natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Hydro Technology Ventures and Viking Venture II AS are investing NOK 14 million each in the Oslo-based company Ocean Riser Systems (ORS), which specializes in pressure control services for deep-water drilling and well operations.
Hydro Technology Ventures og Viking Venture II AS investerer 14 millioner kroner hver i det Oslo-baserte selskapet Ocean Riser Systems (ORS), som spesielt fokuserer på tjenester innenfor trykkontroll ved dypvannsboring og brønnoperasjoner.
Trend-setting technology “We are pleased to be able to make this investment in what we consider to be trendsetting technology, which will potentially revolutionize drilling and impact positively on the economics of well operation,” says Viking Venture partner Shane McElroy.
Trendsettende teknologi – Vi gleder oss over å kunne foreta denne investeringen i det vi vurderer som en trendsettende teknologi, med potensial til å revolusjonere måten brønner bores på og få økonomisk betydning for brønnoperasjoner, sier Viking Venture partner Shane McElroy.
The investment will fund Ocean Riser Systems’ commercialization of the drilling technology "Managed Pressure Drilling".
Investeringen skal finansiere Ocean Riser Systems kommersialiseringsprosess for boreteknologien "Managed Pressure Drilling".
This technology will enable lighter and cheaper drilling rigs to be used, also when conducting drilling operations at great ocean depths.
Denne teknologien muliggjør bruk av lettere og rimeligere borerigger, også under boreoperasjoner på stort havdyp.
Other advantages are:
Andre fordeler er at:
Smaller diameter casings can be used
det kan benyttes fôringsrør med mindre diameter
Technology suitable for reservoirs where pressure conditions are difficult
teknologien er velegnet for reservoarer med vanskelige trykkforhold
Solving fundamental problem This technology can be used when drilling deep-water production and exploration wells, and when conducting maintenance on production wells and seabed operated fields.
Løser fundamentalt problem Teknologien er aktuell både ved produksjons- og leteboring på dypt vann og ved intervensjon og vedlikehold av produksjonsbrønner på havbunnsopererte felt.
“Subterranean pressure conditions largely determine how long it takes to drill an oil or gas well, how much it will cost, and how great a risk is being taken.
– Trykkforholdene i undergrunnen bestemmer i dag i stor grad hvor lang tid det tar å bore en olje- eller gassbrønn, hvor mye det vil koste og hvor stor risiko man tar.
ORS will adopt a completely new method for controlling and regulating pressure in a well being drilled.
ORS vil ta i bruk en helt ny måte for å kontrollere og regulere trykket i en brønn som bores.
We have therefore solved a fundamental problem the industry has struggled with since day one, providing cost savings and environmental and safety gains,” says Ocean Riser Systems CEO Børre Fossli.
Vi løser et fundamentalt problem som industrien har slitt med siden den ble startet og som vil gi en stor gevinst med hensyn til kostnad, miljø og sikkerhet, sier administrerende direktør i Ocean Riser Systems, Børre Fossli.
“The fact that such expert organizations as Hydro Technology Ventures and Viking Venture see the great technological potential, and are investing considerable funds in the company, represents a decisive step in introducing the technology to the market.”
– Når så kompetente organisasjoner som Hydro Technology Ventures og Viking Venture ser det store potensialet i teknologien og investerer betydelige midler i selskapet, er dette et avgjørende skritt i å få teknologien raskt ut i markedet, sier Fossli.
Hydro’s Bjørn Engedal, who heads the company’s drilling and well technology unit, says:
Bjørn Engedal leder enheten for bore og brønnteknologi i Hydro:
“The biggest challenge in improving well operation efficiency is to reduce the number of unwanted incidents caused by drill-hole walls cracking or caving in.
– Den største utfordringen med å forbedre effektiviteten av boreoperasjonene er å redusere antallet uønskede hendelser knyttet til oppsprekking og innrasing av hullveggen.
Company facts Hydro Technology Ventures, established in March 2001, has NOK 750 million under management.
Fakta om selskapene Hydro Technology Ventures ble etablert i mars 2001 og har en forvaltingskapital på 750 millioner kroner.
The fund invests in forward-looking companies developing technologies relevant to Hydro’s oil and energy operations.
Fondet investerer i fremtidsrettede selskaper som utvikler teknologi knyttet til Hydros virksomhet innenfor olje og energi.
Hydro's venture fund and Viking Venture II are jointly investing NOK 28 million in the drilling technology company Ocean Riser Systems.
Hydros venturefond og Viking Venture II investerer til sammen 28 millioner kroner i boreteknologiselskapet Ocean Riser Systems.
Statoil Norway will supply diesel to vessels and installations on the NCS.
Statoil Norge skal levere drivstoff til fartøyer og installasjoner på norsk sokkel.
(Photo: Dag Myrestrand) The five-year deal takes effect on 1 November 2007 with a further four-year option, spanning nine years in total.
(Foto: Dag Myrestrand) Kontrakten har en varighet på fem år fra 1. november 2007 og inneholder en opsjon på ytterligere fire år.
Statoil Norway will supply diesel (marine gasoil - MGO) which is used as a fuel in turbines and diesel engines on all vessels and installations where Statoil is operator on the NCS.
Statoil Norge skal levere diesel (marin gassolje – MGO) som brukes som drivstoff i turbiner og dieselmotorer på alle fartøy og installasjoner hvor Statoil har operatøransvar på norsk sokkel.
“This is an important deal for Statoil Norge,” says Tom E Borgersen, sales manager for auto and marine in Statoil Norge.
– Dette er en viktig kontrakt for Statoil Norge.
“Statoil ASA is a demanding customer and we work continuously to strengthen our position as first choice for the supply fleet and installations on the NCS.”
Statoil ASA er en krevende kunde, og vi arbeider kontinuerlig med å styrke posisjonen vår som førstevalget for forsyningsflåten og installasjonene på norsk sokkel, sier salgsdirektør Tom E.
After 1 November, MGO must have a lower sulphur content than that supplied today.
MGO som leveres fra 1. november skal ha lavere svovelinnhold enn det som leveres i dag.
“The new fuel will provide a theoretical emissions reduction of around 400 tonnes of sulphur per year, equivalent to emissions from all road transport in Norway,” says Mr Borgersen.
– Det nye drivstoffet vil gi en teoretisk utslippsreduksjon på om lag 400 tonn svovel i året, noe som tilsvarer utslippene fra all veitrafikk i Norge, sier Borgersen.
“The agreement will expedite access other user groups have to the low-sulphur fuel.”
Kontrakten setter fortgang i arbeidet med å gjøre drivstoff med lavt svovelinnhold tilgjengelig for andre brukergrupper.
Currently, Statoil Norge also supplies fuel to Statoil’s vessels and installations on the NCS from the group’s bases along the Norwegian coast.
Statoil Norge leverer også drivstoff til Statoils fartøyer og installasjoner på norsk sokkel i dag.
Bases in Stavanger, Bergen, Kristiansund and Sandnessjøen will be upgraded to better handle deliveries in accordance with the new contract.
Basene ved Stavanger, Bergen, Kristiansund og Sandnessjøen skal oppgraderes for å stå bedre rustet til å møte leveransene i henhold til den nye kontrakten.
The Exploration & Production Norway (EPN) business area has signed the agreement on behalf of Statoil ASA.
Det er forretningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge (UPN) som har inngått kontrakten på vegne av Statoil ASA.
To avoid any conflict of interest, ConocoPhillips has had responsibility for the procurement process and led evaluation of the various tenders.
Av habilitetshensyn har ConocoPhillips hatt ansvaret for anskaffelsesprosessen og ledet evalueringen av de ulike anbudene.
Statoil ASA has signed a frame agreement, worth around NOK 10 billion, with its subsidiary Statoil Norge for the purchase of fuel for all activities on the Norwegian continental shelf (NCS).
Statoil ASA har inngått rammekontrakt med datterselskapet Statoil Norge om innkjøp av drivstoff til alle aktiviteter på norsk sokkel.
The exploration well and subsequent sidetrack were drilled in over 1,860 meters of water.
Utforskningsbrønnen og et tilhørende sidesteg ble boret på 1.860 meters vanndyp.
Post-drilling analysis will continue to determine if the resources found can be commercially viable as a tie-back to another facility.
Analyser av boringen vil fortsette for å avgjøre om ressursene lar seg utnytte kommersielt gjennom oppkobling til en annen installasjon.
Thunder Ridge lies about two miles from the recently sanctioned Thunder Hawk development that will include a stand-alone, semi-submersible floating production unit.
Thunder Ridge ligger drøyt tre kilometer fra Thunder Hawk, hvor det nylig ble vedtatt å bygge en enkeltstående halvt nedsenkbar produksjonsplattform.
Murphy is operator with a 37.5 percent working interest in the field.
Murphy er operatør med en 37,5 prosents andel i feltet.
Partners are Dominion Exploration & Production, 25 percent, Hydro, 25 percent, and Marubeni Offshore Production, 12.5 percent.
Partnere er Dominion Exploration & Production (25 prosent), Hydro (25 prosent) og Marubeni Offshore Production (12,5 prosent).
Hydro participates with a 25 percent stake in an exploration well located in Mississippi Canyon Block 737 in the Gulf of Mexico, where operator Murphy Oil Corporation announced an oil find on Thursday.
Hydro deltar med 25 prosents eierandel i en utforskningsbrønn lokalisert i Mississippi Canyon Block 737 i Mexicogolfen, hvor operatøren Murphy Oil Corporation torsdag kunngjorde et oljefunn.
According to the organizers, the Ormen Lange project was unanimously voted into first place by all ten of Platts Global Energy Awards judges.
Ifølge arrangørene ble Ormen Lange-prosjektet stemt inn på førsteplass av alle de ti dommerne i panelet for Platts Global Energy Awards.
This was the first-time ever in the history of the awards that any entry has received such an endorsement.
Det er første gang i historien at en kandidat har fått så stor tilslutning.
Among the nominees for Global Energy Project of the Year were the companies ABB, American Electric Power and Saudi Aramco.
Blant de andre nominerte kandidatene til "Global Energy Project of the Year" var selskapene ABB, American Electric Power og Saudi Aramco.
"On behalf of the operator Hydro and its Ormen Lange project partners, Norwegian offshore technology – through the Ormen Lange field development – is today breaking technology barriers, which only a few years ago were looked upon as impossible to overcome," says senior vice president Tom Røtjer, who is Hydro's project director for the Ormen Lange project .
– På vegne av operatøren Hydro og prosjektpartnerne på Ormen Lange ser vi i dag at norsk offshoreteknologi, gjennom utbyggingen av Ormen Lange-feltet, bryter teknologiske barrierer som vi for bare få år siden trodde det var umulig å komme forbi, sier Tom Røtjer, prosjektdirektør for Ormen Lange-utbyggingen.
"In 2000 our vision was to bring the gas to shore without a platform.
– I 2000 hadde vi en visjon om å hente gassen opp på land uten plattform.
In 2004 the USD 10 billion project was sanctioned, and next year we will supply energy to the British people as promised."
I 2004 ble prosjektet til 10 milliarder US-dollar godkjent, og neste år vil vi forsyne det britiske folk med energi slik vi har lovet.
Hydro is today well under way of finalizing the project, within the agreed budget and time limits.
Hydro er i dag godt i gang med å fullføre Ormen Lange-prosjektet, innenfor avtalte budsjettgrenser og tidsrammer.
"Only a close cooperation with the Norwegian and international supply industry, and between project partners such as Shell, Statoil, ExxonMobil, Petoro and Dong, made it possible to realize the huge task of developing the Ormen Lang gas field," Røtjer adds.
– Bare et tett samarbeid med norsk og internasjonal leverandørindustri og mellom prosjektpartnere som Shell, Statoil, ExxonMobil, Petoro og Dong, har gjort det mulig å realisere den enorme oppgaven det er å bygge ut gassfeltet Ormen Lange, sier Røtjer.
The development of the Ormen Lange field has been the largest project Hydro has ever undertaken, at a total estimated cost of NOK 66 billion, or close to US 10 billion.
Utbyggingen av Ormen Lange-feltet er det største prosjektet Hydro noen gang har påtatt seg, med et samlet kostnadsanslag på 66 milliarder kroner.
It involves the installation of a number of production units on the seabed 850 to 900 meters below sea level, onshore processing in Norway, and the world’s longest subsea export pipeline.
Det omfatter installasjon av en rekke produksjonsenheter på havbunnen på 850-900 meters dyp, landbasert prosessering i Norge og verdens lengste eksportrørledning under vann.
The Ormen Lange field, located in the Norwegian Sea 120 kilometers off the coast of west Norway, was proven through drilling by Hydro in 1997.
Ormen Lange-feltet ligger i Norskehavet 120 kilometer utenfor Mørekysten og ble påvist i forbindelse med boring som ble utført av Hydro i 1997.
Gas from Ormen Lange is expected to supply 20 per cent of the UK’s gas needs when the project comes on stream in October 2007.
Gassen fra Ormen Lange forventes å kunne dekke 20 prosent av Storbritannias gassbehov når feltet blir satt i drift i oktober 2007.
The Global Energy Awards were established in 1999 as a way of recognizing outstanding achievement and vision in the global energy industry.
Global Energy Awards ble opprettet i 1999 for å gi anerkjennelse til fremragende prestasjoner og visjoner i den globale energibransjen.
Each year, the mission of the Platts Global Energy Awards is to single out the energy industry’s star performers, recognizing corporate achievements, the strongest individual efforts, and the most compelling community supporters.
Formålet med Platts Global Energy Awards er hvert år å trekke fram bransjens beste aktører og premiere gode bedriftsresultater, sterke enkeltprestasjoner og de mest samfunnsnyttige prosjektene.
Hydro's Ormen Lange project received the Global Energy Project of the Year Prize at Platts Global Energy Awards ceremony in New York on November 30.
Hydros Ormen Lange-prosjekt ble tildelt prisen "Global Energy Project of the Year" på Platts' prisutdelingsseremoni for energibransjen i New York 30. november.
The Statoil group was recently awarded the operatorship and an 80% interest in deepwater block 9 off Egypt in the 2006 EGAS international bid round.
I den internasjonale budrunden fikk Statoil tilbud om operatørskap og en andel på 80 prosent i blokk 9 i Middelhavet.
The offer is subject to finalisation of a detailed production sharing agreement and approval by the Egyptian parliament.
Tilbudet forutsetter en inngåelse av en produksjonsdelingsavtale samt en endelig godkjenning fra det egyptiske parlamentet.
Block 9 covers an area of 8,368 square kilometres.
Blokken ligger vest av Nilen-deltaet og dekker et området på 8368 kvadratkilometer.
In Egypt, blocks are awarded in bid rounds whereby the winning bids are determined based on both technical and commercial parameters.
I Egypt tildeles blokker gjennom budrunder.
Egypt produces around 1,5 million barrels of oil equivalent per day, of which 60% is gas.
I Egypt produseres det om lag 1,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag, 60 prosent av dette er gass.
The considerable gas discoveries in recent years have allowed Egypt to grow the domestic gas market and to start gas exports.
Betydelige gassfunn de siste årene har gjort at landet har startet eksport av gass.
Statoil opened an office for business development in Cairo in January 2006.
Statoil åpnet kontor i Kairo i januar 2006.
Statoil has for the first time taken part, and been offered acreage, in an Egyptian licensing round.
Det er første gang selskapet får tildelt leteareal i landet.
Under a farm-in agreement with Hydro, operator of SDL 1040, Husky Energy drilled the well using the jack-up drilling rig Rowan Gorilla VI.
I henhold til en avtale med Hydro, som er operatør for SDL 1040, har Husky Energy boret brønnen med bruk av den oppjekkbare boreriggen "Rowan Gorilla VI".
The F-12 well was drilled to a total depth of 4,666 metres.
F-12-brønnen ble boret til 4.666 meters dyp.
A side track well F-12Z was drilled to further delineate the structure and to gather additional reservoir information.
Det ble også boret en sidebrønn, F-12Z, for å foreta ytterligere avgrensing av strukturen og samle mer informasjon om reservoaret.
In both wells hydrocarbons were encountered in the Upper Hibernia formation.
I begge brønnene ble det funnet hydrokarboner i formasjonen Upper Hibernia.
Further analysis of core, fluid samples and wireline log data is continuing to estimate the recoverable resources from this pool.
Det blir nå utført flere analyser av kjerneprøver, brønnvæske og loggdata for å anslå omfanget på de utvinnbare ressursene i dette bassenget.
“Hydro is very satisfied with the drilling operation and the cooperation with Husky.
– Hydro er svært tilfreds med boringen og samarbeidet med Husky.
We are encouraged by the result and will evaluate the find further to see if this can be developed commercially, said Johan Kr.
Vi er oppmuntret av resultatet og vil evaluere funnet videre for å se om det kan utvikles kommersielt, sier Johan Kr.
Mikkelsen, President of Norsk Hydro Canada Oil & Gas.
Mikkelsen, leder for Norsk Hydro Canada Oil & Gas.
Partners in West Bonne Bay:
Partnere i West Bonne Bay:
Hydro (operator) – 72.22%
Hydro (operatør) – 72,22 prosent
Husky Energy (drilling operator) – 27.78%
Husky Energy (boreoperatør) – 27,78 prosent
Hydro and Husky Energy have discovered hydrocarbons during delineation drilling in the Jeanne d'Arc Basin, offshore Newfoundland and Labrador.
Hydro og Husky Energy har funnet hydrokarboner i forbindelse med boring av avgrensingsbrønner i Jeanne d'Arc-bassenget utenfor kysten av Newfoundland og Labrador.
The company's Board of Directors will in addition evaluate further measures within the magnesium activities in its meeting on Friday, Oct. 12.
Selskapets styre vil forøvrig evaluere videre tiltak innen magnesium på møte fredag 12. oktober.
In connection with a price-hedging program for Hydro Aluminium Metal Products for the period 2001-2003 additional collar options were acquired during 2000.
I tilknytning til prissikringsprogram for Hydro Aluminium Metall for perioden 2001 til 2003 ble det i løpet av 2000 inngått såkalte "collar-opsjoner".
As a consequence of the reduction in the aluminium price (LME) these options have resulted in a loss of NOK 340 million in the third quarter.
Disse opsjonene har som følge av reduksjon i aluminiumsprisen (LME) medført et tap på 340 millioner kroner i tredje kvartal.
In the Oil and Energy business area the result will be affected by an unrealized loss on oil and gas inventory, lower electricity production, extraordinary costs of repairs at the Åsgard field in the North Sea and a production outage at the Scanraff refinery in Lysekil, Sweden.
I forretningsområdet Olje og Energi blir resultatet blant annet påvirket av urealisert lagertap for olje og gass, lavere el-produksjon, ekstraordinære reparasjonskostnader på Åsgard og driftsavbrudd på Scanraff-raffineriet.
Operating income for Oil and Energy will be approximately NOK 4.5 billion, according to a company annoncement.
Driftsresultatet i Olje og Energi forventes å utgjøre omlag 4,5 milliarder kroner.
No place has that been more clear than Troll, where we are now ready to recover 500 million barrels of oil from new reservoirs," said Executive Vice President Tore Torvund at Hydro's Capital Markets Day in Oslo on Wednesday.
Ingen steder har dette vært tydeligere enn på Troll, der vi nå er i ferd med å modne frem 500 millioner fat olje i nye reserver, sa konserndirektør Tore Torvund på Hydros kapitalmarkedsdag i Oslo onsdag.
Hydro has worked hard since the mid-1980s to secure profitable production from the thin oil layer on the Troll field.
Hydro har siden midten av 1980-tallet arbeidet for å sikre lønnsom utnyttelse av den tynne oljesonen i Troll-feltet.
The commercial oil reservoirs in the field have gone from zero – when Hydro started test production of a horizontal well on Troll in 1986 – to some 1,400 million barrels today.
De kommersielle oljereservene i feltet har økt fra null, da Hydro startet testproduksjon av en horisontalbrønn i feltet i 1986, til om lag 1400 millioner fat i dag.
We have staked out our future course.
Vi har staket ut kursen for utviklingen framover.
Our plan is to increase recoverable oil reserves in Troll by more than 30 percent – to 2 billion barrels of oil,” Torvund said during his presentation.
Vår plan er å øke de utvinnbare oljereservene i Troll med over 30 prosent til to milliarder fat olje, sa Torvund.
Hydro has developed Troll’s oil resources with the use of more than 110 horizontal wells, a large number of which have production extensions in the reservoir.
Hydro har utviklet oljeressursene i Troll med bruk av over 110 horisontale brønner, hvorav et stort antall har flere produserende grener inn i reservoaret.
High-precision horizontal drilling and production wells with up to six producing extensions have been developed in close cooperation with Hydro’s suppliers within drilling and well technology.
Horisontal boring med høy presisjon, og produksjonsbrønner med opptil seks produserende grener, er utviklet i et nært samarbeid med Hydros leverandører innen boring og brønnteknologi.
Hydro is also now working with its partners on future gas production from Troll, to build the basis for developing yet another new phase in the field’s lifetime.
Hydro arbeider nå også i et prosjekt sammen med partnere for framtidig gassproduksjon for Troll, for å utrede grunnlaget for videreutvikling av en ny fase av feltets liv.
The main challenge of the project is to determine whether it is possible to accelerate gas recovery from one part of the Troll field while simultaneously preparing for increased oil recovery from another part.
Hovedutfordringen i prosjektet er å kartlegge om det er mulig å akselerere gassuttaket fra en del av Troll-feltet samtidig som det legges til rette for en kraftig langsiktig satsing på økt oljeutvinning fra en annen del.
The condition for achieving our ambition of increased oil production is that gas recovery from the part where the oil lies does not start too early.
Forutsetningen for å klare ambisjonen om økt oljeutvinning er at gassuttaket fra den delen der oljen ligger, ikke starter for tidlig.
"Hydro has an exceptionally interesting portfolio in the Norwegian offshore sector, one that steadily builds the basis for attractive new projects.
- Hydro har en meget interessant portefølje på norsk sokkel, som stadig skaper grunnlag for nye attraktive prosjekter.
Each year, Hydro invites financial analysts and the media from Norway and abroad to a presentation of the company's activities and strategic direction.
Hydro inviterer hvert år finansanalytikere og presse fra inn- og utland til en presentasjon og oppdatering om selskapets virksomheter og strategiske vurderinger.
The presentations are made by Hydro's corporate management, and participants have the opportunity to pose questions.
Presentasjonene blir gjort av selskapets konsernledelse, og deltakerne har anledning til å stille spørsmål.
The presentations from this year's Capital Markets Day are published on the Investor Relations pages of hydro.com; see link in the right hand column.
Ulike presentasjoner fra arrangementet er lagt tilgjengelige på investorsidene på hydro.com, se lenken i høyre spalte.
FMC Technologies will deliver 14 Xmas trees and five subsea templates with manifolds.
FMC Technologies skal levere 14 ventiltrær og 5 brønnrammer med manifolder.
The contract also includes production control systems, workover systems for well interventions and an option for umbilicals.
Kontrakten omfatter også systemer for produksjonskontroll, vedlikeholdssystemer for brønnintervensjoner samt opsjon for navlestrengskabler (umbilicals).
The company will also get assistance and facility maintenance options during installation and operation phases.
Selskapet får i tillegg opsjon på assistanse og vedlikehold av fasilitetene under installerings- og driftsfasene.