natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“We have a good safety standard, but improvements are still needed,” says Mr Lund.
– Vi har en god sikkerhetsstandard, men forbedringer er fortsatt nødvendig.
“Experience from the incidents on Snorre and the Eirik Raude rig show that work on safety must be given the highest priority by managers and employees every single day.”
Erfaringene etter hendelsene både på Snorre-feltet og Eirik Raude-riggen, viser at sikkerhetsarbeidet må ha høyeste prioritet blant ledere og medarbeidere hver eneste dag, sier Lund.
The first quarter of 2005 proved another strong period for Statoil and yielded its best-ever result from operations, reports chief executive Helge Lund.
– Første kvartal ble nok en sterk periode for Statoil med det beste resultatet fra driften noen sinne, sier konsernsjef Helge Lund.
The template will be tied back to existing subsea templates on the field.
Rammen skal knyttes opp mot eksisterende brønnrammer på feltet.
This concept also allows for two extra wells to be drilled at a later date.
Konseptet gir også mulighet for senere å bore to ekstra brønner.
Investment costs are estimated at NOK 800 million, which will result in an improvement in recovery of well over 10 million barrels of oil.
Investeringene er beregnet til 800 millioner kroner som resulterer i en økt utvinning på godt over 10 millioner fat olje.
"All the well slots on the existing templates are currently being used for production or injection," says project coordinator Kjell Helge Eide.
– Alle brønnslisser på de eksisterende rammene er i dag i bruk til produksjon eller injeksjon, sier prosjektkoordinator Kjell Helge Eide.
"Drilling sidetracks, which boosts and speeds up recovery, from existing wells has to date been used to reach new well targets," he explains.
– Sidestegsboring, som gir økt og framskyndet utvinning, fra eksisterende brønner har til nå vært brukt for å rekke nye brønnmål.
Statoil has previously implemented a series of measures to optimally exploit the infrastructure in the Norne area.
Statoil har gjennomført en rekke tiltak for å utnytte infrastrukturen i Norne-området optimalt.
A new subsea template is to be installed and two new wells drilled to improve recovery on the Statoil-operated Norne field in the Norwegian Sea.
For å øke utvinningen i det Statoil-opererte Norne-feltet i Norskehavet er det besluttet å installere en ny brønnramme og bore to nye brønner.
A newly-published internal report covering the 1996-2004 period concludes that results were generally speaking very good last year.
En fersk internrapport for perioden 1996-2004 konkluderer med at resultatene generelt sett var svært gode i fjor.
Serious leaks – involving more than 100 grams of hydrocarbons per second and reportable to the Petroleum Safety Authority Norway – declined from 27 in 2002 to 12.
Antall alvorlige lekkasjer – lekkasjer der det strømmet ut mer enn 100 gram hydrokarboner i sekundet og som skal varsles Petroleumstilsynet – er redusert fra 27 til 12.
The latter figure is the lowest for the period in relation to the level of activity.
2004-tallet er det laveste i perioden i forhold til aktivitetsnivået.
Eleven Statoil-operated installations experienced no serious leaks last year.
Elleve Statoil-opererte innretninger hadde ingen alvorlige lekkasjer i fjor.
The report also embraces the Kollsnes gas processing plant near Bergen.
Rapporten omfatter også Kollsnes gassbehandlingsanlegg i Hordaland.
Statoil has launched a number of initiatives aimed at combating oil and gas leaks, including measures on individual installations after earlier incidents have been investigated.
Selskapet har satt i gang en rekke initiativer mot olje- og gasslekkasjer.
In addition comes the OLF project to reduce leak events, while attention is being focused through the safe behaviour programme on encouraging individuals to act in an appropriate, safe manner.
Gjennom Kollegaprogrammet for bedre sikkerhet settes riktig og sikker atferd i fokus.
The declining trend for gas leaks has been welcomed as a positive development by Geir Pettersen, senior vice president for safety.
Sikkerhetsdirektør Geir Pettersen sier at det er positivt at antall gasslekkasjer viser en nedadgående trend:
“This has long been a priority area, so the decrease is a fine acknowledgement of the purposeful efforts devoted by the organisation to achieving it.
– Dette har vært et satsingsområde lenge, og det er derfor en flott anerkjennelse til organisasjonen som har jobbet målbevisst med dette for øye.
“However, accuracy and alertness must continue to be given top attention if we are to reduce the number of incidents even further.”
Nøyaktigheten og årvåkenheten må imidlertid fortsatt være på topp om vi skal kunne redusere antall lekkasjer ytterligere.
The report nevertheless emphasises that the gas leak on the Snorre A platform last November makes it difficult to conclude that 2004 was a good year.
I rapporten understrekes det likevel at gasslekkasjen på Snorre A-plattformen i slutten av november gjør det vanskelig å konkludere med at 2004 var et godt år.
That incident is also described as the most serious in the 1996-2004 period.
Denne lekkasjen betegnes også som den mest alvorlige i perioden 1996-2004.
According to the report, the leading cause of gas leaks is “deficient quality control/verification of work done”, which in turn comes down to human error.
Videre konkluderer rapporten med at den viktigste utløsende årsaken til gasslekkasjer er "mangelfull kvalitetskontroll/verifikasjon av utført arbeid", noe som skyldes menneskelig feilhandling.
The underlying causes are primarily “working practices” and “organisation of the work", which in turn lead to equipment failures and erroneous behaviour by individuals.
De bakenforliggende årsakene er hovedsakelig "arbeidspraksis" og "organisering av arbeidet", noe som igjen medfører feil i utstyr og menneskelige feilhandlinger.
The number of serious gas leaks from Statoil-operated installations on the Norwegian continental shelf (NCS) more than halved from 2002 to 2004.
Antallet alvorlige gasslekkasjer fra Statoil-opererte installasjoner på norsk sokkel er mer enn halvert fra 2002 til 2004.
Initiated in 1995, this partnership forms part of the group's efforts to build up its gas expertise in a changing market.
Programmet er et tiltak for videre å bygge opp Statoils kompetanse på gass i et marked i endring.
Statoil and VNG have each made an annual contribution of DEM 250,000 to the work, and this level of funding is set to continue for the next three years.
Planen er å fortsette med de samme bidragene de neste tre årene.
The partnership has been fruitful, says Mr Thaule.
Samarbeidet har vært fruktbart, hevder Thaule.
Apart from funding 18 postgraduate students, it has increased the group's know-how on gas storage in rock caverns
I tillegg til å omfatte 18 diplomstudenter, har selskapene fått økt kunnskap om gasslagring i kaverner (hulrom) og ultralydmåling av gass.
"This technology lies at the interface between us as a gas seller and VNG as a buyer," Mr Thaule notes.
"Dette er teknologi i grensesnittet mellom oss som gasselger og VNG som gasskjøper," kommenterer Thaule.
The new three-year agreement will also cover an exchange of personnel between the German company and Statoil.
Det nye samarbeidet skal også omfatte personellutveksling mellom VNG og Statoil.
A gas research programme linking Statoil with partners in Germany and Norway is to be extended for another three years from 1 January 1999.
Et treårig forskningsprogram mellom Statoil, VNG og universiteter i Norge og Tyskland, skal videreføres i tre nye år.
The proposal for the allocation of net income, including the distribution of a total dividend of NOK 5.30 per share, of which NOK 2.10 was an extraordinary payment, to those who were shareholders at 11 May 2005, was also approved.
Forslag til anvendelse av overskudd, herunder utdeling av ordinært og ekstraordinært utbytte på 5,30 kroner per aksje, hvorav NOK 2,10 per aksje er ekstraordinært, til dem som var aksjonærer per 11. mai 2005, ble også vedtatt.
Payment will be made from 31 May.
Utbetaling skjer fra 31. mai 2005.
Statoil’s ordinary shares listed on the Oslo Stock Exchange will be quoted ex-dividend from 12 May.
Statoils ordinære aksje notert på Oslo Børs blir notert eksklusive utbytte fra og med 12. mai 2005.
American Depository Shares (ADSs) listed on the New York Stock Exchange were quoted ex-dividend from 9 May.
American Depository Shares (ADS) notert på New York Stock Exchange ble notert eksklusive utbytte, 9. mai 2005.
The AGM authorised the acquisition of the company’s own shares to be used in the share investment plan for employees, as proposed by the board.
Generalforsamlingen gav fullmakt til erverv av egne aksjer for gjennomføring av aksjespareprogram for ansatte i henhold til styrets forslag.
See the full minutes and attachment of the AGM.
Se komplett protokoll og vedlegg fra generalforsamlingen.
Public affairs: Kjersti Tvedt Morstøl, public affairs manager, tel: +47 51 99 26 71 (office), +47 91 78 28 14 (mobile)
Informasjonsavdelingen – informasjonssjef Kjersti Tvedt Morstøl, 51 99 26 71 (kontor), 91 78 28 14 (mobil)
Investor relations: Mari Thjømøe, senior vice president, tel: +47 51 99 77 90 (office), +47 90 77 78 24 (mobile)
Investor Relations – direktør Mari Thjømøe, 51 99 77 90 (kontor), 90 77 78 24 (mobil)
The annual general meeting of Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) resolved on 11 May 2005 to adopt the annual report and accounts for 2004 as proposed by the board of directors.
Generalforsamlingen i Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) vedtok 11. mai 2005 styrets forslag til årsregnskap og årsberetning for Statoil ASA og konsernet for 2004.
He then wrote to chief executive Helge Lund to say he was coming to the group's AGM.
Så skrev han brev til konsernsjef Helge Lund og meldte sin ankomst til selskapets generalforsamling.
On Wednesday 11 May the youngster from Flekkerøy in southern Norway travelled to Stavanger with his mother to take his seat among the shareholders present at the annual general meeting.
Onsdag 11. mai møtte unggutten fra Flekkerøy i Vest-Agder opp i Stavanger sammen med sin mor og tok sin plass blant de fremmøtte aksjonærene.
In his letter of reply to Olav, chief executive Helge Lund had written: "I'm impressed that you show an interest in shares at such an early age, and delighted that you decided to buy Statoil shares.
– Jeg er imponert over at du i så ung alder viser interesse for aksjer og er glad for at du valgte å kjøpe Statoil-aksjer.
I'll do my best to ensure that this will be a good investment for you."
Jeg skal gjøre mitt beste for at det blir en god investering for deg, skrev konsernsjefen i et svarbrev til Olav.
On Wednesday they met in Stavanger and had a chance to chat, both before and after the AGM.
Onsdag møttes de i Stavanger, og det ble anledning til en prat både før og etter generalforsamlingen.
Olav also met chair of the board Jannik Lindbæk, deputy chair Kaci Kullman Five and Anne Kathrine Slungård, who is chair of the corporate assembly.
Olav fikk også anledning til å hilse på styreleder Jannik Lindbæk, nestleder Kaci Kullman Five og Anne Kathrine Slungård, som er leder av bedriftsforsamlingen.
Olav told the chief executive that Statoil is the only company in which he has bought shares.
Olav fortalte konsernsjefen at Statoil er det eneste selskap han eier aksjer i.
The young investor chose Statoil because he is confident that it will not go into liquidation.
Valget av akkurat Statoil ble gjort fordi den unge investoren er av den oppfatning at selskapet ikke kan gå konkurs.
But Mr Lund still advised young Olav not to spend more money on shares than he could afford to lose.
Konsernsjefen gav likevel unge Olav det råd at han ikke burde bruke mer penger på aksjer enn det han hadde råd til å tape.
The youngster calmly replied that he had no intention of taking on more risk than he could bear, and then explained that in addition to keeping an eye on his shares, he would still have plenty of time for homework and football.
Den unge investoren kunne beroligende svare at han ikke hadde tenkt å ta mer risiko enn han kunne bære, og dernest fortalte han at i tillegg til interessen for aksjer ville han fortsatt finne god tid både til lekser og fotball.
So what did he think of his first AGM?
– Hvordan var det å oppleve sitt livs første generalforsamling?
"It was just fine," replied the young investor.
– Det var veldig allright, sa den unge investoren.
He followed the presentations given by the board chair, the chief executive and auditor carefully.
Han fulgte presentasjonene fra styrets leder, konsernsjef og revisor nøye.
He admitted that they used some words which were rather difficult, but reckons he will be able to understand them as he grows a bit older.
Han innrømmet at de brukte noen ord som var veldig vanskelige, men de ordene regner Olav med å lære seg etter hvert.
Inspired by Uncle Scrooge, 10-year-old Olav Tørres Skjesol broke his piggy bank and bought 15 shares in Statoil ASA.
Inspirert av Onkel Skrue knuste 10 år gamle Olav Tørres Skjesol sparegrisen og kjøpte 15 aksjer i Statoil ASA.
The crane was engaged in lowering an excavator 15 metres down into a fire-water ditch when the accident took place.
Mobilkranen skulle senke en gravemaskin 15 meter ned i en brannvannsgrop da uhellet skjedde.
The crane driver, and the person assisting him in the above operation, are employees of the firms Vestkranand Småge.
Føreren av mobilkranen og en person som bistod i forbindelse med løftet, er ansatt i firmaene Vestkran og Småge.
The incident has been reported to the Petroleum Safety Authority Norway and the police, who will investigate the incident.
Hendelsen er varslet til Petroleumstilsynet og Politiet, som vil granske hendelsen.
News items about Ormen
Nyhetsartikler om Ormen Lange
The data collected confirms that there is sandstone of reservoir quality in the area.
Innsamlede data bekrefter at sandstein med reservoarkvalitet er til stede i området.
The well will now be permanently plugged and abandoned by the Eirik Raude rig.
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt av boreriggen Eirik Raude.
Guovca is the second of four exploration wells due to be drilled in the Barents Sea this year.
Guovca er den andre av i alt fire letebrønner som er planlagt boret i Barentshavet i år.
Eirik Raude will now move to the Norwegian Sea to drill on Statoil’s Tulipan prospect before returning to the Barents Sea to drill a wildcat on the group's Uranus prospect this autumn.
Eirik Raude skal nå til Norskehavet for å bore Tulipan-prospektet for Statoil før den flyttes til Barentshavet for å bore en letebrønn i det Statoil-opererte Uranus-prospektet i høst.
The rig will also drill a well on the Goliat find for Eni.
Riggen skal også bore en brønn på Goliat-funnet for Eni.
"Even though no oil or gas was proven on Guovca, we still have great expectations for the Barents Sea, and we firmly believe in the potential for new discoveries in the north," says Tim Dodson, Statoil’s senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf.
– Selv om Guovca ikke påviste olje eller gass, har vi fortsatt en stor forventning til Barentshavet, og vi har stor tro på potensialet for nye funn i nord, sier letedirektør for norsk sokkel Tim Dodson.
"We will review our experiences from Guovca and the Hydro-operated Obelix well which was drilled earlier this year and take that knowledge with us in our further work in the Barents Sea.
– Vi vil gå gjennom erfaringene fra Guovca og den Hydro-opererte Obelix-brønnen som ble boret tidligere i år og ta denne kunnskapen med i det videre arbeidet i Barentshavet.
We still have many opportunities to make discoveries in the vast waters off northern Norway, and these will be important to us in the further development of the Snøhvit facilities and the coming 19th licensing round."
Disse mulighetene vil være viktige for oss i den videre utviklingen av Snøhvit-anleggene og for den kommende 19. konsesjonsrunden, sier Dodson.
Partners in production licence 233 are Statoil with 50 per cent, Norsk Hydro 35 per cent and Eni Norge 15 per cent.
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 233 er Statoil (50 prosent), Norsk Hydro (35), Eni Norge (15).
A wildcat drilled by Statoil on its Guovca prospect in the Barents Sea failed to find any traces of hydrocarbons.
Leteboringen i det Statoil-opererte Guovca-prospektet i Barentshavet påviste ikke hydrokarboner.
The exploratory well designated 35/11-13 was drilled to a total depth of 3266 metres with the drilling rig Deepsea Trym.
Letebrønnen med betegnelsen 35/11-13 ble boret til et totalt dyp på 3.266 meter med boreriggen "Deepsea Trym".
The water depth in the area is 361 metres.
Vanndypet i området er 361 meter.
“We have found oil and some gas in rocks dating from the late Jura period and consider the find to be promising and commercially interesting.
– Vi har funnet olje og noe gass i bergarter av sen jura alder og vurderer funnet som lovende og kommersielt interessant.
This find will make further exploration activities in the Fram area more interesting,” says Lars Christian Alsvik, Director of Development Norway.
Dette funnet vil gjøre ytterligere leteaktivitet i Fram-området mer interessant, sier Lars Christian Alsvik, sektordirektør for Utvikling Norge.
The drilling of the Astero prospect began on March 18, and the total drilling depth was reached at the end of April.
Boringen på Astero-prospektet ble påbegynt 18. mars, og det totale boredypet ble nådd i slutten av april.
Since then Deepsea Trym has been used for production testing of the find.
Siden har "Deepsea Trym" vært brukt til produksjonstesting av funnet.
During testing a production rate of 3,150 barrels per day was achieved.
Under testingen ble det oppnådd en produksjonsrate på 3.150 fat per døgn.
Alsvik emphasises that a final decision has not been made to develop the Astero find.
Alsvik understreker at det ikke er tatt stilling til noen utbyggingsløsning ennå for Astero-funnet.
“We will evaluate development solutions in connection with the Fram field and the Troll C platform.
– Vi vilvurdere utbyggingsløsninger knyttet til Fram-feltet og Troll C-plattformen.
At the moment we can’t go into detail about how large the recoverable reserves are in this instance, but the size is significant enough that we are also considering other development solutions,” he says.
Foreløpig kan vi ikke gå i detalj om hvor store de utvinnbare reservene er på denne forekomsten, men størrelsen er så interessant at vi også vurderer andre utbyggingsløsninger, sier han.
Location: Block 35/11, about 120 kilometers west of Florø.
Beliggenhet: Blokk 35/11, ca 120 km vest for Florø
A promising oil discovery has been made during exploratory drilling of the Astero prospect North of the Fram field in the North Sea.
Under leteboring på Astero-prospektet nord for Fram-feltet i Nordsjøen har Hydro gjort et lovende oljefunn.
After a 135 million NOK upgrade the power station will be able to achieve an annual production of 74 GWh.
Etter en utbygging til 135 millioner kroner vil kraftverket kunne produsere omkring 74 GWh i året.
“By adopting a creative approach we have found solutions for utilizing the water resources in the area that were included in the concession for New Tyin, but were not economically viable to include in that project,” says Knut Solnørdal, who is responsible for Hydro’s application.
– Ved å tenke kreativt har vi funnet løsninger som utnytter vannressurser i området som var med i konsesjonen for nye Tyin, men som det ikke var økonomisk forsvarlig å bygge ut i det prosjektet.
“At the same time we will use two of the six turbines in the old power station, parts of the old pipeline system and other infrastructure,” says Solnørdal.
Vi vil samtidig utnytte to av seks turbiner i det gamle kraftverket, deler av den gamle rørgaten og annen infrastruktur, sier Knut Solnørdal.
The application is entitled “Change in use for new Tyin power station and continued operation of the existing facility.”
Han er ansvarlig for Hydros søknad om "planendring for nytt Tyin kraftverk og videre drift av det gamle kraftverket".
The expansion is due to start in the fall of 2006, and the power station will be ready to commence production early in 2008.
Utbyggingen starter etter planen høsten 2006, og anlegget vil være klart for produksjon tidlig i 2008.
Since the old power station and infrastructure will be utilized, the impact on nature will be modest compared with the power yield of 74 GWh.
Siden den gamle kraftstasjonen og infrastrukturen skal benyttes, vil inngrepene i naturen bli beskjedne i forhold til kraftuttaket på 74 GWh.
The plans involve making the most of the drainage basin downstream of Tyin’s regulated area.
Planen omfatter utnyttelse av nedbørsfeltet nedstrøms reguleringsområdet til Tyin kraftverk.
According to the plan, water from Holsbruvatnet, Engjesetbekken, Skanseelvi and Rausdøla will be piped through a six kilometer tunnel to the existing pipeline belonging to the original power station, about 700 meters above sea level.
Etter planen skal vann fra Holsbruvatnet, Engjesetbekken, Skanseelvi og Rausdøla føres i en seks kilometer lang tunnel inn til den eksisterende rørgaten for det gamle kraftverket, omkring 700 meter over havet.
“Because the old facility is now to be taken offline as a result of the operation of New Tyin, it’s important to clarify the continued use of the original facility before plans for decommissioning are finalized.
– Fordi det gamle anlegget nå blir tatt ut av drift som følge av driften av nye Tyin, er det viktig å få klarert den videre bruken av det gamle anlegget før planen for utfasing blir besluttet.
We therefore hope it will be possible to achieve rapid processing of our application, which is now being sent on a hearing round,” says Solnørdal.
Vi håper derfor det er mulig å få en rask behandling av søknaden, som nå sendes ut på høring, sier Solnørdal.
Hydro has applied to the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) for concessionary rights for continued power generation in parts of the original Tyin hydropower station.
Hydro søker Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) om å bruke deler av det gamle Tyin kraftverk til å videreføre kraftproduksjonen.
This is not correct.
Det stemmer ikke.
From the Midgard sub-field on the Åsgard field, the wellstream is transferred through a 44.7 kilometre-long pipeline to the Åsgard B platform.
Fra Midgard-forekomsten på Åsgard-feltet i Norskehavet overføres brønnstrømmen gjennom en 44,7 kilometer lang rørledning til Åsgard B-plattformen.
That is the longest wellstream transfer off Norway.
Det er den lengste overføringen på norsk sokkel.
We apologise for this mistake.
Vi beklager feilen.
Since coming on stream in 1986, this development has yielded oil, gas and natural gas liquids worth roughly NOK 350 billion.
Hovedfeltet har siden starten i 1986 produsert olje, gass og våtgass (NGL) til en samlet verdi av rundt 350 milliarder kroner.
In addition come output and revenues from various satellites.
I tillegg kommer produksjon og inntekter fra Gullfaks-satellittene.
While 54.5 per cent of the stock tank oil originally in place (Stooip) in Gullfaks has been recovered, the long-term ambition is to reach a recovery rate of close to 70 per cent.
I dag er 54,5 prosent av oljen utvunnet, mens ambisjonen på lang sikt er å øke utvinningen opp mot 70 prosent.
The Gullfaks team won the 2004 improved oil recovery (IOR) prize from the Norwegian Petroleum Directorate, with special mention for its extensive use of new drilling methods and wells, and for phasing in satellites.
I fjor fikk Gullfaks tildelt Oljedirektoratets IOR-pris for økt oljeutvinning hvor utstrakt bruk av ny boreteknologi, nye brønner og innfasing av satellitter ble spesielt fremhevet.
“Two of these represent extensions of existing production wells, whilst one – dubbed Apollo – is free-standing.
To av disse er forlengelser av eksisterende produksjonsbrønner, mens én er en frittstående letebrønn, kalt Apollo.
“In addition, we’re now drilling the 10,000-metre Gulltopp well and have just completed the Topas well.”
I tillegg pågår boring av den 10.000 meter lange Gulltopp-brønnen.