natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Since Oseberg began production on 1 December 1988, the Shetland Chalk formation has been just one of the structures the drill bit has passed on its way down to the Brent sandstone formations.
Siden produksjonen på Oseberg startet 1. desember i 1988, har kalksteinsformasjonen Shetland Chalk kun vært en struktur borekronen har passert på vei ned til reservoaret i sandsteinsformasjonen Brent.
StatoilHydro has long been aware that oil and gas also lie in the upper part of the field, but the production characteristics in the tight chalk are much more difficult than in the main reservoir.
StatoilHydro har lenge vært klar over at det finnes olje og gass også i denne øvre delen av feltet, men produksjonsegenskapene i den kompakte kalksteinen er langt dårligere enn i hovedreservoaret.
This part of Oseberg has therefore remained untested until now.
Derfor har ikke denne delen av Oseberg blitt testet til nå.
The goal is to see if commercial production is viable with well B-24 B, which is now in production.
Med brønnen B-24 B, som nå er satt i produksjon, er målet å undersøke om lønnsom produksjon fra denne formasjonen er mulig.
Thanks to jointing having been carried out, production in the start-up phase is good, but it will take time to gauge the well's long-term productivity.
På grunn av oppsprekkingen som er gjennomført, er produksjonen god i startfasen, men det vil ta tid å avklare brønnens langsiktige produktivitet.
10 production zones
10 produksjonssoner
Drilling operations began on 17 April.
Boreoperasjonen startet 17. april.
After the well's completion, it was first perforated with the aid of explosive charges at intervals of roughly one metre.
Etter at brønnen var komplettert, ble den først perforert ved hjelp av sprengladninger i 10 intervaller på ca. én meter.
Hydrochloric acid is then pumped into each of the well's 10 production zones.
Deretter ble syre pumpet inn i hver av brønnens 10 produksjonssoner.
The acid has reacted with the chalk and formed fissures that can stretch more than 50 metres from the drilling hole and thereby increased productivity.
Saltsyren har reagert med kalksteinen og dannet sprekker som kan strekke seg mer enn 50 meter ut fra borehullet og dermed økt produktiviteten.
"We began acid treatment in the well on 15 October and have since carried out a selective treatment of all 10 production zones," says Sigurd Erlandsen, who heads the B-24 B well project.
– Vi startet syrebehandlingen i brønnen 15. oktober og har siden gjennomført en selektiv behandling av alle de 10 produksjonssonene.
"The well start-up confirms that production characteristics have improved significantly using acid treatment."
Oppstarten av brønnen bekrefter at produksjonsegenskapene er blitt vesentlig forbedret gjennom syrebehandlingen, sier Sigurd Erlandsen.
Interesting potential
Interessant potensial
StatoilHydro's specialist communities within petroleum technology, well intervention and drilling have been key to operation planning and implementation.
StatoilHydros fagmiljøer innen petroleumsteknologi, brønnintervensjoner og boring har vært sentrale under planlegging og gjennomføring av operasjonen.
For the company's contract team it has been a challenge putting the acid stimulation into practice, since chemical vessel access in the market is tight.
For selskapets kontraktsteam har det vært utfordrende å få på plass syrestimuleringen, siden tilgangen på kjemikalieskip i markedet er liten.
StatoilHydro has therefore developed a solution where pumps and tanks have been welded on a supply vessel.
StatoilHydro har derfor utviklet en løsning hvor pumper og tanker har blitt sveiset på en supplybåt.
"It's been an incredibly exciting project implementation, and the specialist communities involved deserve credit," says Mr Erlandsen.
– Det har vært en utrolig spennende prosjektgjennomføring, hvor de involverte fagmiljøene fortjener all honnør, sier Erlandsen.
In the best case, this could be the start of a drilling campaign stretching over many years.
I beste fall kan dette være starten på en borekampanje som vil strekke seg over mange år.
The Shetland Chalk formations will then be greatly upgraded, from a transport stage to a fully-fledged oil producing zone that increases the operational and commercial lifetime of the Oseberg field.
Kalksteinsformasjonen Shetland Chalk vil i tilfelle bli sterkt oppgradert, fra transportetappe til en verdifull oljeprodusent som øker levetiden og lønnsomheten for Oseberg-feltet.
Drilling operations began on 17 April from the Oseberg B platform
boreoperasjonen startet 17. april fra Oseberg B-plattformen
The total length of the B-24 B well is 5,050 metres
den totale lengden på B-24 B-brønnen er 5050 meter
The horizontal well section is 1,700 metres long
den horisontale delen av brønnen er 1700 meter lang
The formation in which the well is drilled is 20-30 metres thick
formasjonen brønnen er boret i er fra 20 til 30 meter tykk
The reservoir contains crude oil of a quality similar to Oseberg Brent
reservoaret inneholder råolje tilsvarende Oseberg Brent-kvalitet
Reservoir pressure is 285 bar at a depth of 2,250 metres
reservoartrykket er 285 bar på 2250 meters dyp
"The first results are promising, but we need to test further before we can evaluate the potential," says Morten Mikkelsen who heads petroleum technology in the Oseberg organisation.
– De første resultatene er lovende, men vi har behov for å teste videre før vi kan vurdere potensialet, sier Morten Mikkelsen, leder for petroleumsteknologi i Oseberg.
From left are Gøril Andreassen, project manager, Zero (Zero Emission Resource Organisation); Karianne Westby, managing director, Mazda Motor Norway; Knut Harg, StatoilHydro new energy information manager; and Marina Bakkum, information manager, Mazda Motor Norway.
Fra venstre: Gøril Andreassen, prosjektleder, Zero (Zero Emission Resource Organisation); Karianne Westby, administrerende direktør, Mazda Motor Norway; Knut Harg, StatoilHydros informasjonssjef for ny energi og Marina Bakkum, informasjonsdirektør, Mazda Motor Norway.
(Photo: David Burke)
(Foto: David Burke)
StatoilHydro is a key partner in the HyNor project.
StatoilHydro er en sentral partner i HyNor-prosjektet.
Mr Hafseld and StatoilHydro’s head of hydrogen, Per Øyvind Hjerpaasen, were both present at the signing in Japan.
Hafsled og lederen for StatoilHydros hydrogenavdeling, Per Øyvind Hjerpaasen, var begge til stede under avtaleinngåelsen i Japan.
The MoU provides for Mazda’s delivery of 30 to 40 RX8 sports car models equipped with combustion engines fuelled by hydrogen instead of petrol for an initial three-year period with options to continue.
Etter intensjonsavtalen skal Mazda levere 30 til 40 RX8 sportsbilmodeller utstyrt med hydrogendrevne forbrenningsmotorer.
“This agreement reflects StatoilHydro’s genuine commitment to helping develop a viable hydrogen-based transportation infrastructure for the future and build future business,” commented Mr Hjerpaasen.
- Denne avtalen avspeiler StatoilHydros genuine satsing på å bidra til utviklingen av en effektiv hydrogenbasert transportinfrastruktur for framtiden, kommenterer Hjerpaasen.
Moving ahead
Jobbe videre
“We’re all waiting for hydrogen fuel cell cars to come but they are still in the development phase and presently too costly to operate,” commented Mr Hafseld.
- Vi venter alle på at hydrogendrevne biler skal komme, men de er fremdeles i utviklingsfasen og for kostbare i drift, kommenterer Hafseld.
“If we want to expedite the development of hydrogen transport technology, we have to use what’s available now.
– Dersom vi ønsker å fremskynde utviklingen av hydrogentransportteknologien, må vi bruke det som er tilgjengelig nå.
This agreement with Mazda allows us to move more quickly towards developing a hydrogen corridor between Stavanger and Oslo.”
Avtalen med Mazda gjør at vi kan jobbe videre med utbyggingen av hydrogenveien mellom Stavanger og Oslo.
HyNor’s hydrogen road is already in gear.
Etableringen av Hynors hydrogenvei er allerede godt i gang.
Hydrogen fuelling stations presently operate in Stavanger and Porsgrun, Grenland in eastern Norway.
Det finnes hydrogenstasjoner i Stavanger og Grenland (Porsgrunn).
Plans call for installing another service station in Stavanger, as well as one in Oslo and possibly Drammen in the near future.
Etter planen blir det enda en fyllestasjon i Stavanger, en i Oslo, og kanskje en i Drammen i nær framtid.
The Toyota agreement is together with a California-based renewable energy development company, not directly with the car maker.
Toyota-avtalen er gjort med et California-basert selskap som satser på utvikling av fornybar energi, ikke direkte med bilprodusenten.
At the forefront
I front
In addition to the Mazdas and Toyotas, HyNor has plans to start operating four hydrogen-fuelled buses in Oslo and another two in Stavanger by early 2009.
I tillegg til Mazdaer og Toyotaer, har Hynor planer om å drive fire hydrogendrevne busser i Oslo og to i Stavanger fra begynnelsen av 2009.
The HyNor project plans to open the Norwegian hydrogen road in May 2009.
Hynor-prosjektet planlegger å åpne den norske hydrogenveien i 2009.
The endeavour is supported in part by the Research Council of Norway and the Norwegian Ministry of Transport.
Satsingen støttes av Forskningsrådet og Samferdselsdepartementet.
The Mazda RX8 hydrogen-fuelled car to be used in the HyNor project made its Norway preview this week at the 2007 Auto Exhibition in Lillestrøm, near Oslo.
Den hydrogendrevne Mazda RX8, som skal brukes i HyNor-prosjektet, hadde sin første opptreden i Norge denne uken under bilutstillingen BIL07 i Lillestrøm.
Calculations show that there is sufficient lifeboat capacity to maintain normal production from Heimdal.
Beregninger viser at det er tilstrekkelig livbåtkapasitet til å opprettholde normal produksjon fra Heimdal.
Likewise, new measures on Grane allow production to be maintained also on this field.
Tilsvarende har nye tiltak på Grane ført til at produksjonen kan opprettholdes også der.
Other measures will be implemented as planned in connection with the storm warning.
Øvrige tiltak blir gjennomført som planlagt i forbindelse med det varslede uværet.
Total oil and gas production from the fields that will be temporarily shut down is around 110 000 barrels of oil equivalent per day.
Den samlede olje- og gassproduksjonen fra feltene som blir midlertidig stengt er om lag 110 000 fat oljeekvivalenter/ døgn.
StatoilHydro has continuously evaluated the consequences of the new report on acceleration forces (G-forces) related to the use of lifeboats.
StatoilHydro har arbeidet fortløpende med å evaluere konsekvenser av den nye rapporten om akselerasjonskrefter (G-krefter) ved bruk av livbåter.
In addition to the temporary production stoppage at the platforms mentioned, StatoilHydro has reduced staffing at the Veslefrikk and Huldra platforms by 114 and 11 personnel respectively.
I tillegg til midlertidig stans av produksjon fra de angitte plattformene har StatoilHydro redusert bemanningen på Veslefrikk-plattformen med 114 personer og Huldra med 11 personer.
Staffing at the Troll C platform will be reduced by around 20 people during the course of today.
Bemanningen på Troll C-plattformen vil i løpet av dagen bli redusert med om lag 20 personer.
Production from Veslefrikk, Huldra and Troll C will not be affected by reduced staffing.
Produksjonen fra Veslefrikk, Huldra og Troll C vil ikke bli berørt av redusert bemanning.
The overall output from the fields to be temporarily closed amounts to roughly 320,000 barrels of oil equivalent per day.
Den samlede olje- og gassproduksjonen fra feltene som vil bli midlertidig stengt er om lag 320 000 fat oljeekvivalenter/ døgn.
On 30 October, Hydro presented its 3rd quarter 2007 results, including the oil and gas activity.
30. oktober presenterte Hydro sine resultater for 3. kvartal 2007, inkludert olje- og gassvirksomheten.
Today, StatoilHydro is publishing the consolidated pro forma financial information per 30 September for the combined company.
I dag presenterer StatoilHydro den konsoliderte proforma finansielle informasjonen per 30. september for det sammenslåtte selskapet.
The attached unaudited pro forma financial information is on a preliminary basis and may be subject to change.
Den vedlagte ikke-reviderte proforma finansielle informasjonen er foreløpig og kan bli endret.
Production forecast 2007
Produksjonsprognose for 2007
StatoilHydro’s total oil and gas production in 2007 is estimated to average around 1,735,000 barrels of oil equivalent (boe) per day, given an oil price of 60 USD/bbl and a gas off-take in line with a typical seasonal variation in the last quarter of 2007.
StatoilHydros samlede olje- og gassproduksjon for 2007 er anslått til et gjennomsnitt på om lag 1 735 000 fat oljeekvivalenter (foe) per dag med en oljepris på 60 amerikanske dollar/fat og en gassproduksjon som er i tråd med typiske sesongsvingninger i siste kvartal 2007.
Capital expenditure forecast 2007
Prognose for kapitalkostnader for 2007
The investment level (CAPEX) in 2007 is estimated to be around NOK 65 billion, excluding acquisition costs related to North American Oil Sands Corporation, assets acquired from Anadarko in the Gulf of Mexico and interests in the Mariner and Bressay fields on the UK continental shelf
Investeringsnivået (CAPEX) i 2007 er anslått til om lag 65 milliarder kroner, med unntak av kostnader knyttet til oppkjøpet av North American Oil Sands Corporation, andeler som er overtatt fra Anadarko i Mexicogolfen og andeler i Mariner- og Bressay-feltene på britisk kontinentalsokkel.
Exploration forecast 2007
Leteprognoser for 2007
Exploration expenditure in 2007 is expected to be around NOK 15-16 billion, and a total of 65-70 exploration wells are expected to be completed in 2007.
Letekostnader i 2007 er anslått til om lag 15-16 milliarder kroner og det forventes at totalt 65-70 letebrønner blir fullført i 2007.
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 51 99 77 90 Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations, + 1 203 978 6950
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 51 99 77 90
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile) or +47 51 99 13 77
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, +47 48 08 02 12 (mobil) eller +47 51 99 13 77
Pro forma financial information StatoilHydro PDF 510 kB
Pro forma financial information StatoilHydro PDF 510 kB
On 29 October, StatoilHydro presented its 3rd quarter 2007 results, excluding the oil and gas activities from Hydro.
29. oktober presenterte StatoilHydro sine resultater for 3. kvartal 2007.
The government has decided to drop existing requirements for interval metering in favour of a system of profile-based billing, which is regarded as the fastest and most cost-effective solution for opening up the market.
Den svenske Riksdagen har besluttet å droppe kravet om timesmålere til fordel for sjablonavregning, som anses som den raskeste og mest kostnadseffektive metoden for å åpne det svenske el-markedet.
Sweden's power sector was deregulated in 1996, but the demand that consumers must install interval meters meant that actual trading has not been freed.
Dette markedet ble deregulert i 1996, men på grunn av kravet om timesmålere ble ikke den faktiske handelen fri.
The requirement to install them also led to a six-month period of notice when changing supplier.
Dessuten førte kravet om timesmålere til seks måneders oppsigelsestid.
This involves calculating a household's expected consumption as the basis for billing.
Beregningene tar utgangspunkt i husholdningenes omtrentlige forbruk.
Actual consumption can later be read from a meter and bills adjusted accordingly.
Siden blir de faktiske leveransene lest av, og avstemt mot disse.
In the spring of 1998, the group took the initiative to establish the Consumers and Suppliers for a Free Electricity Market forum, which brought together various consumer organisations and companies to push the government towards the present reform.
Selskapet tok våren 1998 initiativ til samarbeidsforumet "Forbrukere og leverandører for et fritt el-marked".
Statoil has already established itself as the 11th largest electricity supplier in Norway, with more than 40,000 customers.
I Norge ble Statoil på kort tid landets 11. største el-leverandør med over 40.000 kunder.
The well, named SDX-04, also discovered a new high pressure reservoir in a deeper structure.
Brønnen, som er kalt SDX-04, traff også et nytt reservoar med høyt trykk i en dypere struktur.
The exploration discovery represents a potentially significant find.
Funnet kan vise seg å være svært omfattende.
There will be further appraisal to fully delineate the new structure in the next few years.
Det vil bli gjennomført ytterligere avgrensingsboring i løpet av de neste årene for å få en fullstendig oversikt over den nye strukturen.
Double the output “Shah Deniz is a big gas and condensate field by international standards,” says StatoilHydro’s executive vice president for International Exploration and Production, Peter Mellbye.
Dobling av produksjonen – Shah Deniz er et stort gass- og kondensatfelt etter internasjonal standard, sier StatoilHydros konserndirektør for Internasjonal Undersøkelse & Produksjon, Peter Mellbye.
“We are very pleased that the well has proven that there are reserves that have the potential of more than doubling the output from the field,” he says.
– Vi er svært godt fornøyd med at brønnen har påvist reserver som har potensiale til mer enn doble produksjonen fra feltet, sier han.
Results confirm sufficient gas at Shah Deniz for a second stage of development.
Resultatene bekrefter at det finnes nok gass i Shah Deniz til en andre utbyggingsfase.
Although further work is required to define this second phase of development, it is likely to be on a similar or larger scale as the Stage 1 development of 8.6 bcma.
Selv om det gjenstår mer arbeid med å definere Fase 2, er det sannsynlig at den vil være av lignende størrelse eller større enn Fase 1 som produserer 8,6 milliarder kubikkmeter per år.
“We believe that gas from the Stage 2 development can contribute to cover the domestic demand for gas in Azerbaijan, as well as supplying gas not only to the regional markets Georgia and Turkey, but also to markets in the European Union,” says Mellbye.
– Vi mener at gassen fra Fase 2 kan bidra til å dekke det nasjonale behovet for gass i Aserbajdsjan, i tillegg til å levere gass ikke bare til Georgia og Tyrkia i samme region, men også til markeder i EU, sier Mellbye.
Potential for export to Europe “By extending the Shah Deniz value chain beyond Turkey, Azerbaijan will become a supplier of gas to Europe, and the first step in making the fourth corridor for gas supply to Europe will be made.
Muligheter for eksport til Europa – Ved å forlenge verdikjeden Shah Deniz lenger enn til Tyrkia, vil Aserbajdsjan kunne bli en leverandør av gass til Europa, og det vil være det første skrittet mot å lage den fjerde korridoren for gassforsyning til Europa.
We are ready to work with Azerbaijan and our partners to commercialise the gas from Stage 2”, says Mellbye.
Vi er klar til å arbeide med Aserbajdsjan og våre partnere for å kommersialisere gassen fra Fase 2, sier Mellbye.
He emphasises that with a 25.5 percent share, the field will contribute significantly to StatoilHydro’s international production for many years.
Han understreker at med en andel på 25,5 prosent vil feltet være en stor bidragsyter til StatoilHydros internasjonale produksjon i mange år framover.
The parties to the Shah Deniz production sharing agreement (PSA) are:
Partnerne i Shah Deniz produksjons-delingsavtalen (PSA) er:
BP (Operator)
BP (Operatør)
StatoilHydro
StatoilHydro
LUKOil
LUKOil
NICO
NICO
TPAO
TPAO
9 %
9 %
Gas condensate was encountered in the main target horizons extending the field to the south.
Gass og kondensat ble funnet under boring for å avgrense feltet mot sør.
The new company will lay the basis for increased trading in such contracts, but will not trade on its own account.
Det nye selskapet skal legge til rette for økt handel av slike kontrakter, men ikke selv drive handel.
Similar marketplaces already exist in the UK and at Zeebrugge in Belgium.
Tilsvarende markedsplasser finnes i dag i Storbritannia og i Zeebrugge i Belgia.
“Developing a new gas marketplace means we can support our long-term contracts and activities,” says Mr Lohne.
"Utviklingen av en ny markedsplass for gass gjør at vi kan understøtte våre langsiktige kontrakter og aktiviteter.
“That in turn strengthens our position in the north European gas market.”
Dermed styrker Statoil sin posisjon i gassmarkedet i Nord-Europa," sier Lohne.
Statoil, Ruhrgas and BEB own and operate gas transport systems.
Statoil, Ruhrgas og BEB eier og opererer gasstransportsystemer.
NWE-HubCo will deliver transport and logistical services as well as information technology solutions which support trading.
NWE-HubCo skal levere transport- og logistikktjenester samt IT-løsninger som understøtter handel.
Due to become operational next year, the company will establish a fully-integrated marketplace for the area between Bunde on the Dutch-German border and Emden on the German North Sea coast.
Selskapet, som etter planen starter sin virksomhet i 2002, skal etablere en fullt integrert handelsplass mellom Bunde-området i Nederland ved grensen til Tyskland og Emden ved den tyske nordsjøkysten.
This area represents a central point in gas flows from Germany, Russia, Norway, the Netherlands and the UK because pipelines from the leading European gas companies meet there.
Denne regionen utgjør et knutepunkt for gasstrøm fra Tyskland, Russland, Norge, Nederland og Storbritannia fordi rørledningene fra de ledende europeiske gass selskapene møtes her.
NWE-HubCo will be an independent company with its own employees.
NWE-HubCo blir et uavhengig selskap med egne ansatte.
A new marketplace for gas is being established through the North West European Hub Company (NWE-HubCo), a joint venture linking Statoil with Germany’s Ruhrgas and BEB.
Statoil skal være med å etablere en ny markedsplass for gass i Nord-Europa gjennom et joint venture-selskap med tyske Ruhrgas og BEB.
The well did not reveal hydrocarbons and has been classified as dry but several reservoir zones were discovered in Cretaceous rocks.
Brønnen påviste ikke hydrokarboner og er klassifisert som tørr, men det ble funnet flere reservoarsoner i bergarter av kritt alder.
This was the first well in PL 352 which was awarded in the APA of 2004.
Dette var den første brønnen i utvinningstillatelse 352 som ble tildelt i TFO 2004.
The well was drilled to a vertical depth of 2,809 metres below sea level and was terminated in Triassic rocks.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2809 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i bergarter av trias alder.
The well has now been plugged and abandoned.
Brønnen blir nå plugget og forlatt.
No hydrocarbons “The Bjørk prospect has been defined as an exciting drilling target for quite some time,” says Ørjan Birkeland, StatoilHydro’s exploration vice president for infrastructure in the north.
Ingen hydrokarboner – Bjørkprospektet har lenge vært identifisert som et spennende boremål i området, sier Ørjan Birkeland, StatoilHydros letesjef for de feltnære områdene i nord.
“We had hoped to find oil in Cretaceous sandstone,” says Mr Birkeland.
– Vi hadde forhåpninger til at det her skulle være olje i sandstein av kritt alder.
“The sandstone rocks were well-developed but unfortunately did not contain hydrocarbons.
Sandsteinene var godt utviklet, men dessverre inneholdt de ikke hydrokarboner.
The operation was carried out in a safe, efficient and environmentally acceptable manner.
Operasjonen ble utført på en sikker, effektiv og miljømessig god måte.
The results from the well will now be used to gain a better understanding of the exploration model.”
Resultatene fra brønnen vil nå bli brukt for forstå letemodellen i kritt i området bedre.
The well 6608/8-2 was drilled by the Ocean Vanguard rig in 337 metres of water.
Brønn 6608/8-2 ble gjennomført med boreinnretningen Ocean Vanguard på 337 meters vanndyp.
The rig is now to go to a shipyard for a classification survey.
Ocean Vanguard skal nå til verft for klassing.