natgillin/translations-raw huggingface dataset:
At that point in time, Petropars had already established contracts with the main suppliers to the project, including the Iranian contractor, Sadra.
Petropars hadde på dette tidspunktet allerede inngått kontrakter med hovedleverandørene til prosjektet, inkludert den iranske kontraktøren Sadra.
Statoil performed the direct management of the drilling programme for 30 wells.
Statoil ivaretok selv styringen av boreprogrammet for 30 brønner.
In early January 2006, the drilling operations were finalised 40% faster than budget, saving 775 rig days.
Tidlig i januar 2006 ble boreoperasjonene avsluttet 40 prosent raskere enn planlagt.
Statoil has found it necessary to change the plans for the remaining part of the project, in order, together with the Iranian partner Petropars, to be able to meet delivery obligations to the owner, which is the Iranian state oil company, NIOC.
Statoil har funnet det nødvendig å endre planene for den gjenværende delen av prosjektet for, sammen med den iranske partneren Petropars, å gjøre det mulig å møte leveringsforpliktelsene til eieren, som er det iranske statsoljeselskapet NIOC.
Statoil has entered into a dialogue with Sadra on how the two companies together can implement these changes to ensure that the project can be finalised.
Statoil er i dialog med Sadra om hvordan de to selskapene sammen kan implementere endringene for å sikre ferdiggjørelse av prosjektet.
The additional costs to Statoil are dependent on evaluations and negotiations with our partner, Petropars, and Sadra.
Kostnadsøkningen for Statoil avhenger av evalueringer og forhandlinger med partneren Petropars og kontraktøren Sadra.
The question of how to cover additional costs will be decided through negotiations between Sadra, Statoil/Petropars and NIOC.
Spørsmål om hvordan kostnadsøkningen skal dekkes vil bli avgjort ved forhandlinger mellom Sadra, Statoil/Petropars og NIOC.
In the Statoil corporate production target for 2007, South Pars is included with full-year production of approximately 10,000 barrels of oil equivalent per day.
I Statoils produksjonsmål for 2007 er South Pars inkludert med et fullt års produksjon på om lag 10.000 fat oljeekvivalenter per dag.
Now, first gas is expected to be produced in the second half of 2007.
Gassproduksjonen er nå forventet å starte i andre halvdel av 2007.
However, every effort will be made to meet the target.
Statoil vil tilstrebe at 2007-målet likevel blir nådd.
Ola Morten Aanestad, vice president for media relations, +47 48 08 02 12 (mobile), + 47 51 99 13 77 (office)
Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, 48 08 02 12 (mobil), 51 99 13 77 (kontor)
Kai Nielsen, public affairs manager, +47 97 04 13 32 (mobile), +47 51 99 18 27 (office)
Kai Nielsen, informasjonssjef, 97 04 13 32 (mobil), 51 99 18 27 (kontor)
Lars Troen Sørensen, senior vice president for investor relations, 90 64 91 44 (mobile), 51 99 77 90 (office)
Lars Troen Sørensen, direktør Investor Relations, 90 64 91 44 (mobil), 51 99 77 90 (kontor)
Due to considerable cost increases and delays in the development of phases 6-7-8 in the Iranian South Pars gas field, Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) has concluded to write down the book value of its share in the project by NOK 2.2 billion before tax (USD 329 million) corresponding to NOK 1.6 billion (USD 237 million) after tax.
På grunn av betydelige kostnadsøkninger og forsinkelser i utbyggingen av fase seks, sju og åtte i det iranske gass-feltet South Pars, nedskriver Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) den bokførte verdien med 2,2 milliarder kroner før skatt (329 millioner dollar) tilsvarende 1,6 milliarder kroner (237 millioner dollar) etter skatt.
"Gjøa is a demanding project with marginal profitability," says Einar Erfjord, head of the Gjøa steering committee.
– Gjøa er et krevende prosjekt med marginal lønnsomhet.
"The partners have therefore carefully considered alternative development solutions for the field.
Lisensen har derfor nøye vurdert alternative utbyggingsløsninger for feltet.
The preliminary study is now being started to facilitate the possible submission of a plan for development and operation (PDO) to the Norwegian authorities in the autumn of 2006."
Forstudien startes nå for å legge til rette for mulig oversendelse av Plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene høsten 2006, sier Einar Erfjord, leder av styringskomiteen i Gjøa.
Statoil aims to start producing in 2010.
Statoil har som mål å starte produksjonen i 2010.
Proven in 1989, Gjøa lies in blocks 35/9 and 36/7 about 70 kilometres north of the Troll field.
Gjøa ble påvist i 1989 og ligger i blokkene 35/9 og 36/7, om lag 70 kilometer nord for Troll-feltet.
Recoverable reserves are put at 60 million barrels of oil and condensate and 35 billion standard cubic metres of gas.
Reservene er beregnet til anslagsvis 60 millioner fat olje og kondensat og 35 milliarder kubikkmeter gass.
The partners are Gaz de France Norge with 30 per cent, Petoro with 30 per cent, Statoil with 20 per cent, Shell with 12 per cent and RWE Dea Norway with eight per cent.
Rettighetshavere er Gaz de France Norge (30 prosent), Petoro (30), Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea Norge (8).
Statoil is the development operator for Gjøa, with Gaz de France scheduled to take over in the production phase.
Statoil er utbyggingsoperatør for Gjøa, mens Gaz de France skal være driftsoperatør.
A front-end engineering design (Feed) contract has been awarded by Statoil to Aker Kværner Engineering & Technology for a production platform on the Gjøa field in the North Sea.
Statoil har tildelt en forprosjekterings-kontrakt (Front End Engineering Design - FEED) til Aker Kvaerner Engineering & Technology for en produksjonsplattform på Gjøa-feltet i Nordsjøen.
Production can start as soon as this approval has been given
Produksjonen kan starte umiddelbart etter godkjennelse.
The request was submitted on 20 January on behalf of the licensees.
Søknaden ble levert 20. januar på vegne av rettighetshaverne.
Gimle lies in the Tampen area, between the Gullfaks and Visund fields.
Gimle ligger i Tampen-området, mellom feltene Gullfaks og Visund.
Gimle was proven in December 2004, and pilot production from the field started shortly afterwards.
Gimle ble påvist i desember 2004, og feltet startet prøveutvinning kort tid etter.
The discovery, previously known as Topas, was proven with a 7,400-metre-long well drilled from the Gullfaks C platform.
Funnet, som tidligere het Topas, ble påvist gjennom en 7400 meter lang brønn boret fra Gullfaks C-plattformen.
Most of the partners have agreed to the drilling of two new wells from Gullfaks C to the Gimle structure in the next few years.
Majoriteten av partnerne er enige om å bore to nye brønner fra Gullfaks C til Gimle-strukturen de nærmeste årene.
A water injector will be drilled in 2006, and a new producer is planned for 2007.
Det vil bli boret en vanninjektor i løpet av 2006 og en ny produsent er planlagt i 2007.
With this development solution, recoverable reserves are put at 25 million barrels of oil and about one billion standard cubic metres of gas.
Utvinnbare reserver er med denne utbyggingsløsningen beregnet til 25 millioner fat olje og om lag én milliard kubikkmeter gass.
The Gimle find stretches over two licences.
Gimle-funnet strekker seg over to lisenser.
The owners have agreed to establish a new Gimle Unit, with Statoil as operator, which will cover the Gimle area.
Eierne er blitt enige om å etablere en ny Gimle Unit som dekker Gimle-området, og med Statoil som operatør.
As the Gimle Unit does not have the same ownership structure as Gullfaks, it has been necessary to establish a tieback and processing agreement with the Gullfaks licence.
Siden Gimle Unit ikke har samme eierstruktur som Gullfaks, har det vært nødvendig å etablere en tilknytnings- og prosesseringsavtale mot Gullfaks-lisensen.
The partners in Gimle are Statoil, Petoro, Hydro, ConocoPhillips and Total.
Partnerne i Gimle er Statoil, Petoro, Hydro, ConocoPhillips og Total.
An application for permanent production from the Gimle find in the North Sea has been submitted by Statoil to the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (MPE).
Statoil har søkt Olje- og energidepartementet (OED) om permanent produksjon fra Gimle-funnet i Nordsjøen.
The ship will be berthed by the product jetty on the island.
Skipet vil bli liggende ved produktkaien på øya.
"We now have more control over progress and a better overview of what is needed to reach our targets with regard to the schedule and budgets now established for the project," says Snøhvit project director Odd Mosbergvik.
– Vi har fått et bedre grep om fremdriften og bedre oversikt over hva som skal til for å komme i mål i henhold til timeplanen og budsjettene som nå er etablert for prosjektet, sier Odd Mosbergvik, prosjektdirektør for Snøhvit.
The engineering is still proving to be a bottleneck, which means that completion and system tests will be later than planned.
Prosjektering er fremdeles en flaskehals.
With the increased accommodation capacity, Statoil will be able to increase the number of hours worked at the plant each week from the current 40-50,000 to around 75,000.
Med den økte forlegningskapasiteten vil Statoil kunne øke ukentlige antall timeverk som utføres på anlegget fra rundt 40 - 50.000 i dag til omtrent 75.000 timer.
Mr Mosbergvik points out that the construction work on the island is challenging, and completion will be demanding.
Mosbergvik understreker at byggearbeidene på øya er utfordrende og at sluttføringen vil bli krevende.
"We took this into account when we last updated the cost estimates and project plan for Snøhvit," he adds.
– Det ble det tatt høyde for sist vi oppdaterte kostnadsestimatene og fremdriftsplanen for Snøhvit, sier Mosbergvik.
He states that the measures now being implemented will ensure that Statoil meets its deadlines and keeps within its budget.
Han presiserer at tiltakene som nå settes i gang skal sikre at Statoil kommer i mål i henhold til den etablerte timeplanen og innenfor budsjett.
The Snøhvit project has decided to charter the M/S Jupiter hotel ship to increase the overall accommodation capacity at the Statoil-operated Hammerfest LNG plant at Melkøya in northern Norway.
Snøhvit-prosjektet har besluttet å leie inn hotellskipet M/S Jupiter for å øke den totale forlegningskapasiteten på det Statoil-opererte anlegget Hammerfest LNG på Melkøya.
The contract is worth over NOK 550 million.
Kontrakten er verd i overkant av 550 millioner kroner.
The agreement covers one pipeline for the wellstream and one for gas injection.
Avtalen omfatter én rørledning for brønnstrømmen og én for gassinjeksjon.
The wellstream from Tyrihans will be sent to Kristin with pressure support in the form of gas injection from the Åsgard B platform.
Brønnstrømmen fra Tyrihans skal føres til Kristin med trykkstøtte i form av gassinjeksjon fra Åsgard B-plattformen.
Kristin and Åsgard B, which are operated by Statoil, lie 45 kilometres from Tyrihans.
Kristin og Åsgard B, som begge opereres av Statoil, ligger om lag 45 kilometer fra Tyrihans.
Both pipelines are to be laid in the course of five months, starting in May 2007.
Begge rørledningene skal legges i løpet av fem måneder med start mai 2007.
Plans call for production on Tyrihans to begin in July 2009.
Etter planen skal produksjonen på Tyrihans begynne i juli 2009.
"We are placing the contract early to ensure that pipelaying vessels are available when we need them," says Åmund Fløgstad, head of procurement for the Tyrihans project.
– Vi plasserer kontrakten tidlig for å sikre tilgjengelig rørleggingsfartøy i det aktuelle tidsrommet, sier Åmund Fløgstad, leder for anskaffelser i Tyrihans-prosjektet.
The pipeline for the wellstream is to be made of special steel.
Rørledningen for brønnstrømmen skal lages med spesialstål.
The pipe will consist of an outer carbon pipe and an inner stainless steel pipe.
Røret skal bestå av et ytre karbonrør med et innvendig rustfritt rør.
This will be the first time that Statoil installs such a pipeline.
Det blir første gang at Statoil installerer en slik rørledning.
The laying operation will be demanding with pipeweldinig and parallel installation of cables for direct electric heating and mechanical protection.
Leggeoperasjonen blir utfordrende med sammensveising av rørlengder og parallell installasjon av kabel for direkte elektrisk oppvarming og mekanisk beskyttelse.
The pipeline for gas injection is to be made of carbon steel.
Rørledningen for gassinjeksjon skal lages i karbonstål.
Estimated recoverable reserves from Tyrihans amount to roughly 182 million barrels of oil/condensate and 34.8 billion cubic metres of rich gas.
Forventede utvinnbare reserver fra Tyrihans er rundt 182 millioner fat olje/kondensat og 34,8 milliarder kubikkmeter rikgass.
Statoil has a 46.8 per cent share in Tyrihans.
Statoil har en eierandel på 46,8 prosent.
The other licensees are Total (26.51), Hydro (12), Eni (7.9) og ExxonMobil (6.75).
Øvrige rettighetshavere er Total (26,51), Hydro (12), Eni (7,9) og ExxonMobil (6,75).
Statoil has awarded Stolt Offshore an assignment to lay two pipelines from the Tyrihans oil and gas field to the Kristin platform in the Norwegian Sea.
Statoil har gitt selskapet Stolt Offshore et oppdrag for å legge to rørledninger fra olje- og gassfeltet Tyrihans til Kristin-plattformen i Norskehavet.
Rune Bjørnson, Statoil's executive vice president for the Natural Gas business area, informed the committee members about the group's activities and the importance of Kårstø, which is an essential part of the Norwegian "gas machine".
Statoils konserndirektør for forretningsområdet Naturgass, Rune Bjørnson, orienterte komiteens medlemmer om selskapets virksomhet og viktigheten av Kårstø, som står sentralt i den norske "gassmaskinen".
"The committee's work is of great importance to Statoil," said Mr Bjørnson.
– Komiteens arbeid har stor betydning for Statoil, sa Bjørnson.
The committee members were given a guided tour of the complex, which was opened 20 years ago and has developed into the most important hub for the processing of gas and condensate in Norway.
Komiteen fikk også omvisning på anlegget som åpnet for 20 år siden, og som er Norges viktigste knutepunkt for behandling av gass og kondensat.
Currently the complex receives rich gas from 34 fields on the NCS, and it still has the capacity to receive more.
I dag leverer 34 felt fra norsk sokkel rikgass til Kårstø, og anlegget har fortsatt plass til mer.
Mr Bjørnson also pointed out Statoil's gas ambitions.
Bjørnson trakk også fram Statoils gassambisjon.
The group plans to double production up to the year 2015 with new gas from the NCS as well as the international activities.
Selskapet planlegger å doble produksjonen fram mot 2015 med ny gass både fra norsk sokkel og internasjonal virksomhet.
The committee was also informed about the energy efficiency measures taken at Kårstø, reducing the emission of carbon dioxide and nitrogen oxides by 40 and 60 per cent respectively per produced unit.
Komiteen fikk også vite at energieffektivisering på Kårstø har redusert utslippene av karbondioksid og nitrogenoksider (NOx) med henholdsvis 40 og 60 prosent per produsert enhet.
Modifications and new technology will reduce nitrogen oxide emissions by a further 40 per cent by 2007.
Modifikasjoner og ny teknologi kommer til å redusere NOx-utslippene med ytterligere 40 prosent innen 2007.
Gassco is the operator for the Kårstø complex, while Statoil serves as technical service provider.
Gassco er operatør for Kårstø landanlegg, mens Statoil er teknisk driftsansvarlig.
The Norwegian standing committee on energy and the environment form the visited the processing complex at Kårstø north of Stavanger today, 27 January.
Stortingets Energi- og miljøkomité besøkte gassbehandlingsanlegget på Kårstø i Rogaland i dag, 27. januar.
The power plant is owned and operated by Synergen Power, a company owned by ESB International (ESBI) and Statoil, with 70 per cent and 30 per cent respectively.
Kraftverket eies og drives av Synergen Power, som er eid av det irske elektrisitetsselskapet Electricity Supply Board International (ESBI) med 70 prosent og Statoil med 30 prosent.
ESBI will retain its 70 per cent share.
ESBI beholder sin andel på 70 prosent.
Statoil is selling its holding in Synergen as it aims to streamline further the group’s business activities.
Statoil selger sin andel i Synergen for ytterligere å rendyrke selskapets forretningsvirksomhet.
The terms of the sale are confidential but Statoil is satisfied with the commercial conditions agreed upon.
Betingelsene i forbindelse med salget er konfidensielle, men andelen er solgt til kommersielle betingelser som Statoil er fornøyd med.
The power plant which came on stream in 2002 is in the Ringsend industrial area of Dublin.
Gasskraftverket, som kom i drift i 2002, ligger i industriområdet Ringsend.
Statoil has sold its 30 per cent interest in the Ringsend gas power plant in Dublin, Ireland to RBS Power Investments, today 30 January.
Statoil har i dag, 30. januar, solgt sin andel på 30 prosent i Ringsend gasskraftverk i Dublin, Irland, til Royal Bank of Scotland Power Investments.
Following this, the share saving plan has 9,156,260 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.156.260 aksjer.
This is a result of a review of its retail business portfolio.
Dette er et resultat av en strategisk gjennomgang av den videre satsingen innen detaljhandel.
Statoil Ireland has interests in 236 service stations as well as in terminals and distribution companies for heating oil.
Statoil Ireland har 236 servicestasjoner, og eierandeler i tankanlegg og distribusjonsselskap for fyringsprodukter.
Jacob Schram, senior vice president of Statoil Retail Europe, says:
– Statoil har en solid posisjon i Irland.
Contact:
Kontaktpersoner:
Morten Henriksrud, public affairs manager Statoil ASA, +47 90 01 69 60
Morten Henriksrud, informasjonssjef Statoil ASA, 90 01 69 60 (mobil)
Jacob Schram, senior vice president Statoil Retail Europe, +47 90 78 47 80
Jacob Schram, direktør Statoil Retail Europe, 90 78 47 80 (mobil)
Statoil ASA has initiated a process to evaluate a possible sale of its Irish retail and commercial & industrial business (Statoil Ireland Ltd).
Statoil ASA har startet en prosess hvor selskapet vurderer å selge sin bensinstasjonskjede og salgsvirksomhet innen energiprodukter i Irland (Statoil Ireland Ltd).
Allocated in Britain's 18th offshore licensing round, the new operatorships cover blocks 9/2a and 9/3a.
De nye operatøroppgavene er i blokkene 9/2a og 9/3a.
The group has also been given interests in blocks 8/19, 8/20 and 8/25 with Agip (UK) as operator and British Borneo Oil & Gas as the other partner.
I blokkene 8/19, 8/20 og 8/25 har Statoil UK fått andeler sammen med operatøren Agip (UK) Ltd. og British Boreno Oil & Gas Ltd.
The round has covered mature acreage in the UK North Sea.
Tildelinger i den 18. konsesjonsrunden på britisk sokkel omfatter modne områder i Nordsjøen.
Mr Sannes adds that the 18th round awards are also important with an eye to the future development of Statoil UK.
Sannes framholder at tildelingene i den 18. konsesjonsrunden også er viktig med tanke på den videre utviklingen av Statoil UK.
"They demonstrate the breadth of our organisation," he notes.
"Det viser en bredde i vår organisasjon", sier han.
Statoil UK now has interests in almost 100 blocks off the UK, and is operator for more than 25 of these.
Statoil UK har andeler i nærmere 100 blokker på britisk sokkel og har operatøransvar for vel 25 av disse.
Awards were made to 44 companies, with 22 receiving the operatorship for one or more of the blocks.
22 av selskapene fikk operatøransvar i en eller flere av blokkene.
The contract with Subsea 7 includes engineering, procurement and construction for the design, purchase and installation of a 10-inch transportation pipeline to run between the subsea structure Oseberg Delta and the Oseberg D platform, as well as a control cable to run between the Oseberg A platform and Oseberg Delta.
Kontrakten med Subsea 7 omfatter en totalentreprise for prosjektering, innkjøp, bygging og installasjon av to 10-tommers transportrørledninger mellom undervannsstrukturen Oseberg Delta og Oseberg D-plattformen, i tillegg til en kontrollkabel mellom Oseberg A-plattformen og Oseberg Delta.
The distance between Oseberg Field Centre and the subsea structure — where the cables will be laid — is around nine kilometres.
Avstanden mellom Oseberg Feltsenter og undervannsstrukturen hvor ledningene skal installeres, er på cirka ni kilometer.
Subsea 7 is to carry out the actual construction of the pipelines at its own production workshop, while the control cable will be obtained through a sub-contract with Aker Kværner.
Subsea 7 skal utføre selve byggearbeidet av rørledningene ved eget produksjonsverksted, mens kontrollkabelen fremskaffes som en underleveranse fra Aker Kværner.
The installation tasks in the field include placement, embedment, connection, protection and covering of the cables.
Installasjonsarbeidene på feltet inkluderer legging, nedgraving, oppkobling samt beskyttelse og overdekking av ledningene.
The pipelaying vessel “Skandi Navia” and the construction vessel “Nordica ”, both operated by Subsea 7, will play a central role during the installation period in the field, which is located around 150 kilometres west of Bergen.
Rørleggingsfartøyet "Skandi Navica" og konstruksjonsfartøyet "Nordica", som begge opereres av Subsea 7, vil ha sentrale oppgaver under installasjonsperioden på feltet, som befinner seg omkring 15 mil vest for Bergen.
The planning, design and procurement work starts immediately.
Prosjekteringsarbeid og innkjøp starter umiddelbart.
The construction work will take place during the winter of 2006—2007, while the actual installation work in the field is scheduled for the summer of 2007.
Byggearbeidene vil foregå vinteren 2006/07, mens selve installasjonsarbeidene på feltet vil foregå sommeren 2007.
All work in the field is due to be completed by the end of August 2007.
Alt arbeid skal være avsluttet på feltet i løpet av august 2007.
The field’s recoverable reserves are estimated to amount to around eight billion cubic metres of gas and 17 million barrels of condensate and oil.
De utvinnbare reservene på feltet forventes å være på omkring åtte milliarder kubikkmeter gass og 17 millioner fat kondensat og olje.
The planned investments in Oseberg Data total around NOK 1.8 billion.
De planlagte investeringene i Oseberg Delta beløper seg til om lag 1,8 milliarder kroner.
Hydro has awarded the contract for pipelines and control cables for the Oseberg Delta project in the North Sea toSubsea 7.
Hydro har onsdag tildelt Subsea 7 kontrakten for rørledninger og kontrollkabel på Oseberg Delta-prosjektet i Nordsjøen.
Gas and liquids are separated in the flare tank.
Fakkeldunken er en tank hvor væske og gass skilles.
This preliminary conclusion has been drawn by the in-house commission of inquiry, which is due to submit its final report in late February.
Den interne rapporten skal etter planen foreligge i slutten av februar.
When the leak occurred just after midnight, the platform management opted to send the crew to the lifeboats.
Plattformledelsen valgte da å mønstre mannskapet til livbåtene.
Nobody was injured as a result of the incident.
Ingen ble skadet som følge av hendelsen.
Statoil and seven other operators on the Norwegian continental shelf are currently checking whether their installations have the same technical solution as Visund.
Sju andre operatørselskaper på norsk sokkel er i gang med å kartlegge om deres anlegg har samme tekniske løsning som Visund-plattformen.
They are due to notify the Petroleum Safety Authority Norway about the results of this review by 3 February.
Operatørene skal informere Petroleumstilsynet om resultatet av gjennomgangen innen 3. februar.
The metal plate which caused the damage was positioned at the flare tank's outlet.
Metallplaten som forårsaket skadene var plassert i utløpet av fakkeldunken.
It changed the gas flow in the tank in order to collect liquids before the gas was piped to the flare.
Platen har hatt som funksjon å endre strømningen av gassen i tanken for å samle opp væske før gassen er blitt transportert videre i rør til fakkeltårnet.