natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Morten Ruud
Morten Ruud
1649
1649
6736
6736
Hilde Aasheim
Hilde Aasheim
1825
1825
1942
1942
2166
2166
3597
3597
1355
1355
4006
4006
1135
1135
2670
2670
855
855
4979
4979
Number of aquired shares and their new total share holding are listed in the table below.
Antall kjøpte aksjer og deres nye beholdning framgår av tabellen nedenfor.
"Gamma Main Statfjord is an important part of the further development of the Oseberg area and will contribute significantly to the production in the next few years.
– Gamma Main Statfjord er en viktig del av videreutviklingen av Oseberg-området og gir et viktig produksjonsbidrag de nærmeste årene.
I am very pleased that the field is now on stream, only eighteen months after the discovery,” says Morten Mikkelsen, acting head of operations for the Oseberg area.
Jeg er veldig fornøyd med at produksjonen nå er i gang, kun halvannet år etter funn, sier Morten Mikkelsen, fungerende driftsdirektør for Oseberg-området.
The deposit in the Gamma Main structure in the Statfjord formation is one of several small-size discoveries to be put on stream in the Oseberg area in 2008 and 2009.
Forekomsten i strukturen Gamma Main i Statfjord-formasjonen er ett av flere mindre funn som blir satt i produksjon i Oseberg-området i 2008 og 2009.
They will in combination contribute significantly to increased StatoilHydro oil production.
Til sammen gir funnene viktige bidrag til økt oljeproduksjon for StatoilHydro.
Initially producing 13 000 oil barrels per day the production from Gamma Main Statfjord will drop after a couple of years.
I begynnelsen vil Gamma Main Statfjord produsere om lag 13.000 oljefat om dagen, men etter et par år vil produksjonen synke.
The well is expected to remain on stream for 15 years.
Brønnen er forventet å produsere i 15 år.
The drilling of an injector has just started.
Boring av en injeksjonsbrønn har nettopp startet.
The injector will provide pressure support as the reservoir is being depleted.
Den skal bidra med trykkstøtte etter hvert som reservoaret tømmes.
Drilling in the area that has now come on stream was initially performed back in 1982.
Allerede i 1982 ble det boret i området som nå er satt i produksjon.
The potential was great, but the exploration well struck nothing but water.
Potensialet var stort, men letebrønnen traff bare vann.
The G & G community has been eager to drill a new well in a different part of the structure since then.
Helt siden den gang har fagmiljøet ønsket å bore en ny brønn, på et annet sted i strukturen.
When an injector was planed for the neighbouring Gamma West, the geophysicist Helge Rutledal seized the opportunity.
Da en injeksjonsbrønn ble planlagt til Gamma Vest, like i nærheten, grep geofysiker Helge Rutledal sjansen.
And, deep down in the Statfjord formation the drill string struck an 84-metre thick isolated oil column.
Og nede i dypet av Statfjord-formasjonen traff borestrengen en 84 meter tykk, isolert oljekolonne.
Oil deposit west of the Oseberg field centre that has now come on stream.
Oljeforekomst vest for Oseberg feltsenter som nå er satt i produksjon
The selected development concept is a 6 850-metre production well supported by an injector, which is now being drilled.
Funnet bygges ut med en produksjonsbrønn på 6.850 meter og en injeksjonsbrønn som er under boring
The recoverable reserves total 21 million barrels of oil and 770 million standard cubic metres of gas.
Utvinnbare reserver er 21 millioner fat olje, og 770 millioner standard kubikkmeter med gass
The well that has now come on stream on the Oseberg field is expected to produce oil for 15 years.
Brønnen som nå er satt i produksjon på Oseberg-feltet forventes å produsere olje i 15 år.
It is probably the best website ever developed by a Norwegian enterprise," says Arve Stølann.
Sannsynligvis det beste nettstedet som noen gang har vært laget av en norsk virksomhet, sier Arve Stølann.
Statement by the judging panel: This is a very extensive website with a lot of information, at the same time as it is well and logically structured.
Juryens uttalelse: Dette er et svært omfattende nettsted med ekstremt mye info som samtidig er godt og logisk oppbygd.
It is very well planned and implemented - down to the smallest detail.
Det hele fremstår som meget godt planlagt og gjennomført – helt ned til minste detalj.
Kjetil Undhjem (Photo: Øyvind Hagen)
Kjetil Undhjem (Foto: Øyvind Hagen)
"StatoilHydro.com was set up as a merger project with people both from Hydro and Statoil.
– StatoilHydro.com ble satt opp tidlig som fusjonsprosjekt, med folk fra både Hydro og Statoil.
It ended up as Norway's best website - this is a fantastic merger story," Undhjem declares.
Resultat ble altså Norges beste nettside – det er en fantastisk fusjonshistorie, erklærer Undhjem.
Impressed by the information volume StatoilHydro.com contains several thousand individual pages with news and facts, and attracts visitors from all over the world.
Stor informasjonsmengde StatoilHydro.com inneholder flere tusen enkeltsider med nyheter og faktainformasjon og har besøkende fra hele verden.
The great idea behind the website is to create an effective and dynamic communication channel for the users, particularly through good design and user experience.
Kongstanken for nettstedet er å skape en effektiv og dynamisk kommunikasjonskanal til brukerne, særlig gjennom god design og fokus på brukeropplevelse.
"This is a website that is easy to find and the information volume is impressive.
– Det er et nettsted som det er lett å finne fram på, og informasjonsmengden er imponerende stor.
This is an impressive piece of work performed after the merger.
Det er et imponerende stykke arbeid som er gjort etter fusjonen.
"This is simply an impressive website.
– Dette er rett og slett et imponerende nettsted.
Bought
Kjøp
8 247
8 247
5 491
5 491
7 236
7 236
3 785
3 785
7 340
7 340
36 217
36 217
3 873
3 873
4 202
4 202
2 843
2 843
5 172
5 172
Benedikte Bjøn
Benedikte Bjøn
2 679
2 679
Geir Nilsen
Geir Nilsen
Ragnar Per Fritsvold
Ragnar Per Fritsvold
87608
87608
3 683
3 683
91 291
91 291
Following this, the share saving plan has 2 373 463 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 2 373 463 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares in accordance with their saving plan 2008 to an average price of NOK 168.10.
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedstående primærinnsidere fått tildelt bonus aksjer i forhold til aksjespareprogrammet 2008 til gjennomsnittlig pris 168,10.
(OSE:STL, NYSE:STO) These changes involve both a pay adjustment and the establishment of an annual bonus plan.
(OSE:STL, NYSE: STO) Endringen innebærer både en lønnsregulering og etablering av en årlig bonusordning.
The board has set Mr Fjell’s basic annual salary at NOK 3.5 million with effect from 17 June 2001.
Styret har fastsatt Olav Fjells grunnlønn til 3,5 millioner norske kroner med virkning fra 17. juni 2001.
His previous salary was NOK 2.75 million.
Tidligere lønn var 2,75 millioner kroner.
It will be based on a total assessment of results achieved, with the emphasis on value creation for shareholders, profitability, health, safety and the environment, and other relevant criteria with significance for the group’s overall progress.
Bonusen vil bli fastsatt av styret, basert på en totalvurdering av oppnådde resultater, med vekt på verdiskapning for aksjonærene, lønnsomhet, helse, miljø og sikkerhet og andre relevante forhold av betydning for selskapets totale utvikling.
“These changes represent an adaptation to Statoil’s new position as a listed company,” explains chairman Ole Lund.
”Endringen representerer en tilpasning til Statoils nye situasjon som børsnotert selskap.
“They will bring Mr Fjell’s remuneration package to a level comparable with other top management posts in Norway.”
Dette vil bringe hans lønnsbetingelser opp på et nivå som er sammenlignbart med topplederstillinger i Norge”, sier styreleder Ole Lund i Statoil.
Further information from:
For ytterligere informasjon:
Ole Lund is available for comments today after 12.30 CET on +47 51 99 50 23
Styreleder Ole Lund er tilgjengelig for kommentarer i dag etter klokken 12.30 på telefon 51 99 50 23.
The board of Statoil has resolved to amend the remuneration package paid to Olav Fjell, president and chief executive officer of the group.
Statoils styre har vedtatt å endre konsernsjef Olav Fjells kompensasjonspakke.
(Photo: Kim Laland/Bitmap)
(Foto: Kim Laland/Bitmap)
”This is a unique technology testing endeavour crucial for assessing subsea compression as a possible solution for offshore fields like Åsgard and Mikkel,” says Rolv Herfjord, StatoilHydro Åsgard Minimum Flow Project manager.
– Dette er en enestående teknologitest som er helt nødvendig for å kunne vurdere havbunnskompresjon som en mulig løsning for felt på sokkelen, som for eksempel Åsgard og Mikkel, sier Rolv Herfjord, prosjektleder for Åsgard MFP (Minimum Flow Project) i StatoilHydro.
Subsea compression can be the future solution for gas boosting of subsea completed gas wells.
Havbunnskompresjon kan være den framtidige løsningen for økt gassproduksjon fra havbunnskompletterte gassbrønner.
“Åsgard is in many ways tailor made as a front runner for qualification of subsea compression as the compressor unit on the sea bed will serve a number of wells and thus distribute the cost for qualification on a large gas volume.
– Åsgard er på mange måter skreddersydd for å være et foregangsfelt for kvalifisering av havbunnskompresjon siden kompressoren på havbunnen vil betjene mange brønner og kostnadene knyttet til kvalifisering vil bli fordelt på et stort gassvolum.
In addition, the motor drive (frequency converter) can be located on the Åsgard B platform, and the installation of the subsea compressor station would be in a familiar depth,” explains Herfjord.
I tillegg kan motortrekket (frekvensomformeren) plasseres på Åsgard B-plattformen, og installasjonen av havbunnskompressoren kan gjøres på en kjent havdybde, forklarer Herfjord.
“If the testing is successful, we can assess using subsea installations instead of offshore platforms.”
– Dersom testingen er vellykket, kan vi vurdere å bruke havbunnsinstallasjoner i stedet for plattformer på sokkelen, sier han.
World-class test site “K-lab is a world-class facility that can analyse, test and qualify various types of gas processing equipment - including subsea compressors and pumps, high-pressure separation units, multi-phase meters, valves and pipeline pigs – all in full scale,” says K-lab manager Trond Austrheim, StatoilHydro Technology & New Energy.
Teststed i verdensklasse – K-lab er et anlegg i verdensklasse som kan analysere, teste og kvalifisere forskjellige typer gassbehandlingsutstyr, inkludert havbunnskompressorer og –pumper, separasjonsenheter med høyt trykk, flerfasemålere, ventiler og rørledningspigger, alt i full skala, sier leder for K-lab, Trond Austrheim, i forretningsområdet Teknologi & Ny Energi i StatoilHydro.
K-lab is particularly well suited to carry out full-scale testing and qualifying of subsea compressors in realistic conditions.
K-lab er spesielt godt egnet til gjennomføring av fullskalatester og kvalifisering av havbunnskompressorer under realistiske forhold.
More than NOK 250 million was invested to upgrade the lab’s subsea compression testing facilities.
Det er investert over 250 millioner kroner i oppgradering av laboratoriets testanlegg for havbunnskompresjon.
The upgrade has been financed by the Åsgard Minimum Flow Project which is evaluating subsea gas compression as a possible solution to boost the gas production from the Midgard and Mikkel area for the Åsgard/Mikkel License Partners (StatoilHydro, ExxonMobil, Total, ENI and Petoro).
Oppgraderingen er finansiert av Åsgard MFP-prosjekt som vurderer havbunnskompresjon som en mulig løsning for å øke gassproduksjonen fra Midgard- og Mikkel-området for eierne i Åsgard/Mikkel-lisensen (StatoilHydro, ExxonMobil, Total, ENI og Petoro).
Two compressor prototypes – a MAN Turbo and Siemens unit – will be tested at K-lab over a two-year period.
To prototyper på kompressorer, en fra MAN Turbo og en fra Siemens, vil bli testet i laboratoriet over en toårsperiode.
The MAN Turbo unit was installed this past winter and the Siemens compressor will be ready for trials in 2009.
Kompressoren fra MAN Turbo ble installert i vinter og Siemens-kompressoren vil være klar til testing i 2009.
K-lab is 100% owned by StatoilHydro, but also does projects for equipment suppliers.
K-lab er heleid av StatoilHydro, men utfører også prosjekter for utstyrsleverandører.
Subsea future StatoilHydro has a number of fields that could utilise subsea compression.
Havbunnsanlegg i framtiden StatoilHydro har en rekke felt som kan være egnet til havbunnskompresjon.
Subsea compression is another step towards the reality of someday performing all facets of hydrocarbon production, separation, transport and maybe even final processing from the sea floor.
Denne metoden er et nytt steg mot målet om en dag å kunne utføre alle deler av hydrokarbonproduksjon, separasjon, transport og kanskje til og med sluttbehandling på havbunnen.
More than 50 guests, including journalists, supplier companies and license partner representatives turned out for the start of the full-scale subsea compression test at K-lab.
Over 50 gjester, inkludert journalister, leverandørselskaper og representanter fra lisenseiere var til stede ved oppstarten av fullskala havbunnskompresjonstesten hos K-lab.
Project manager Rolv Herfjord (left) and K-lab manager Trond Austrheim cut the ribbon on Monday.
Prosjektleder Rolv Herfjord (til venstre) og Trond Austrheim stod for oppstarten mandag.
During the process of separating CO2 from natural gas at Melkøya the amine chemical and natural gas are led to a high-pressure/moderate-temperature tank.
Prosessen ved å skille ut CO2 fra naturgass på Melkøya skjer ved at kjemikaliet amin og naturgass føres sammen i en tank ved høyt trykk og moderat temperatur.
The amine binds to the CO2 and is drawn off from the bottom of the tank.
Aminet binder seg til CO2 og separeres ut i bunnen av tanken.
This is then led to another tank with less pressure and higher temperature.
Deretter føres dette over i en ny tank hvor trykket er mindre og temperaturen høyere.
CO2 will be separated and sent from the tank to the CO2 injection system.
CO2 vil da bli separert og ført videre fra tanken til CO2-injeksjonssystemet.
The CO2 is in liquid form when it is piped to the Tubåen sandstone formation for storage.
Den er i flytende form når den blir ført ut i rørledningen til sandsteinformasjonen Tubåen, der CO2 blir lagret.
A sealing shale cap prevents the CO2 from seeping to the surface.
En forseglende skiferkappe sørger for at CO2 ikke siver opp til overflaten.
Instead of emitting the carbon dioxide (CO2) resulting from the well stream that comes from the Snøhvit field to the air, the CO2 is reinjected into the ground and stored in a formation which lies somewhat beneath the gas-bearing formations on the Snøhvit field.
Istedenfor å slippe CO2 ut i atmosfæren, blir karbondioksid (CO2) fra brønnstrømmen som kommer fra Snøhvit-feltet sendt tilbake og lagret i en formasjon som ligger noe dypere enn de gassførende formasjonene på Snøhvit-feltet.
Green gain and knowledge ”By reinjecting CO2 beneath the seabed we strongly reduce greenhouse gas emissions at Melkøya.
Gir miljøgevinst og kunnskap - Ved å reinjisere CO2 under havbunnen reduserer vi utslippene av klimagasser fra Melkøya betraktelig.
We will achieve an environmental benefit while we develop our expertise on carbon injection which may be useful in other areas,” says Edvin Ytredal, senior vice president for Snøhvit operations.
Vi får en miljøgevinst samtidig som vi utvikler ny kunnskap om injeksjon av CO2 som kan komme til nytte andre steder, sier Edvin Ytredal, produksjonsdirektør for Snøhvit.
The carbon capture plant, compressors and pumps were put into regular operation at the Melkøya plant last weekend, and the first carbon flow yesterday reached the formation where it was stored.
Fangstanlegget for CO2, kompressorer og pumper ble satt i regulær drift på Melkøyaanlegget i helgen, og den første strømmen med CO2 nådde i går formasjonen der den skal lagres.
"We are currently pumping all CO2 into a closed geological formation beneath the Snøhvit field,” says Morten Svenning who is in charge of the start-up process.
- Nå pumpes all CO2 ned i en lukket geologisk formasjon under Snøhvitfeltet , sier oppstartsleder Morten Svenning.
Separating CO2 The natural gas which is piped from the Snøhvit field to Melkøya outside Hammerfest contains five to eight percent CO2.
Skiller ut CO2 Naturgassen som går fra Snøhvit til Melkøya utenfor Hammerfest inneholder fem til åtte prosent CO2.
Stored beneath a sealing cap CO2 is injected into a sandstone formation called Tubåen.
Lagrer med forseglende kappe CO2 injiseres i en sandsteinformasjon som heter Tubåen.
A shale cap which lies above the sandstone will seal the reservoir and ensure that the CO2 stays underground without leaking to the surface.
En skiferkappe som ligger over formasjonen forsegler reservoaret, og sørger for at CO2en holder seg nede i undergrunnen, uten å lekke opp til overflaten.
Carbon storage on the Snøhvit field is StatoilHydro’s second large carbon storage project in Norway.
CO2-lagring fra Snøhvitfeltet er det andre store CO2-lagringsprosjektet for StatoilHydro i Norge.
One million tonnes of CO2 are already stored annually beneath the seabed on the Sleipner field.
Fra før lagres én million tonn CO2 årlig i undergrunnen på Sleipnerfeltet.
StatoilHydro is also involved in carbon storage on the gas and condensate field In Salah in Algeria in cooperation with BP and Sonatrach.
I tillegg er StatoilHydro involvert i CO2-lagring på gass- og kondensatfeltet In Salah i Algerie sammen med BP og Sonatrach.
The carbon injection systems at Melkøya are now online, pumping carbon dioxide to the Snøhvit field for storage.
CO2-injeksjonssystemene på Melkøya er nå i drift, og pumper CO2 til Snøhvit-feltet for lagring.
The oil field Morvin is a typical example of a middle-size project in the vicinity of existing infrastructure.
Oljefeltet Morvin er et typisk eksempel på et mellomstort prosjekt i nærheten av eksisterende infrastruktur.
The field is located in the Norwegian Sea, 15 kilometres north-west of Åsgard.
Feltet ligger i Norskehavet, 15 kilometer nordvest for Åsgard.
Subsea templates and tubings are planned to be installed this very summer, whereas first oil is scheduled for the late summer of 2010.
Etter planen vil havbunnsrammer og produksjonsrør være på plass allerede til sommeren, mens produksjonsstart er planlagt til sensommeren 2010.
”Morvin is dependent on the existing infrastructure.
- Morvin er avhengig av eksisterende infrastrukur.
Without this alternative, we would not have been able to develop the field,” says Knut Gjertsen, project manager for Morvin.
Uten denne muligheten kunne vi ikke bygd ut dette feltet, sier Knut Gjertsen, oppdragsleder for Morvin.
The Morvin development concept will include two subsea templates tied in to Åsgard B for processing through a 20-kilometre pipeline.
Morvin blir bygget ut med to undersjøiske brønnrammer som knyttes til Åsgard B for prosessering gjennom en 20 kilometer lang rørledning.
The Plan for Development and Operation includes investments of NOK 8.7 billlion (2007 value).
Planen for utbygging og drift omfatter investeringer på 8,7 milliarder 2007-kroner.
In addition StatoilHydro is exploring the possibilities of a fourth production well at about NOK 1.2 billion (2007 value).
I tillegg utreder StatoilHydro mulighetene for en fjerde produksjonsbrønn, til om lag 1,2 milliarder 2007-kroner.
The development concept includes two subsea templates, initially with three wells.
Feltet bygges ut med to bunnrammer, foreløpig med tre brønner.
A fourth well is being planned.
En fjerde brønn er under planlegging
Recoverable reserves are estimated at 70 million barrels of oil equivalent
Utvinnbare reserver anslås til 70 millioner fat oljeekvivalenter
The production period is estimated at 14 years, first oil being scheduled for 2010
Produksjonsperioden er anslått til 14 år, med start i 2010
The oil will be transported twenty kilometres by pipeline to Åsgård B for processing.
Oljen fraktes to mil i rørledning til Åsgård B, hvor oljen prosesseres
Morvin was discovered in 2001, and the Plan for Development and Operation (PDO) was submitted in February 2008.
Morvin ble oppdaget i 2001, og plan for utbygging og drift (PUD) ble sendt inn i februar 2008.
The State, in the capacity of the owner of the State's direct financial interest (SDFI), did not take part in the arbitration proceedings, as the State in 1999 had received a declaration from StatoilHydro concerning the treatment of any later corresponding claims on the State's part.
Staten, i egenskap av eier av statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), deltok ikke i dette voldgiftssøksmålet, da staten i 1999 hadde mottatt en erklæring fra StatoilHydro vedrørende behandling av et eventuelt senere tilsvarende krav fra statens side.
Total withdrew from the arbitration proceedings in the autumn of 2001 in return for a declaration similar to that received by the State.
Total trakk voldgiftssøksmålet høsten 2001 mot å få en tilsvarende erklæring som staten hadde mottatt.
Agip and Fortum withdrew their request for arbitration proceedings in February 2002.
Agip og Fortum trakk voldgiftssøksmålet i februar 2002.
At the same time agreements were signed which included provisions concerning further development of fields in the Norwegian Sea and harmonising of ownership interests at Haltenbanken, where the two companies also entered as owners in Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit).
Samtidig ble det inngått avtaler som omfattet videreutvikling av felt i Norskehavet og en harmonisering av eierandeler på Haltenbanken, der de to selskapene også gikk inn som eiere i Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit).
This facilitated the development of Mikkel with tie-in and processing at Åsgard.
Dette la til rette for utbygging av Mikkel med tilknytning og prosessering på Åsgard.
In 2004 a similar agreement was reached with Total.
I 2004 ble det oppnådd tilsvarende enighet med Total.
The State's writ concerns the interpretation of the declaration given by StatoilHydro in 1999.
Statens stevning gjelder forståelsen av den erklæring som ble gitt av StatoilHydro i 1999.
In the writ the State primarily demands to receive assets equivalent to an ownership interest of 46.95 percent in the Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit), against payment of NOK 660 million as well as the net return on such ownership interests in the period 2002 until 31 December 2007.
I stevningen krever staten prinsipalt å motta verdier tilsvarende en eierandel på 46,95 prosent i Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit) mot betaling av 660 millioner kroner, samt netto avkastning fra disse eierandelene i perioden 2002 fram til 31. desember 2007.
According to the State, these ownership interests as of 1 January 2006 had a value of NOK 4.8 billion before tax, an amount which, according to the writ, must be value adjusted to 1 January 2008.
Ifølge staten hadde eierandelene per 1. januar 2006 en verdi på 4,8 milliarder kroner før skatt, et beløp som ifølge stevningen skal verdijusteres til 1. januar 2008.
According to StatoilHydro's preliminary estimate, the net return on such ownership interests for the period 2002 until 31 December 2007 totals approximately NOK 7 billion before tax.
StatoilHydro har foreløpig estimert netto avkastning i perioden 2002 fram til 31. desember 2007 til cirka 7 milliarder kroner før skatt.
Alternatively, if the State's primary demand is unsuccessful, the State in the writ demands a settlement of NOK 1095 million, plus five percent interest from 1 January 2006.
Subsidiært krever staten i stevningen et oppgjør på 1095 millioner kroner med tillegg av fem prosent rente fra 1. januar 2006.
This claim is based on the State's valuation of 46.95 percent of the Mikkel licences 092 and 121 (and the Mikkel Unit) in 2002, inclusive of interests up to January 2006.
Dette kravet er basert på statens verdsettelse av 46,95 prosent av Mikkel-lisensene 092 og 121 (og Mikkel Unit) i 2002 inklusive renter fram til januar 2006.