natgillin/translations-raw huggingface dataset:
StatoilHydro’s NCS ambition is underpinned by a robust portfolio of sanctioned projects and identified non-sanctioned development projects.
StatoilHydros ambisjon for norsk sokkel underbygges av en robust portefølje med besluttede prosjekter og mange identifiserte, men fortsatt ikke besluttede utbyggingsprosjekter.
The company is also pursuing a promising set of Improved Oil Recovery (IOR) efforts that contribute to fighting decline in mature areas.
Selskapet forfølger også en rekke lovende tiltak for økt oljeutvinning (IOR) som skal bidra til å motvirke produksjonsfall i modne områder.
Growing the resource base Exploration activity remains at a high level.
Øker ressursbasen Leteaktiviteten videreføres på et høyt nivå.
So far in 2009 StatoilHydro has completed 24 wells and made 19 discoveries on the NCS, representing a success rate of close to 80%.
Hittil i 2009 har StatoilHydro fullført 24 brønner og gjort 19 funn på norsk sokkel, noe som tilsvarer en funnrate på nesten 80 prosent.
“The 2008 resource account shows a growth in discovered resources to about 22 billion barrels of oil equivalent (boe).
– Ressursregnskapet for 2008 viser at oppdagede ressurser har økt til omkring 22 milliarder fat oljeekvivalenter (foe).
This represents 32 years of production at current level, “ says Chief Financial Officer Eldar Sætre.
Dette utgjør 32 års produksjon på dagens nivå, sier konserndirektør for finans og økonomi, Eldar Sætre.
“Approximately 50% of the resources are on the NCS.
– Omkring 50 prosent av ressursene er på norsk sokkel.
This clearly supports our ambition to maintain NCS production at current level and grow our production outside Norway,” Mr Sætre underlines.
Dette gir en sterk støtte til vår ambisjon om å opprettholde produksjonen på norsk sokkel på dagens nivå og øke produksjonen vår utenfor Norge, understreker Sætre.
Attacking costs StatoilHydro's equity production guiding for 2009 and 2012 remains firm at 1.95 million boe/d and 2.2 million boe/d respectively.
Kostnadsreduksjon StatoilHydros anslåtte egenproduksjon for 2009 og 2012 ligger fast på henholdsvis 1,95 millioner foe/d og 2,2 millioner foe/d.
StatoilHydro is on track with realising the merger synergies.
StatoilHydro er i rute i forhold til å realisere synergieffektene fra fusjonen.
As a result of continuous focus on driving operational improvements and increasing efficiency throughout the organisation, the estimate for annual merger synergies is raised from NOK 6 billion to NOK 7 billion.
Som følge av kontinuerlig fokus på forbedringer i driften og økt effektivitet i hele organisasjonen, er anslaget for årlige synergieffekter som følge av fusjonen økt fra 6 milliarder kroner til 7 milliarder kroner.
Further cost reductions for 2009 and 2010 are also being targeted.
Det tas også sikte på ytterligere kostnadsreduksjoner for 2009 og 2010.
Technology Edge The Snøhvit development is completely subsea and is connected to shore through the world’s longest multiphase pipeline.
Ledende teknologi Snøhvit er bygd ut med et rent havbunnsanlegg som er koblet til land gjennom verdens lengste flerfaserørledning.
“StatoilHydro is a world-leader in innovative integrated subsea field development, subsea processing and long range multiphase transport of hydrocarbons.
– StatoilHydro er en verdensleder innen innovativ integrert havbunnsutbygging, havbunnsprosessering og flerfasetransport av hydrokarboner over lange strekninger.
We are now in a unique position to leverage our experience towards future subsea and arctic developments,” says Margareth Øvrum, executive vice president, Technology and New Energy.
Vi er i en unik posisjon til å utnytte vår erfaring i framtidige utbyggingsprosjekter på havbunnen og i arktiske strøk, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi og ny energi.
“This experience coupled with a technology edge makes StatoilHydro able to extend current production and develop new production from fields that earlier were considered impossible.
– Denne erfaringen sammen med ledende teknologi gjør at StatoilHydro kan øke dagens produksjon og utvikle ny produksjon fra felt som tidligere ble sett på som umulige.
Through technological developments, we are redefining the limits of recoverable resources and continuously improving our recovery rates,” Mrs Øvrum says.
Gjennom teknologisk utvikling utfordrer vi grensene for utvinnbare ressurser og utvinningsgraden forbedres kontinuerlig, sier Øvrum.
Snøhvit's LNG plant on Melkøya near Hammerfest.
LNG-anlegget til Snøhvit på Melkøya.
Following this, the share saving plan has 4,758,301 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 4.758.301 aksjer.
Head of the facility, Kjell Petter Aanes (centre), is the guide.
Mongstad-direktør Kjell Petter Aanes (midten) viser kongeparet rundt.
Norway’s King Harald and Queen Sonja.(Photo: Helge Hansen)
(Foto: Helge Hansen)
The visit is part of the programme for the royal couple’s three-day round trip in the county of Hordaland.
Besøket er en del av programmet for kongeparets tre-dagers rundtur i Hordaland.
He guided them around the facility.
Han sto for omvisningen ved anleggene.
During their visit the royal couple were briefed about the current work on the Technology Centre Mongstad (TCM).
Kongeparet fikk i løpet av omvisningen orientering om arbeidet som pågår rundt Teknologisenter Mongstad.
They were also able to take a closer look at the site allocated to the large-scale centre for carbon capture and storage.
De fikk også anledning til å se nærmere på arealet som er satt av til storskala-anlegget for CO2-fangst og –lagring.
The one-hour visit included a guided tour of the refinery’s control room.
Det timelange besøket omfattet omvisning i raffineriets kontrollrom.
The group visiting the facility also included the chief administrative officer of Hordaland county Svein Alsaker, mayor of Lindås municipality Astrid Aarhus Byrknes and mayor of Austrheim municipality Ole Lysø.
Med i følget som besøkte anleggene var også fylkesmann i Hordaland Svein Alsaker, ordfører i Lindås Astrid Aarhus Byrknes og ordfører i Austrheim Ole Lysø.
King Harald (left) and Queen Sonja (right) are given a guided tour of StatoilHydro’s facility at Mongstad.
Kong Harald (venstre) og dronning Sonja (høyre) får omvisning ved StatoilHydros anlegg på Mongstad.
Lill-Heidi Bakkerud and Morten Svaan were re-elected as employee representatives.
Lill-Heidi Bakkerud og Morten Svaan ble gjenvalgt som ansatt-representanter i styret.
All three have been elected to serve for two years.
Valgene gjelder for en periode på to år.
Wells 34/8-13 A and 34/8-13 S are the 23rd and 24th exploration wells respectively in PL 120, which was awarded in the 10A licensing round in 1985.
Brønnene 34/8-13 A og 34/8-13 S er henholdsvis 23. og 24. letebrønn i utvinningstillatelse 120, som ble tildelt i konsesjonsrunde 10-A i 1985.
Well 13 A was drilled to a vertical depth of 3,108 metres below sea level and terminated in the Statfjord formation.
Brønn 13 A ble boret ned til et vertikalt dyp på 3108 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Statfjord-formasjonen.
Well 13 S was drilled to a vertical depth of 3,258 metres below sea level and terminated in the Hegre group.
Brønn 13 S ble boret til et vertikalt dyp på 3258 meter underhavoverflaten og avsluttet i Hegre-gruppen.
A tie-in to Visund will be assessed.
Funnet vil bli vurdert utbygd mot Visund.
“Although it’s only a small find, the volumes proven could be very significant for realising a Visund North development,” explains Visund operations head Tom Karsten Gustavsen.
– Selv om dette kun er et lite funn, kan volumene som er påvist ha stor betydning i forhold til realisering av feltutviklingsprosjektet for Visund Nord, sier produksjonsdirektør Tom Karsten Gustavsen i Visund.
While 13 A found a small oil column in Upper Jurassic sands, the underlying Brent group proved to be an aquifer.
I brønn 13 A ble det påviste en mindre oljekolonne i sandstein av øvre jura alder, mens den underliggende Brent-gruppen var vannfylt.
Well 13 S, drilled 2.7 kilometres to the south-east, found oil in the Brent group.
Brønn 13 S ble boret 2,7 km lenger sørøst, og påtraff olje i Brent-gruppen.
The oil zones in the two wells are likely to be in communication, and both have been subject to extensive data gathering and coring.
Det er trolig kommunikasjon mellom oljesonene i de to brønnene, og i begge er det utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
“This find is the result of good collaboration between the Visund production team and our exploration specialists,” says Tom Dreyer, head of infrastructure-led exploration in the North Sea.
– Funnet er et resultat av godt samarbeid mellom Visunds produksjonsmiljø og letemiljøet i StatoilHydro, sier Tom Dreyer, leder for selskapets feltnære leting i Nordsjøen.
The water depth in the area is 381 metres.
Havdypet i området er om lag 381 meter.
Both wells have now been permanently plugged and abandoned.
Brønnene blir nå permanent plugget og forlatt.
Operator StatoilHydro has 59.06% of production licence 120, where its partners are Petoro with 16.94%, ConocoPhillips 13% and Total E&P Norge 11%.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 120 er StatoilHydro (operatør, 59,06 prosent), Petoro (16,94 prosent), ConocoPhillips (13 prosent) og Total E&P Norge (11 prosent).
The wells were drilled from Scarabeo 5, which has moved to PL 199 for a workover of production well 6406/2-S-4 H. (Photo: Trond Sigvaldsen)
(Foto: Trond Sigvaldsen)
The NTNU is one of eight research institutions in the Akademia research programme.
NTNU er én av åtte forskningsinstitusjoner i forskningsprogrammet Akademia.
(Photo: Gorm Kallestad / SCANPIX)
(Foto: Gorm Kallestad / SCANPIX)
"With these agreements the group wishes to encourage innovation and research-based education in strategically important areas of expertise in the field of energy," says Margaret Øvrum, executive vice president for Technology & New Energy.
– Selskapet ønsker med disse avtalene å stimulere til innovasjon og forskningsbasert utdanning innen strategisk viktige fag- og kompetanseområder innenfor energi, sier konserndirektør for Teknologi og ny energi Margareth Øvrum.
The Akademia agreements are covered by the group's research budget.
Akademiaavtalene dekkes over selskapets forskningsbudsjett.
Executive vice president Margaret Øvrum represented StatoilHydro in Bergen when the agreement with NTNU was signed.
Konserndirektør Margareth Øvrum representerte StatoilHydro fra Bergen under signeringen av avtale med NTNU.
She is pictured here with Reidar Helland (centre), head of petroleum technology at Gullfaks and Birgitte Schilling (left), vice president for StatoilHydro's research centre in Bergen.
Her med Reidar Helland (midten), leder for petroleumsteknologi på Gullfaks og Birgitte Schilling (venstre) som er direktør for forskningssenteret til StatoilHydro i Bergen.
Virtual signing of university agreement The largest single agreement, worth nearly NOK 20 million over five years, was concluded with the Norwegian University of Science and Technology in Trondheim (NTNU) on Wednesday 24 June.
Virtuell signering av universitetsavtale Den største enkeltavtalen på nær 20 millioner norske kroner over fem år, ble inngått med Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU) i Trondheim onsdag 24. juni.
The NTNU is a key supplier of prominent research and future employees of StatoilHydro.
NTNU er en viktig leverandør av fremragende forskning og fremtidig arbeidskraft for StatoilHydro.
The agreement was signed virtually via a big screen, SmartBoard and two collaboration rooms with high-tech equipment.
Avtalen ble signert virtuelt ved hjelp av storskjerm, SmartBoard og to samarbeidsrom med høyteknologisk utstyr.
Rector Torbjørn Digernes sat in a new virtual reality lab at the NTNU in Trondheim, while Margaret Øvrum was in a corresponding room in Bergen signing the agreement electronically.
På NTNU i Trondheim satt rektor Torbjørn Digernes i et nytt virtual reality-laboratorium, mens Margareth Øvrum satt i et tilsvarende rom i selskapets forskningssenter i Bergen og signerte avtalen elektronisk.
Strengthening education The NTNU's new virtual reality room, which StatoilHydro has supported, will improve the quality of petroleum education in line with industry needs.
Styrker utdanningen Det nye VR-rommet på NTNU, som StatoilHydro har støttet, skal styrke kvaliteten i petroleumsutdanningen i tråd med industriens behov.
Students will be able to practise interdisciplinary collaboration here, gathering and processing real-time data and training in collaborative work practices between sea and land, across geographical and organisational boundaries.
Her skal studentene trene på tverrfaglig samarbeid, innhente og behandle sanntidsdata og øve på fremtidens samhandlingsformer mellom sjø og land på tvers av geografi og organisasjon.
This type of collaboration is becoming more and more usual in the oil and gas industry.
En samarbeidsform som blir mer og mer vanlig i olje- og gassindustrien.
Aims to encourage long-term research and education.
Skal stimulere til langsiktig forskning- og utdanning.
Has a budget of NOK 95 million for 2009.
Har et budsjett på 95 millioner norske kroner i 2009.
Eight five-year bilateral collaboration agreements with the following Norwegian research and educational institutions: the universities of Oslo, Bergen, Stavanger and Tromsø, the NTNU, the Norwegian School of Economics and Business Administration in Bergen, Simula and Vista.
Åtte femårige bilaterale samarbeidsavtaler med de norske forsknings- og utdanningsinstitusjonene Universitetet i Oslo, Universitetet i Bergen, Universitetet i Stavanger, Universitetet i Tromsø, Norges Teknisk Naturvitenskaplige Universitet i Trondheim, Norges handelshøyskole, Simula og VISTA.
Basic scientific research through the Norwegian Academy of Science and Letters (Vista).
Grunnforskning gjennom Vitenskapsakademiet (VISTA).
Embraces support for professorships and research and doctoral scholarships.
Omfatter støtte til gaveprofessorat, forskerstipend og doktorgradsstipend.
Financial support for student activities such as scholarship and tuition initiatives.
Økonomisk støtte til studentaktiviteter som stipend og undervisningstiltak.
The agreements are to encourage cross-cutting collaboration among academic institutions in Norway and internationally.
Avtalene skal stimulere til samarbeid på tvers av de akademiske institusjonene både i Norge og internasjonalt.
Svalex (part of the NTNU agreement): field trip to Svalbard with 90 PhD and master degree candidates from five Norwegian universities.
Svalex (under NTNU-avtalen): feltekspedisjon til Svalbard med 90 master og PHd kandidater fra fem norske universitet.
Installing umbilicals, risers, and connection and protection structures, and making more than 60 connections, are just some of the other jobs to be done.
I tillegg skal det installeres kontrollkabler, stigerør, koblingsstrukturer, beskyttelsesstrukturer og gjennomføres mer en 60 koblinger – for å nevne noe.
Ensuring that 30 vessels, including two rigs, can work in a relatively confined area without having to wait on each other calls for detailed planning and good communication.
Og når 30 fartøy, blant dem to borerigger, skal jobbe på et relativt avgrenset område uten å måtte vente på hverandre krever det grundig planlegging og god kommunikasjon underveis.
“We have meetings with all the vessels on Gjøa every day, and have planned this for six months,” says Mr Midttun.
– Vi har møter med alle fartøyene som er på Gjøa-feltet hver dag, og vi har planlagt dette i halvannet år, sier Midttun.
A representative from the Vega project also attends the daily meetings to ensure that those involved have a full overview of what has been and is due to be done.
En representant fra Vega-prosjektet er også med på de daglige møtene.
Bjørn Midttun is heading work with subsea installations, pipelines and marine operations on Gjøa for StatoilHydro.
Bjørn Midttun leder arbeidet med undervannsinstallasjoner, rørledninger og marine operasjoner på Gjøa-feltet for StatoilHydro.
Applications are invited for 32 blocks in the Norwegian Sea, covering both deepwater areas and acreage around Statoil’s Norne field closer to land.
Disse omfatter både dypvannsområder og blokker rundt det Statoil-opererte Norne-feltet nærmere land.
Statoil has concluded a long-term regional collaboration with Shell and Enterprise Oil.
Statoil har inngått et langsiktig områdesamarbeid med Shell og Enterprise Oil.
Together, these partners possess substantial expertise in exploration, developing deepwater fields and the use of subsea installations.
Samlet besitter selskapene betydelig kompetanse innen leting, utbygging av dypvannsfelt og bruk av havbunnsutstyr.
They also have experience from large and complex field developments which also embrace pipeline and other transport solutions.
Selskapene har også erfaring fra store og komplekse feltutbygginger som også omfatter rør- og transportløsninger.
Their understanding of the gas market is considerable, and they have displayed an ability and willingness to pursue gas-based industrial development.
Selskapene har dessuten betydelig gassmarkedinnsikt, og de har vist evne og vilje til langsiktig gassbasert industriell utvikling.
The three partners will be collaborating over relevant deepwater blocks in the 17th round.
I forbindelse med 17. runde skal de samarbeide om aktuelle dypvannsblokker.
Statoil has recommended that the government should not put the Nordland VI fishing grounds off Lofoten in northern Norway on offer until the terms for petroleum operations are clarified.
Tidligere har Statoil anbefalt overfor myndighetene at de fiskerisensitive områdene utenfor Lofoten – Nordland VI – ikke bør lyses ut før rammebetingelsene for petroleumsvirksomheten er avklart.
This area has been excluded from the 17th round.
Dette området er heller ikke blitt lyst ut.
“We believe a good dialogue is important,” says Mr Høgseth.
"Vi mener det er viktig med en god dialog mellom partene.
See the press release from the Ministry of Petroleum and Energy.
Se Olje og energidepartementets pressemelding.
Blocks on offer in Norway’s 17th offshore licensing round were presented by the Ministry of Petroleum and Energy today, 13 December.
Olje- og energidepartementet offentliggjorde i dag, 13. desember, hvilke blokker som er lyst ut i forbindelse med 17. konsesjonsrunde på norsk sokkel.
StatoilHydro participates in the project with one thirds of the capacity.
StatoilHydro deltar i prosjektet med en tredel av kapasiteten.
Initially, Aldbrough will provide around 60 million cubic metres (mcm) of capacity in two caverns.
I første omgang vil Aldbrough bidra med en total kapasitet på 60 millioner kubikkmeter i to kaverner.
This will be the first new gas storage capacity in the UK for four years.
Dette blir den første nye gasslagringskapasiteten i Storbritannia på fire år.
“The UK is Europe's biggest gas market and lies close to our core area for gas production.
– Storbritannia er Europas største gassmarked og ligger nær vårt kjerneområde for gassproduksjon.
We are a committed gas supplier and continuously work to improve and optimise our supplies to customers and the market.
Vi er en dedikert gassleverandør og jobber kontinuerlig for å forbedre og optimalisere leveransene til kundene og i markedet.
In this context, the start up of Aldbrough is a key event for creating value,” said Torgrim Reitan, senior vice president for trading and operations in StatoilHydro's Natural Gas business area.
I denne sammenhengen markerer oppstarten ved Aldbrough også en milepæl for å sikre ytterligere verdiskaping, sier Torgrim Reitan, StatoilHydros direktør for Trading and operations i Naturgass.
Reitan underlines that the UK is a very important market for StatoilHydro.
Reitan understreker at Storbritannia er et veldig viktig marked for StatoilHydro.
StatoilHydro is a major shipper in all gas pipelines from the Norwegian Continental Shelf to the UK (Langeled, Vesterled and Tampen Link).
StatoilHydro er en viktig skiper av gass fra norsk sokkel til Storbritannia via gassrørledningene Langeled, Vesterled og Tampen Link.
When fully commissioned, currently expected to be in 2012, Aldbrough will have the capacity to store up to 370 mcm in nine underground caverns and will be the largest onshore gas storage facility in the UK.
Når Aldbrough kommer i full drift, noe som er forventet å skje i 2012, vil anlegget ha kapasitet til å lagre inntil 370 millioner kubikkmeter gass i ni underjordiske kaverner, og vil bli det største landbaserte gasslagringsanlegget i Storbritannia.
To form gas storage caverns, salt deposits around 2 km under ground are leached out by seawater, which, in turn, is replaced by gas under pressure.
For å danne kavernene blir saltavsetninger 2 km under bakken vasket ut ved bruk av sjøvann og erstattet med gass under trykk.
In addition to marketing its own gas, StatoilHydro markets gas volumes on behalf of Petoro which manages the Norwegian State’s direct financial interest (SDFI) on the Norwegian Continental Shelf.
I tillegg til å markedsføre sin egen gass, markedsfører StatoilHydro også gassvolumer på vegne av Petoro som forvalter Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) på norsk sokkel.
Aldbrough Gas Storage
Aldbrough gasslager
Torgrim Reitan, senior vice president for trading and operations in StatoilHydro's Natural Gas business area.
Torgrim Reitan, StatoilHydro-direktør for Trading and operations i Naturgass.
A Finnish national, Mr Rantaniitty lives in Skudeneshavn north of Stavanger.
Rantaniitty er finsk statsborger bosatt i Skudeneshavn i Rogaland.
Mr Rantaniitty has worked for ABB since 1990 and is described as an experienced offshore worker.
Han betegnes som en erfaren offshorearbeider.
Pertti Rantaniitty (50) is still missing from Sleipner A in the North Sea.
Pertti Rantaniitty (50) er fortsatt savnet fra sin arbeidsplass på Sleipner A-plattformen i Nordsjøen.
The key suppliers for KEP2010 are:
De viktigste leverandørene i KEP2010 er:
MW Kellogg Limited
MW Kellogg Limited
Aibel AS
Aibel AS
ABB AS
ABB AS
Fabricom AS
Fabricom AS
Veidekke AS
Veidekke AS
Hima Sella Limited
Hima Sella Limited
Moss Varmeteknikk AS
Moss Varmeteknikk AS
BIS Indistrier AS
BIS Indistrier AS
Kårstø processing plant north of Stavanger has a key role in transporting and processing gas and condensate (light oil) from major areas of the Norwegian continental shelf.
Kårstø prosesseringsanlegg i Nord-Rogaland spiller en nøkkelrolle når det gjelder transport og behandling av gass og kondensat (lettolje) fra viktige områder på norsk kontinentalsokkel.
StatoilHydro is the technical service provider for Kårstø.
StatoilHydro har ansvaret for den tekniske driften ved Kårstø.
Kårstø upgrading Kårstø expansion project 2010 (KEP2010) is a collective term that includes several projects involved in upgrading Kårstø to meet future safety and reliability requirements.
Oppgradering på Kårstø Kårstø ekspansjonsprosjekt 2010 (KEP2010) er en samlebetegnelse på flere prosjekter som skal oppgradere Kårstø for å møte framtidens krav til sikkerhet og pålitelighet.
"This is a very important project that will help make the plant more robust.
– Dette er et svært viktig prosjekt som vil bidra til å robustgjøre anlegget.
Kårstø is a key component of Norway's gas machine and helps make the StatoilHydro group a stable and reliable gas supplier every day, all year," says Kjetil Ohm, senior vice president for processing and transportat in Natural Gas.
Kårstø er en svært sentral komponent i Norges gassmaskin, og bidrar til at StatoilHydro konsernet hver dag kan være en stabil og pålitelig leverandør av gass til Europa, sier Kjetil Ohm, direktør for Prosessering og transport i Naturgass.
High activity levels Construction manpower levels are peaking right now.
Høyt aktivitetsnivå Bemanningen på byggesiden er nå på topp.
Some 300 employees are directly involved in the plant construction.
Omtrent 300 medarbeidere er involvert direkte i bygging i anlegget.
They must interact safely and effectively with some 400 employees involved in operations, maintenance and modifications.
Disse skal samhandle med rundt 400 medarbeidere som er opptatt med drift, vedlikehold og modifikasjoner på en sikker og effektiv måte.
A total of 1,000,000 direct man-hours have been spent on the project so far.
Totalt er det brukt over 1.000.000 direkte timer i prosjektet til nå.