natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil is today launching a new initiative aimed at raising the knowledge and awareness of the group’s climate commitments.
Statoil lanserer i dag et nytt tiltak for å øke bevisstheten og kunnskapen omkring selskapets klimaforpliktelser.
Hydro has signed a letter of intent for a three-year contract with Fred.
Hydro har signert en intensjonsavtale om en tre års kontrakt med Fred.
Olsen Energy ASA for a prolonged use of the drilling rig 'Bideford Dolphin' from 2008 to 2011.
Olsen Energy ASA for en forlenget bruk av flyteriggen "Bideford Dolphin" fra 2008 til 2011.
Hydro is the operator of several new discoveries and subsea developments requiring rig capacity for drilling of production wells.
Hydro er operatør for en rekke nye funn og feltutbygginger med undervannsløsninger som krever riggkapasitet for boring av produksjonsbrønner.
This agreement allows Hydro to pursue an ambitious production drilling programme on the Norwegian continental shelf in the coming years.
Avtalen gir Hydro mulghet til å gjennomføre et omfattende program for boring av produksjonsbrønner på norsk sokkel i årene fremover.
The value of the contract for the period 2008-2011 is NOK 2.9 billion.
Kontrakten har en samlet verdi for perioden 2008-2011 på 2,9 milliarder kroner.
The contract is subject to partner approval.
Kontrakten er avhengig av partnergodkjennelse.
Bideford Dolphin is a semi-submersible rig, currently drilling production wells for Hydro in the Oseberg area.
"Bideford Dolphin" er en halvt nedsenkbar rigg, som for tiden borer produksjonsbrønner for Hydro i Oseberg-området.
This optimisation will boost the oil production by more than seven million new barrels from the Brent reservoir.
Optimaliseringen gir økt oljeproduksjon med over syv millioner nye fat fra Brent-reservoaret.
Gas exports to the UK in 2007 will remain the same.
Gasseksporten til Storbritannia i 2007 vil ikke bli endret.
The gas production and depressurisation of the Statfjord reservoir on the Statfjord field will be maintained.
Trykkavlastningen og produksjonen av gass fra Statfjord-reservoaret på Statfjord-feltet vil opprettholdes.
“Postponing the Brent reservoir depressurisation is important to the field's value creation.
– Utsettelsen av trykkavlastningen i Brent-reservoaret er viktig for verdiskapningen fra Statfjord-feltet.
This has a considerable positive net present value,” says Lars Christian Bacher, senior vice president for the Tampen business cluster in Statoil.
Denne utsettelsen har en betydelig positiv nåverdi, sier Lars Christian Bacher, områdedirektør for Tampen i Statoil.
As a result of this postponement of the Brent reservoir depressurisation the gas production from this reservoir will be somewhat delayed.
Med utsettelsen av trykkavlastningen i Brent-reservoaret vil gassen komme noe senere fra dette reservoaret.
This will be partly offset by increased gas production from the Statfjord reservoir.
Dette vil dels bli oppveid av økt produksjon av gass fra Statfjord-reservoaret.
The Statfjord reservoir depressurisation will not be changed.
Trykkavlastningen av gass fra Statfjord-reservoaret er ikke endret.
The postponement has minor consequences for the implementation of the Statfjord late life project.
Utsettelsen har kun mindre konsekvenser for gjennomføringen av Statfjord senfase-prosjektet.
Postponement of Brent reservoir depressurisation was to be considered according to the plan for development and operation (PDO) for Statfjord late life.
I følge Plan for utbygging og drift (PUD) for Statfjord senfase skulle utsettelse av trykkavlastning i Brent-reservoaret vurderes.
Production experience has given Statoil new information about the reservoir development, which has opened for further optimisation of oil production from the Brent reservoir.
Erfaring fra produksjonen har gitt Statoil ny informasjon om utviklingen i reservoarene, som har muliggjort ytterligere optimalisering av oljeproduksjonen fra Brent-reservoaret.
The plans for the Statfjord late life project were approved by the Norwegian parliament on 8 June last year.
Planene for Statfjord senfase ble godkjent i Stortinget 8. juni i fjor.
The approval also includes the plan for installation and operation (PIO) of the Tampen Link pipeline.
Godkjenningen inkluderer også Plan for anlegg og drift (PAD) av rørledningen Tampen Link.
Originally designed to handle oil with associated gas, the installations will be modified to handle gas with associated oil.
Installasjonene bygges om fra å håndtere olje med assosiert gass til å håndtere gass med assosiert olje.
The licensees in Statfjord are: Statoil (44.34%), ExxonMobil (21.37%), Norske ConocoPhillips (10.33%), Norske Shell (8.55%), ConocoPhillips UK (4.84%), Centrica Resources (4.84%), BP Petroleum Development (4.84%) and Enterprise Oil Norge (0.89%).
Rettighetshavere i Statfjord: Statoil 44,34 prosent, ExxonMobil (21,37), Norske ConocoPhillips (10,33), Norske Shell (8,55), ConocoPhillips UK (4,84), Centrica Resources (4,84), BP Petroleum Development (4,84) og Enterprise Oil Norge (0,89).
Operator Statoil and the other licensees in the Statfjord field in the North Sea have decided to optimise the Statfjord late life project by postponing the depressurisation of the Brent reservoir on the Statfjord field by one year, from 2007 to 2008.
Operatøren Statoil og lisenseierne i Statfjord-feltet i Nordsjøen har besluttet å optimalisere Statfjord senfase-prosjektet gjennom å utsette trykkavlastningen av Brent-reservoaret på Statfjord-feltet i ett år, fra 2007 til 2008.
The contracts, which concern the flotels Safe Caledonia and Safe Scandinavia, are worth NOK 77 million and NOK 73 million respectively.
Kontraktene, som gjelder flotellene Safe Caledonia og Safe Scandinavia, er verdt henholdsvis 77 og 73 millioner kroner.
Both contracts contain an option to extend them twice, for one month at a time.
Begge kontraktene inneholder opsjoner for to ganger én måned.
Safe Caledonia, which sleeps 510, will be used in connection with the Sigyn satellite development and the Sleipner West compression project.
Safe Caledonia, som har 510 sengeplasser, skal benyttes i forbindelse med satellittutbygginen Sigyn og prosjektet Sleipner Vest kompresjon.
Both these North Sea projects will involve considerable activity in the Sleipner area.
Disse nordsjøprosjektene medfører stor aktivitet i Sleipner-området.
The Statfjord licence will charter Safe Scandinavia to cover the need for extra living quarters in connection with turnarounds and modifications on the Statfjord A and C platforms.
Statfjord-lisensen skal leie Safe Scandinavia for å dekke ekstra innkvarteringsbehov i forbindelse med revisjonsstanser og modifikasjoner på Statfjord A og -C i Nordsjøen.
Thor Christian Andvik, manager for procurement in the Sleipner West compression project, says that the contracts have been coordinated between several licences which will be able to use the flotels.
Anskaffelsesleder i kompresjonsprosjektet på Sleipner Vest, Thor Christian Andvik, sier at kontraktene er samordnet mellom flere lisenser som skal eller kan benytte flotellene.
When this discovery came on stream in 1997 from a production ship and five subsea templates, it was expected to operate until 2016.
Feltet ble satt i produksjon i 1997 med produksjonsskip og fem brønnrammer på havbunnen.
Today’s increased level of activity and greater knowledge of the area means that the vessel is likely to stay in business until around 2020.
Med økt aktivitet og dagens kjennskap til området vil Norne-skipet være i virksomhet til rundt 2020.
The Norne ship is one of the most profitable installations on the Norwegian continental shelf, with low development costs and high production.
Norne er en av de mest lønnsomme installasjonene på norsk sokkel med lave utbyggingskostnader og høy produksjon.
Urd was tied back to the vessel as a satellite last year, strengthening capacity utilisation both for the ship and for its associated infrastructure.
I fjor ble satellittfeltet Urd knyttet til opp til Norne, noe som styrker utnyttelsen av skipet og infrastrukturen i området.
An additional subsea template was also installed in 2005 in order to improve recovery from the main field.
En ekstra havbunnsramme kom også på plass i 2005 som et tiltak for å øke utvinningen på hovedfeltet.
Further development of the surrounding area is attracting great interest, with oil proven in the Linerle and Falk structures two years ago.
Det ble gjort oljefunn i strukturene Linerle og Falk for to år siden.
Two exploration wells are due to be drilled this summer on the Valkyrie structure just over 30 kilometres to the north-east of Norne.
Denne sommeren starter boringen av to letebrønner på Valkyrie-strukturen vel 30 kilometer nordøst for Norne.
A new well is due to be drilled this autumn to see whether more resources might be found deeper in the formations.
Denne høsten bores en ny letebrønn for å kartlegge om det er mer å hente dypere nede i formasjonene.
That well will also be used as a producer tied back to Norne for the existing discovery, with gas set to start flowing in October 2008.
Letebrønnen vil bli brukt som framtidig produsent til Norne for funnet som allerede er gjort, med planlagt produksjonsstart i oktober 2008.
The intention is to submit a plan for development and operation (PDO) of Alve to the Norwegian authorities by the end of October this year.
Plan for utbygging og drift (PUD) skal etter planen oversendes myndighetene 30. oktober i år.
Commercial discoveries and promising new prospects near Norne mean that this Statoil-operated field in the Norwegian Sea is likely to continue producing longer than earlier thought.
Drivverdige funn og nye lovende prospekter ved Statoil-opererte Norne i Norskehavet gjør at levetiden for feltet trolig blir lenger enn tidligere beregnet.
Hydro currently holds a 90 percent working interest and is the operator of the West Bonne Bay SDL 1040.
Hydro har i øyeblikket en eierandel på 90 prosent og er operatør for West Bonne Bay SDL 1040.
Under the terms of the farm-in agreement, Husky will receive a 25 percent working interest in the prospect and an additional 7.5 percent in the North Ben Nevis SDL 1008, where Husky has a working interest of 65.6 percent.
I henhold til vilkårene i avtalen vil Husky motta en eierandel på 25 prosent i prospektet og en ytterligere andel på 7,5 prosent i North Ben Nevis SDL 1008, der Husky allerede har en eierandel på 65,6 prosent.
Husky will serve as operator for the drilling program.
Husky vil fungere som operatør for boreprogrammet.
Mr. Johan Kristian Mikkelsen, President of Norsk Hydro Canada Oil & Gas, is pleased to welcome Husky Energy as a partner in the drilling of this well.
Lederen for Hydros forretningsenhet i Canada, Johan Kristian Mikkelsen, er glad for å kunne ønske Husky Energy velkommen som partner i boringen av denne brønnen.
“By using the drilling rig “Rowan Gorilla VI” under contract to Husky Energy, we have the opportunity to drill the well during a period when the market for drilling rigs is extremely tight,” he says.
– Ved bruk av boreriggen “Rowan Gorilla VI”, som er på kontrakt hos Husky Energy, har vi mulighet til å bore denne brønnen i en periode der markedet for borerigger er ekstremt stramt, sier han.
The well will be drilled using the jack-up drilling rig “Rowan Gorilla VI”, which is under contract to Husky Energy.
Brønnen vil bores med den oppjekkbare boreriggen “Rowan Gorilla VI”, som er på kontrakt hos Husky Energy.
Drilling of the West Bonne Bay well is expected to begin in late June and will take approximately 60 days.
Boringen av West Bonne Bay ventes å starte sent i juni og vil ta om lag 60 dager.
Hydro has entered into a farm-in agreement with Husky Energy Inc. for the drilling of a well in the Jeanne dArc Basin, offshore Newfoundland and Labrador.
Hydro har inngått en overdragelsesavtale med Husky Energy Inc. for boring av en brønn i Jeanne dArc-bassenget utenfor kysten av Newfoundland og Labrador.
The contract has a value of NOK 440 million.
Kontrakten med Aker Reinertsen er verd 440 millioner kroner.
Aker Reinertsen will have overall responsibility for integration of Tyrihans on board Kristin and Åsgard B.
Selskapet får totalansvaret for å integrere Tyrihans om bord på Kristin og Åsgard B.
The wellstream from Tyrihans will be processed on Kristin.
Brønnstrømmen fra Tyrihans skal prosesseres på Kristin.
Gas from Åsgard B will be injected into the Tyrihans reservoir for pressure support.
Gass fra Åsgard B vil bli injisert i Tyrihans-reservoaret for trykkstøtte.
Aker Reinertsen will install a new outlet facility for gas injection on Åsgard B, including a gas meter.
På Åsgard B skal Aker Reinertsen lage et nytt utløpsarrangement for gassinjeksjonen, dette inkluderer også gassmåling.
On Kristin the company will build and install a new manifold module for receiving the well stream from Tyrihans.
På Kristin skal selskapet bygge og installere en ny manifoldmodul for å ta inn brønnstrømmen fra Tyrihans.
A tie-in to existing systems on Kristin will also be made.
I tillegg skal det gjøres oppknytning mot eksisterende Kristin-systemer.
In addition, the company will install equipment for direct electric heating of the tubing and electrical equipment for subsea water injection pumps.
Aker Reinertsen skal også installere utstyr for direkte elektrisk oppvarming av produksjonsrørledningen og elektroutstyr for undervanns vanninjeksjonspumper.
The work will start immediately and be completed by the end of 2008.
Arbeidet skal starte umiddelbart og være ferdig ved utgangen av 2008.
Parts of the steel fabrication will be carried out at Aker Reinertsen's workshop in Murmansk in Russia.
Noe av stålfabrikasjonen skal utføres ved Aker Reinertsens verksted i Murmansk i Russland.
The structures will be developed with five seabed templates, four of them to be used for production/gas injection and one for water injection.
Feltet bygges ut med fem havbunnsrammer - fire for produksjon/gassinjeksjon og en for vanninjeksjon.
A 43-kilometre pipeline will carry the well stream to the platform.
Brønnstrømmen skal overføres til plattformen gjennom en 43 kilometer lang rørledning.
Tyrihans, which will be tied back to Kristin, will be one of the biggest development projects on the Norwegian continental shelf in coming years.
Tyrihans, som skal knyttes til Kristin, vil være et av de største utbyggingsprosjektene på norsk sokkel i de nærmeste årene.
Like the Kristin gas, the Tyrihans gas will be sent through the Åsgard Transport system to the treatment complex at Kårstø north of Stavanger.
Tyrihans-gassen skal, som Kristin-gassen, sendes gjennom rørledningen Åsgard transport til behandlingsanlegget på Kårstø i Rogaland.
Liquids production – condensate (light oil) and crude – will be combined with Kristin output after stabilisation and piped through an existing pipeline to the Åsgard C storage ship for export by shuttle tanker.
Oljen og kondensatet fra Tyrihans skal stabiliseres med væskeproduksjonen fra Kristin og sendes gjennom eksisterende rørledning til lagerskipet Åsgard C for videre transport med tankskip.
Tyrihans is due to come on stream in 2009, when spare capacity will be available in Kristin’s topside facilities.
Tyrihans skal etter planen begynne å produsere i 2009, når det er ledig kapasitet i prosesseringsanleggene på Kristin.
Total development costs are estimated to be around NOK 14.5 billion (nominal).
Utbyggingskostnadene er beregnet til totalt 14,5 milliarder kroner (nominelt).
Recoverable reserves are put at roughly 182 million barrels of oil and condensate, and 34.8 billion cubic metres of rich gas.
De utvinnbare reservene i feltet er anslått til rundt 182 millioner fat olje/kondensat og 34,8 milliarder kubikkmeter rikgass.
A contract has been awarded to Aker Reinertsen for modification work on the Kristin and Åsgard B platforms in the Norwegian Sea in connection with the Tyrihans field development.
Statoil har tildelt Aker Reinertsen en kontrakt for modifikasjonsarbeid på plattformene Kristin og Åsgard B i Norskehavet i forbindelse med utbyggingen av Tyrihans-feltet.
Running for a period of five years from October 2006, with three one-year options, this contract is worth almost NOK 370 million, including options.
Kontrakten har en varighet på fem år fra oktober 2006, i tillegg kommer opsjoner på tre ganger ett år.
Statoil is the only company that uses LNG-fuelled ships in offshore operations worldwide.
Statoil er det eneste selskapet som bruker LNG-fartøy i offshore-virksomhet på verdensbasis.
The emissions of nitrogen oxides (NOx) are expected to be cut by almost 90%, which represents 160 tonnes per year.
Det forventes at utslippene av nitrogenoksider (NOx) reduseres med nesten 90 prosent, noe som utgjør 160 tonn i året.
This corresponds to the annual NOx emissions from 20,000 cars.
Det tilsvarer det årlige NOx-utslippet fra 20.000 personbiler.
The carbon emissions will be reduced by approximately 20%.
Utslippene av karbondioksid reduseres med vel 20 prosent.
”We wish to contribute to a development that makes it economically advantageous to choose environmentally sound solutions.
– Vi ønsker å bidra til en utvikling som gjør det økonomisk fordelaktig å velge miljømessig gode løsninger.
In keeping with international treaties, Statoil focuses on the environmental actions that provide the most improvement for each dollar invested,” Ms Hestenes says.
I tråd med internasjonale avtaler satser Statoil på miljøtiltak som gir mest mulig forbedring for hver investerte krone, sier Hestenes.
The supply ship, which is under construction at the Westcon shipyard at Ølen in south-western Norway, is scheduled to be delivered in the autumn of 2007.
Forsyningsskipet, som er under bygging ved verftet Westcon i Ølen i Rogaland, skal etter planen leveres høsten 2007.
Another ship will be used during the construction of the LNG-fuelled ship.
Et annet fartøy skal benyttes mens LNG-skipet er under bygging.
Statoil has awarded Eidesvik Shipping AS the contract for the delivery of a supply ship fuelled by liquefied natural gas (LNG).
Statoil har tildelt rederiet Eidesvik Shipping AS kontrakten på levering av ett forsyningsskip drevet av nedkjølt, flytende naturgass (LNG).
The certification will be valid for three years.
Sertifiseringen gjelder for tre år.
This means that Statoil has been evaluated and certified on the basis of the internationally recognised standard for the environmental management of businesses.
Dette innebærer at Statoil er vurdert opp mot anerkjent og internasjonal god praksis for bedrifters miljøstyringssystemer.
Statoil has put considerable work into simplifying and increasing the efficiency of the group’s management systems and governing documents in recent years.
De siste årene har Statoil lagt ned et omfattende arbeid for å forenkle og effektivisere selskapets styringssystemer og styrende dokumenter.
This has resulted in substantial improvements.
Resultatet er betydelige forbedringer:
”Although we have good internal advocates, it is useful to have an external body that ensures that we comply with the system we have established.
– Selv om vi har gode interne pådrivere, er det nyttig å ha en ekstern instans som påser at vi etterlever det systemet vi har etablert.
It is also important that we set goals that are tracked and drive improvement,” Mr Lund said.
Dessuten er det viktig at vi setter mål som følges opp og fører til forbedring, sa Lund.
He added that Statoil regards the certification audits by DNV as an active and constructive contribution to the group’s improvement work.
Han sa videre at Statoil opplever sertifiseringsrevisjonene fra DNV som et aktivt og konstruktivt bidrag til selskapets forbedringsarbeid.
”This confirmation that also our environmental management system is in accordance with international standards is important to us, both internally, and towards the outside world.
– Det er viktig for oss, både internt og overfor omverdenen, at vi har fått bekreftet at også miljøstyringssystemet vårt er i samsvar med internasjonale standarder.
Statoil ASA is already certified to the quality management standard, ISO 9001.
Fra før er Statoil ASA sertifisert i henhold til standarden for kvalitetsstyring, ISO 9001.
Statoil’s environmental management system has now been certified to the ISO 14001 standard.
Statoil har fått sertifisert konsernets miljøstyringssystem i henhold til ISO 14001-standarden.
The contracts’ duration is two years with extension options of three times two years.
Kontraktenes varighet er to år med opsjoner for utvidelse med tre ganger to år.
With the options included, the contracts have a total value of NOK 7 billion.
Inkluderes opsjonene, har kontraktene en samlet verdi på 7 milliarder kroner.
They are among the largest fluid and cement contracts awarded in 2006 on a world scale and they have secured Statoil good prices in a pressured market.
De er blant de største væske- og sementkontraktene som tildeles i 2006 på verdensbasis, og de har sikret Statoil gode priser i et presset marked.
“With this contract award, Statoil will secure itself capacity for fluid and cement services for the future,” says Anders Opedal, vice president for procurements in the drilling and well technology business unit in Technology and Projects (T&P).
– Med denne tildelingen sikrer Statoil seg kapasitet for væske- og sementtjenester framover, sier anskaffelsesdirektør i enheten boring og brønn i Teknologi og prosjekter, Anders Opedal.
The contracts cover delivery of drill fluid and handling of drilling waste, cement services, delivery of completion fluid as well as pumping services in connection with drilling and completion of wells on Statoil operated fields on the Norwegian continental shelf.
Kontraktene omfatter leveranser av borevæsker og håndtering av boreavfall, sementtjenester, levering av kompletteringsvæsker samt pumpetjenester i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønner på Statoil-opererte felt på norsk sokkel.
Halliburton has been awarded drill fluid, cement services and completion fluids contracts for fields that are supplied by the bases at Dusavik near Stavanger, Florø north of Bergen, Kristiansund in western Norway and Hammerfest in northern Norway.
Halliburton er tildelt kontrakt for borevæsker, sementtjenester og kompletteringsvæsker for felt som forsynes fra basene Dusavik i Rogaland, Florø i Sogn og Fjordane, Kristiansund i Møre og Romsdal samt Hammerfest i Finnmark.
Halliburton has also been awarded cement services and completion fluids contracts for the following fields in the North Sea supplied from the Ågotnes base near Bergen: Statfjord with satellites, Gullfaks satellites and Kvitebjørn.
Halliburton er også tildelt kontrakt for sementtjenester og kompletteringsvæsker for følgende felt i Nordsjøen som forsynes fra Ågotnes-basen i Hordaland: Statfjord med satellitter, Gullfaks Satellitter og Kvitebjørn.
Additionally, the company has been awarded contracts for cement services in the Norne area of the North Sea which is supplied from Sandnessjøen in Nordland county.
I tillegg har selskapet fått kontrakt for sementtjenester for Norne-området i Norskehavet, som forsynes fra Sandnessjøen i Nordland.
The Halliburton contracts, without options, have a total value in excess of NOK 1.2 billion.
Kontraktene til Halliburton, uten opsjoner, har en samlet verdi på i overkant av 1,2 milliarder kroner.
M-I Norge has been awarded contracts for drill fluid for fields supplied from Ågotnes as well as completion fluids for the Gullfaks and Veslefrikk fields in the North Sea.
M-I Norge er tildelt kontrakt for borevæsker for felt som forsynes fra Ågotnes, samt kompletteringsvæsker for feltene Gullfaks og Veslefrikk i Nordsjøen.
The contract, without options, is worth around NOK 370 million.
Kontrakten, uten opsjoner, er verd rundt 370 millioner kroner.
Schlumberger Norge has been awarded a contract for cement services for the Gullfaks A, B and C platforms and Veslefrikk field.
Schlumberger Norge er tildelt kontrakt for sementtjenester for feltene Gullfaks og Veslefrikk.
The contract’s value, without options, is around NOK 75 million.
Kontraktens verdi, uten opsjoner, er om lag 75 millioner kroner.