alaska nordvest for Prudhoe Bay.
Bill Maloney (Photo: Harald Pettersen)
Bill Maloney (Foto: Harald Pettersen)
“This lease sale is another step for the company’s future growth.
– Lisenstildelingen er et steg videre for selskapets fremtidige vekst.
We will use our experience and competence from 30 years of oil and gas operations in harsh environments on the Norwegian continental shelf on the awarded leases,” says Bill Maloney, senior vice president for Global Exploration in StatoilHydro.
Vi skal bruke vår erfaring og kompetanse fra 30 år med olje- og gassvirksomhet i værharde områder på norsk sokkel i det videre arbeidet på de tildelte blokkene, sier Bill Maloney, direktør for Global letevirksomhet i StatoilHydro.
The leases are located 60 kilometres north of the Burger gas discovery in the Chukchi Sea and constitute interesting prospects.
De tildelte blokkene ligger 60 kilometer nord for gassfunnet Burger i Chukchi-havet og utgjør interessante prospekter.
“We are looking forward to further explore these new opportunities in Alaska,” Maloney adds.
– Vi ser fram til å jobbe videre med disse nye mulighetene vi nå har fått i Alaska, tilføyer Maloney.
StatoilHydro already holds important positions offshore Norway, Russia and Canada in harsh environments, and the results of the Chukchi Sea Lease Sale emphasises the company’s strategic ambitions, our confidence and experience from working in Arctic waters.
StatoilHydro har allerede viktige posisjoner i værharde områder utenfor kysten av Norge, Russland og Canada og resultatene av lisenstildelingen i Chukchi-havet understreker selskapets strategiske ambisjoner og erfaring fra arbeid i arktiske farvann.
The Chukchi Sea Lease Sale area comprised 5354 blocks of 5609 acres in water depths from 20 to 80 meters.
Lisensrunden i Chukchi-havet omfatter 5354 blokker med en blokkstørrelse på bare 22,7 kvadratkilometer, på havdyp på mellom 20 til 80 meter.
Lease sale 193 was conducted by the Minerals Management Service (MMS).
Lisensrunde 193 er gjennomført av Minerals Management Service (MMS).
A total of seven companies participated in the sale.
Til sammen sju selskaper deltok i budrunden.
StatoilHydro's winning bids are subject to review and final approval by the MMS.
StatoilHydros bud krever endelig godkjennelse fra MMS.
This may take up to 90 days.
Dette kan ta opp mot 90 dager.
Investor relations Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations, +1 203 978 6950
Investor relations Geir Bjørnstad, direktør, investor relations, USA, +1 203 978 6950
Morten Sven Johannessen, Investor relations, +47 51 99 42 01
Morten Sven Johannessen, Investor relations, +47 51 99 42 01
This is the first lease sale in the Chukchi Sea since 1991.
Dette er første lisensrunde i Chukchi-havet siden 1991.
Researchers believe that large-scale methanol factories are the future solution for gas produced in areas lacking the necessary infrastructure.
Forskere tror at storskala metanolfabrikk blir løsningen for gass som produseres i områder uten infrastruktur i framtiden.
Currently, large volumes of gas are flared off.
I dag blir store mengder gass brent.
The results from the operation of the demonstration plant will prove whether or not the technology can be used at a large plant, so that the gas can be put to use.
Resultatene fra driften av demonstrasjonsenheten vil vise om teknologien kan brukes på et stort anlegg, slik at gassen kan komme til nytte.
“If the demonstration plant performs well, Lurgi may build a large scale plant in two to four years,” says Uwe Finck, engineer in Lurgi.
"Om driften av demonstrasjonsanlegget går bra, kan Lurgi bygge et storskala anlegg om to til fire år," sier Uwe Finck, diplomingeniør i Lurgi.
He is at Tjeldbergodden to assist in the start up of the plant.
Han er på Tjeldbergodden for å hjelpe til med å få innretningen i produksjon.
In the next few days the unit will be tested for leaks.
De nærmeste dagene testes anlegget for lekkasjer.
In addition, the electrical system will be checked thoroughly.
Det elektriske systemet sjekkes dessuten grundig.
When the plant comes on stream, the objective is to achieve a yield of 70 per cent propylene from the methanol.
Når anlegget kommer i drift, er målet at det skal oppnå et utbytte på 70 prosent propen fra metanol.
The first MTP facility in the world that converts methanol into propylene, a raw material for plastics production, is currently being tested at Statoil’s industrial plant at Tjeldbergodden in mid-Norway.
Det første anlegget i verden som omdanner metanol til plastråstoffet propen gjennom MTP-teknologi (methanol to propylene), testes på Statoils industrianlegg på Tjeldbergodden.
"We are very pleased with the award, which gives us new important exploration acreage close to existing SH-operated infrastructure offshore," says Tim Dodson, head of explorations on the Norwegian continental shelf.
– Vi er godt fornøyd med tildelingen, som gir oss viktig nytt leteareal nær den eksisterende infrastrukturen vi opererer på sokkelen, sier Tim Dodson, letesjef for Norsk sokkel.
The Norwegian government discussed the proposal for awards in the APA 2007 licensing round on 8 February.
Regjeringen behandlet forslaget til tildelinger i forhåndsdefinerte områder 8. februar.
The offer submitted to the oil companies includes 52 production licences in areas already opened for petroleum activities, where fishery-related and environmental concerns have been addressed.
Tilbudet som er sendt ut til oljeselskapene omfatter 52 utvinningstillatelser i områder som allerede er åpnet for petroleumsvirksomhet, og der fiskeri- og miljøfaglige råd er fulgt.
24 of the production licences are awarded in the North Sea, 21 in the Norwegian Sea and seven in the Barents Sea.
Utvinningstillatelsene fordeler seg med 24 for Nordsjøen, 21 for Norskehavet og sju for Barentshavet.
StatoilHydro has been awarded interests in four production licences in each of these three ocean areas.
I hvert av de tre havområdene er StatoilHydro tildelt andeler i fire utvinningstillatelser.
"The new exploration acreage is aimed to help maintain StatoilHydro's production on the Norwegian continental shelf, ensuring that we can meet our ambition of producing some 1.5 million barrels of oil equivalent per day over the next ten years," Dodson says.
– Det nye letearealet vil etter planen kunne være med på å bidra til at vi kan opprettholde StatoilHydros produksjon på norsk sokkel, slik at vi klarer å innfri vår ambisjon om en produksjon på omkring 1,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag de neste ti årene, sier Dodson.
Among the production licenses that StatoilHydro is offered Dodson particularly draws attention to two licences in the Barents Sea located close to the Snøhvit field northwest of Hammerfest.
Av utvinningstillatelsene StatoilHydro tilbys, trekker letesjefen spesielt fram to lisenser i Barentshavet som befinner seg nær Snøhvit-feltet nordvest for Hammerfest.
StatoilHydro is the operator of licence 488 with a 33.53 percent interest, whereas Eni is the operator of licence 492, where StatoilHydro has a 40 percent interest.
I tillatelse 488 er StatoilHydro operatør og har en andel på 33,53 prosent, og i tillatelse 492 er Eni operatør, mens StatoilHydro har en andel på 40 prosent.
"The two licences are located close to areas where gas has been discovered.
– De to lisensene befinner seg nær områder der det tidligere er funnet gass.
Our goal is to find more gas that may be a valuable additional resource during the further development of Snøhvit," Dodson says.
Vårt mål er å påvise mer gass som kan bli en verdifull tilleggsressurs under videreutviklingen av Snøhvit, sier Dodson.
Tim Dodson (Photo: Harald Pettersen)
Tim Dodson (Foto: Harald Pettersen)
The pipeline will open a new corridor and market outlet for natural gas from the Caspian Sea and Middle East regions into Europe.
Rørledningen vil åpne en ny transportrute for naturgass fra Det kaspiske hav og områder i Midtøsten til Europa.
The 520-kilometre long pipeline will transport gas via Greece and Albania and across the Adriatic Sea to Italy’s southern Puglia region and further into Western Europe.
Den 520-kilometer lange rørledningen skal transportere gass fra Hellas og Albania, krysse Adriaterhavet til Puglia-regionen i Sør-Italia og videre til Vest-Europa.
TAP’s offshore length will measure about 115 kilometres.
Undervannsdelen av TAP blir om lag 115 kilometer lang.
In its upstream part TAP will interconnect with Greece's existing pipeline system that is linked further to the east with systems in Turkey.
TAP vil bli koblet til Hellas sitt nåværende rørledningssystem som igjen er koblet østover til systemer i Tyrkia.
The gas transport capacity of the pipeline will be around 10 billion cubic metres annually, with the option to expand to 20 billion cubic metres.
Årlig transportkapasiteten gjennom TAP blir på om lag 10 milliarder kubikkmeter, med muligheter for å utvide til 20 milliarder kubikkmeter.
TAP is expected to be operational at the earliest from 2011, depending on the gas shipment needs.
TAP ventes å komme i drift tidligst i 2011, avhengig av det gjeldende transportbehovet for gass.
Implementation of the TAP project is subject to a final investment decision planned for the second half of 2009.
Gjennomføringen av TAP prosjektet er avhengig av endelig investeringsbeslutning som er planlagt til andre halvdel av 2009.
EGL, which started the project, estimates it will cost 1.5 billion euros to build the pipeline.
EGL, som startet prosjektet, anslår at det vil koste 1,5 milliarder euro å bygge rørledningen.
The final cost will depend on several factors at the time of construction, such as international steel prices and other pipeline equipment-related costs.
De endelige kostnadene vil være avhengig av flere faktorer på byggetidspunktet, blant annet internasjonale stålpriser og andre kostnader knyttet til rørledningsutstyr.
TAP is supported by the European Union
EU støtter TAP-prosjektet i utviklingsfasen.
The TAP project is in its development phase supported by the European Union (EU) as a “Priority Project” under its Trans-European Energy Networks (TEN-E) guidelines, as it contributes to the EU’s objectives and policies aimed at diversification and security of gas supply.
Ettersom rørledningen bidrar til å øke forsyningssikkerheten til EU har TAP fått status som et "Prioritert prosjekt " i henhold til retningslinjene for Trans-European Energy Networks (TEN-E).
“We are pleased to join EGL in the effort of offering a new outlet for gas transported from Asia to Europe.
– Vi er svært fornøyd med å inngå i et samarbeid med EGL om å tilby en ny eksportrute for gass fra Asia til Europa.
We aim to add value to the TAP project by combining our market competence with a strong track-record in developing and building gas pipelines,” said Rune Bjørnson, Executive Vice President for Natural Gas in StatoilHydro.
StatoilHydros markedskompetanse og vår solide erfaring innen utbygging og drift av gassrørledninger er viktige bidrag for å øke verdien i TAP-prosjektet, sier Rune Bjørnson, direktør for Naturgass i StatoilHydro.
“Our joining of the TAP project should be viewed as a move to offer an attractive market outlet for the Shah Deniz gas to the European market,” said Mr Bjørnson.
– Vi går inn i TAP som et ledd i arbeidet med å kunne tilby en attraktiv eksportrute for Shah Deniz-gassen til det europeiske markedet, sier Bjørnson.
StatoilHydro is today the second largest supplier of gas to Europe.
StatoilHydro er i dag den nest største leverandøren av gass til Europa.
The group holds a 25.5 per cent stake in Shah Deniz, a major gas field in the Azeri part of the Caspian Sea.
Konsernet har en eierandel på 25,5 prosent i Shah Deniz, et stort gassfelt i aserbajdsjansk sektor av det Kaspiske Hav.
Recently, additional reserves were proven up to support the development of a second stage of the field.
Nylig ble det påvist tilleggsreserver som kan støtte utbyggingen av en fase to på feltet.
Opening the Eurasia gas corridor "TAP’s development is a natural consequence of EGL’s supply requirements, while it also matches Europe’s needs to diversify gas sources via the shortest route along a new Eurasian corridor,’’ said Joachim Conrad, EGL's Head of Gas Division and Member of the Executive Management.
– TAP-utbyggingen er et naturlig resultat av EGLs leveranseforpliktelser, samtidig som den også møter Europas behov for å diversifiere sine forsyningskilder for gass via den korteste ruten langs en ny eurasisk korridor, sier Joachim Conrad, direktør for EGLs gassvirksomhet.
EGL has expanded its natural gas procurement portfolio with long-term supply agreements for additional quantities from the Middle East in the amount of 5.5 billion cubic meters per year by 2011, thus enabling the company to make full use of its initial transportation capacity in TAP.
EGL har økt sin naturgassportefølje gjennom inngåelse av langsiktige leveranseavtaler fra Midtøsten på 5,5 milliarder kubikkmeter per år fra 2011.
TAP is currently in the front-end engineering stage.
TAP er nå i en forprosjektingsfase (front-end engineering design – FEED).
The feasibility study was concluded by EGL in March 2006.
EGL gjorde forundersøkelser i mars 2006.
Map Trans Adriatic Pipeline PDF 147 kB
Kart Trans Adriatic Pipeline PDF 146 kB
On 13 February Rune Bjørnson (left), Executive Vice President for Natural Gas in StatoilHydro, and Joachim Conrad, EGL's Head of Gas Division, signed an agreement to develop, build and operate the Trans Adriatic Pipeline (TAP).
Rune Bjørnson (til venstre), direktør for Naturgass i StatoilHydro, og Joachim Conrad, direktør for EGLs gassvirksomhet, signerte 13. februar avtalen om rørledningen Trans Adriatic Pipeline.
Statoil had intended to present a plan for development and operation of Kvitebjørn to the Norwegian authorities in June.
Meningen var at Statoil skulle levere Plan for utbygging og drift for Kvitebjørn til myndighetene i juni i år.
That timetable was closely related to the submission of the field to Norway's Gas Supply Committee (FU) as a candidate for delivering gas to continental Europe from 2003.
Det var nært knyttet til at feltet er blitt meldt inn til det norske Forsyningsutvalget (FU) som en kandidat for leveranser av gass til Europa fra 2003.
Plans call for the FU to make its recommendations to the Ministry of Petroleum and Energy on 20 March on which fields should supply gas to meet commitments under existing Norwegian sales contracts with European buyers.
Planen er at FU 20. mars skal legge fram sin anbefaling overfor Olje- og energidepartementet om hvilke felt som skal få levere gass for å oppfylle forpliktelser i eksisterende kontrakter med kjøpere på kontinentet.
The required volume totals six-eight billion cubic metres of gas annually from 1999.
I alt dreier det seg om leveranser av gassmengder på 6-8 milliarder kubikkmeter per år fra 1999.
This allocation round must also decide whether new discoveries will be allowed to deliver gas.
I denne allokeringsrunden må det også tas stilling til om nye felt skal få levere gass.
Postponing Kvitebjørn means that the field will not be considered for an allocation this time around.
På grunn av utsettelsen av Kvitebjørn blir ikke dette feltet vurdert i denne omgang.
More robust developments and available capacity in existing fields represent the most relevant candidates for additional gas deliveries from 2002, says Elisabeth Berge, who chairs the FU.
Mer robuste feltutbygginger og tilgjengelig kapasitet fra eksisterende felt er mest aktuelle kandidater for nye gassleveranser fra 2002, ifølge leder av FU, Elisabeth Berge.
Statoil plans to work on improving the profitability of a Kvitebjørn project.
Statoil vil nå bearbeide Kvitebjørn-prosjektet for å forbedre lønnsomheten.
That could make this field a strong candidate for Norway's next gas allocation round, which is expected next year.
Dermed kan prosjektet fremmes som en sterk kandidat i neste allokeringsrunde på norsk sokkel, som er ventet neste år.
Although Kvitebjørn has been postponed, sufficient gas will be available from Norwegian fields to support an active role for the country's gas sellers in the market, says Ms Berge.
Selv om Kvitebjørn blir utsatt, vil det fortsatt være gass tilgjengelig fra sokkelen slik at norske gasselgere kan være aktive i markedet, opplyser Berge.
And the need for gas has been reduced because European customers have failed to exercise a number of purchase options.
Dessuten er behovet for gass redusert etter at en del opsjoner for kjøp av gass ikke er blitt utøvd av kundene på kontinentet.
Development of Statoil's Kvitebjørn gas and condensate field has been postponed because it would be insufficiently profitable.
Utbyggingen av gass- og kondensatfeltet Kvitebjørn i Nordsjøen blir utsatt.