natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We therefore need to perform more analyses and evaluations in order to determine the resource potential of the discovery,” says Bente Fotland at StatoilHydro’s Harstad office.
Vi trenger derfor mer tid for å gjennomføre evaluering og analyser for å avklare ressurspotensialet i funnet, sier Bente Fotland ved StatoilHydros kontor i Harstad.
Ververis is the first well in production licence 395, which was awarded in the 19th licensing round in 2006.
Ververis er den første brønnen i utviklingstillatelse 395, som ble tildelt i 19. konsesjonsrunde i 2006:
“The licence was awarded in April 2006, and seismic data were shot during the summer of 2006.
- Tildelingen skjedde i april i 2006, og seismikken ble skutt allerede samme sommer.
The entire project was in fact completed sooner than expected,” Fotland says.
Hele prosjektet ble gjennomført raskere enn beregnet, forteller Fotland.
The well was drilled to a vertical depth of 2992 metres below the sea surface and completed in the lower Triassic Havert formation.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2992 meter under havflaten, og ble avsluttet i Havert-formasjonen i undre trias.
Polar Pioneer will move on to drill exploration well 7224/6-1 in production licence 394, operated by StatoilHydro.
Polar Pioneer skal nå bore undersøkelsesbrønn 7224/6-1 i utvinningstillatelse 394, der StatoilHydro er operatør.
The licensees in production licence 395 are: StatoilHydro ASA (operator) (50 prosent), BG Norge AS (30 prosent), Petoro AS (20 prosent).
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 395 er: StatoilHydro (operatør , 50 prosent) , BG Norge (30 prosent), Petoro (20 prosent).
The licensees in production licence 283 are: StatoilHydro (operator, 30 percent), Centrica (10 percent), Chevron (12.5 percent), Aker Exploration AS (12.5 percent), ConocoPhillips (15 percent) and Petoro (20 percent).
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 283 er: StatoilHydro ( operatør, 30 prosent), Centrica (10 prosent), Chevron (12,5 prosent), Aker Exploration AS (12,5 prosent), ConocoPhillips (15 prosent) og Petoro (20 prosent).
Ververis
Ververis
Stetind
Stetind
During the drilling of exploration well 7226/2-1 in the Barents Sea StatoilHydro, the operator of the licence, has struck gas in a prospect named Ververis.
Under boring av undersøkelsesbrønn 7226/2-1 i Barentshavet har StatoilHydro som operatør funnet gass i et prospekt kalt Ververis.
(Photo: Norsk Helikopter)
(Foto: Norsk Helikopter).
The recently-built helicopters to be supplied are of the Eurocopter EC225 type.
Helikoptrene som skal leveres er nybygg av typen Eurocopter EC225.
This type is a further development of the SuperPuma helicopters operating from Hammerfest under the current contract.
Denne helikoptertypen er en videreutvikling av SuperPuma-maskinene som opererer ut fra Hammerfest under dagens kontrakt.
The contract will cover StatoilHydro’s and Eni’s need for helicopter services for the companies’ overall activities in the Barents Sea.
Kontrakten vil dekke StatoilHydro og Enis behov for helikoptertjenester til selskapenes samlede aktiviteter i Barentshavet.
”Through this helicopter contract we have secured resources for future operations in the Barents Sea and we have reached a good and flexible solution which involves the cooperation with Eni,” says Kjell Kristoffersen, head of operations and maintenance procurements in StatoilHydro.
– Vi har gjennom denne helikopteranskaffelsen sikret oss ressurser for framtidige operasjoner i Barentshavet, og har oppnådd en god og fleksibel løsning gjennom blant annet samarbeid med Eni, sier Kjell Kristoffersen, direktør for Drifts- og vedlikeholdsanskaffelser i StatoilHydro.
The helicopters will be operating under harsh conditions and StatoilHydro has given safety and quality top priority by setting requirements for new helicopter technology.
Helikoptrene skal operere under barske forhold, og StatoilHydro har gjennom krav til ny teknologi for helikoptrene gitt sikkerhet og kvalitet høyeste prioritet.
The contract has a duration of six years and will enter into force in June 2009, with an option to extend the contract by three years.
Kontrakten har en varighet på 6 år med oppstart juni 2009, og med mulighet for 3 års forlengelse.
Norsk Helikopter AS has the current contract for helicopter services at the Hammerfest base.
Norsk Helikopter AS innehar dagens kontrakt på helikoptertjenester ved basen i Hammerfest.
Due to long delivery time for helicopters from the factory, the period up to medio-2010 will be a transition period in which the service will be covered by the helicopters under the existing contract.
På grunn av lang leveringstid på helikopter fra fabrikk vil det fram til medio 2010 være en overgangsfase hvor tjenesten vil dekkes av helikoptrene i eksisterende kontrakt.
StatoilHydro has, in cooperation with Eni Norge, signed a contract for two helicopters of the Eurocopter EC225 type.
StatoilHydro har sammen med Eni Norge inngått kontrakt på to helikoptre av typen Eurocopter EC225.
Despite a margin of error relating to different methods of collecting data, the positive trend is clear, reports staff engineer Margareta Skog.
En feilmargin ligger i ulike måter å innhente data på, men det går uansett framover, ifølge overingeniør Margareta Skog.
The recovery factor rose from 50 to 56 per cent last year compared with 1997.
Gjenvinningsgraden økte fra 50 prosent til 56 prosent fra 1997 til i fjor.
Waste not reused is either incinerated without its energy being recovered, or dumped in a landfill.
Det som ikke blir gjenvunnet blir enten brent uten at energien i avfallet utnyttes, eller kastes på dynga.
"A few years ago, a lot of people shrugged when we tried to get them to start sorting waste," Ms Skog recalls.
"For få år siden trakk trakk mange på skuldrene da vi forsøkte å få dem til å skulle sette i gang kildesortering.
"Views today are uniformly positive.
I dag er holdningene gjennomgående positive.
Waste is sorted into a total of eight categories offshore and on land, she says.
Til sammen sorteres det i åtte avfallsseksjoner offshore og på land.
"Our biggest challenge is always to get down the overall volume of refuse through recycling and other measures.
"Den viktigste utfordringen vår er hele tiden å få ned totalmengden avfall gjennom gjenbruk og annen forbruksreduksjon.
Generating waste carries a cost, and the most expensive approach of all is to deliver unsorted waste for deposition in a landfill."
Det koster å lage avfall, og klart dyrest er det å levere usortert avfall til deponering på søppelfylling," understreker Skog.
"We can undoubtedly take this business a bit more seriously," says Ms Skog.
"Vi kan nok ta oppgaven litt mer alvorlig.
"Food scraps containing plastic packaging and paper cups make poor pig feed, for instance."
Det blir dårlig grisefôr av matavfall med plastemballasje og pappbegere i," sier Skog.
Employees in Statoil are getting steadily better at sorting waste, according to the corporate health, environment and safety (HES) department.
Ansatte i Statoil blir stadig flinkere til å kildesortere avfall.
The increase was partly offset by negative net financial income and higher taxes.
Økningen ble delvis motvirket av negative netto finansinntekter og høyere skatt.
The increase in net income from the first half of 2007 to the first half of 2008 was mainly due to a 44% increase in realised liquids prices measured in NOK, and a 31% increase in natural gas prices.
Resultatoppgangen fra første halvdel av 2007 til første halvdel av 2008 var hovedsakelig knyttet til en økning i realiserte væskepriser på 44%, målt i norske kroner, og en økning i prisene på naturgass på 31%.
The increase was partly offset by increased operating expenses, exploration expenses and higher taxes.
Økningen ble delvis motvirket av økte drifts- og letekostnader og høyere skatt.
"The second quarter result is primarily influenced by high oil and gas prices.
- Resultatet for andre kvartal er hovedsakelig påvirket av høye olje- og gasspriser.
Our record earnings are also coming as a result of operational focus contributing to high production", says Helge Lund, StatoilHydro's chief executive.
Vår rekordhøye inntjening er imidlertid også et resultat av driftsmessig fokus i selskapet, noe som har bidratt til høy produksjon, sier StatoilHydros konsernsjef, Helge Lund.
"Our equity production increased 6% from the second quarter of 2007, mainly due to new capacity both on and outside the Norwegian Continental Shelf (NCS) and higher gas offtake.
- Vår egenproduksjon økte med 6% fra andre kvartal i 2007, hovedsakelig som følge av ny kapasitet både på norsk sokkel og internasjonalt og høyere gassalg.
A number of our fields will undergo planned turnarounds in the next quarter.
En rekke av feltene våre vil gjennomgå planlagte revisjonsstanser i neste kvartal.
In total we are on track to deliver on our 2008 production ambition", Lund says.
Samlet sett ligger vi godt an til å oppnå produksjonsmålet vi har satt for 2008, sier Lund.
"We are also satisfied with our exploration results this year.
- Vi er også fornøyd med leteresultatene våre i år.
In the first half of 2008 we have completed a total of 49 exploration wells, out of which 18 have been declared as discoveries.
I første halvdel av 2008 har vi gjennomført til sammen 49 letebrønner, hvorav 18 er bekreftede funn.
For the full year we plan to drill at least 70 wells", Lund adds.
For året som helhet planlegger vi å bore minst 70 brønner, tilføyer Lund.
StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production in the second quarter of 2008 of 1,710 mboe per day.
StatoilHydros samlede bokførte produksjon av olje og gass i andre kvartal 2008 var på 1,710 millioner foe per dag.
Lifted volumes increased by 8% to 1,736 mboe.
Løftede volumer økte med 8% til 1,736 millioner foe.
Combined with record high prices for liquids and natural gas, the net operating income for the second quarter of 2008 increased to NOK 62.6 billion, up 74% from NOK 36.1 billion in the second quarter of 2007.
Kombinert med rekordhøye priser på væske og naturgass økte driftsresultatet for andre kvartal 2008 til 62,6 milliarder, en oppgang på 74% fra 36,1 milliarder i andre kvartal 2007.
StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production in the first half of 2008 of 1,799 mboe per day.
StatoilHydros samlede bokførte produksjon av olje og gass i første halvdel av 2008 var på 1,799 millioner foe per dag.
Solid production and record high prices yielded a net operating income for the first half of 2008 of NOK 114.1 billion, compared to NOK 70.5 billion in the first half of 2007.
Solid produksjon og rekordhøye priser førte til et driftsresultat i første halvdel av 2008 på 114,1 milliarder kroner, sammenlignet med 70,5 milliarder kroner i første halvdel av 2007.
During the first half of 2008, we gained access to 15 new licenses through licensing rounds in the Gulf of Mexico, Alaska and Brazil.
I første halvdel av 2008 fikk vi tilgang til 15 nye lisenser gjennom lisensrunder i Mexicogolfen, Alaska og Brasil.
This comes in addition to the acquisition of the remaining 50% of the Peregrino development offshore Brazil.
Dette kommer i tillegg til overtakelse av de resterende 50% av Peregrino-utbyggingen utenfor Brasil.
The acquisition is still pending governmental approval.
Overtakelsen forutsetter godkjennelse fra myndighetene.
StatoilHydro delivered an extensive exploration programme in the first half of 2008.
StatoilHydro gjennomførte et omfattende leteprogram i første halvdel av 2008.
Of a total of 49 completed exploration wells by 30 June, 27 were drilled outside of the NCS.
Tjuesyv av de totalt 49 fullførte letebrønnene per 30. juni ble boret utenfor norsk sokkel.
We have declared 18 discoveries, of which three were made internationally.
18 av brønnene er bekreftede funn, hvorav tre ble gjort internasjonalt.
An additional five wells have been completed since 30 June.
Ytterligere fem brønner er fullført etter 30. juni.
In the first half of 2008, we delivered three PDOs (Plan for Development and Operation) on the NCS; Yttergryta (18 January), Morvin (15 February) and Troll Field project (27 June).
I første halvdel av 2008 leverte vi tre planer for utbygging og drift (PUD) på norsk sokkel; Yttergryta (18. januar), Morvin (15. februar) og Troll-feltprosjektet (27. juni).
On the NCS we started up production on five fields; Gulltopp (7 April), Oseberg Gamma Main Statfjord (12 April), Vigdis East (15 April), Theta Cook (26 June) and Oseberg Delta (27 June).
På norsk sokkel ble fem felt satt i drift; Gulltopp (7. april), Oseberg Gamma Main Statfjord (12. april), Vigdis Øst (15. april), Theta Cook (26. juni) og Oseberg Delta (27. juni).
Internationally, production commenced on Deep Water Gunashli in Azerbaijan (22 April).
Internasjonalt ble produksjonen startet opp på dypvannsfeltet Gunashli i Aserbajdsjan (22. april).
Return on average capital employed after tax (ROACE) [*] for the 12 months ended 30 June 2008 was 23.2%, compared to 21.4% for the 12 months ended 30 June 2007.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) i de siste 12 månedene fram til 30. juni 2008 var 23,2%, sammenlignet med 21,4% i tilsvarende periode i 2007.
The increase was due to higher net income, partly offset by higher average capital employed.
Oppgangen skyldtes høyere resultat og ble delvis motvirket av høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital.
In the second quarter of 2008, earnings per share were NOK 5.89, compared to NOK 4.28 in the second quarter of 2007.
I andre kvartal 2008 var inntjeningen per aksje 5,89 kroner, sammenlignet med 4,28 kroner i andre kvartal 2007.
In the first half of 2008, earnings per share were NOK 10.91, compared to NOK 7.33 in the first half of 2007.
I første halvdel av 2008 var inntjeningen per aksje 10,91 kroner, sammenlignet med 7,33 kroner i første halvdel av 2007.
Net operating income in the second quarter of 2008 was NOK 62.6 billion, compared to NOK 36.1 billion in the second quarter of 2007.
Driftsresultatet i andre kvartal 2008 var på 62,6 milliarder kroner, sammenlignet med 36,1 milliarder kroner i andre kvartal 2007.
Net operating income in the first half of 2008 was NOK 114.1 billion, compared to NOK 70.5 billion in the first half of 2007.
Driftsresultatet i første halvdel av 2008 var på 114,1 milliarder kroner, sammenlignet med 70,5 milliarder kroner i første halvdel av 2007.
Total liquids and gas liftings in the second quarter of 2008 were 1,736 mboe per day, compared to 1,605 mboe per day in the second quarter of 2007, an increase of 8%.
Samlet væske- og gassløfting i andre kvartal 2008 var 1,736 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,605 millioner foe per dag i andre kvartal 2007, en økning på 8%.
There was an overlift in the second quarter of 2008 of 42 mboe per day [*] compared to an underlift in the second quarter of 2007 of 66 mboe per day.
Det var et overløft i andre kvartal 2008 på 42 tusen foe per dag, sammenlignet med et underløft i andre kvartal 2007 på 66 tusen foe per dag.
Total liquids and gas liftings in the first half of 2008 were 1,786 mboe per day, compared to 1,747 mboe per day in the first half of 2007, a 2% increase.
Samlet væske- og gassløfting i første halvdel av 2008 var 1,786 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,747 millioner foe per dag i første halvdel av 2007, en økning på 2%.
There was an overlift in the first half of 2008 of 3 mboe per day [*] compared to an overlift in the first half of 2007 of 6 mboe per day.
Det var et overløft i første halvdel av 2008 på 3 tusen foe per dag, sammenlignet med et overløft i første halvdel av 2007 på 6 tusen foe per dag.
Total liquids and gas entitlement production in the second quarter of 2008 was 1,710 mboe per day, compared to 1,671 mboe per day in the second quarter of 2007.
Samlet bokført produksjon av væske og gass i andre kvartal 2008 var 1,710 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,671 millioner foe per dag i andre kvartal 2007.
Average equity [*] production was up 6% to 1,898 mboe per day in the second quarter of 2008 compared to 1,786 mboe per day in the second quarter of 2007.
Gjennomsnittlig egenproduksjon økte med 6% til 1,898 millioner foe per dag i andre kvartal 2008, sammenlignet med 1,786 millioner foe per dag i andre kvartal av 2007.
Total liquids and gas entitlement production in the first half of 2008 was 1,799 mboe per day, compared to 1,741 mboe per day in the first half of 2007.
Samlet bokført produksjon av væske og gass i første halvdel av 2008 var 1,799 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,741 millioner foe per dag i første halvdel av 2007.
Average equity [*] production was up 7% to 1,973 mboe per day in the first half of 2008 compared to 1,837 mboe per day in the first half of 2007.
Gjennomsnittlig egenproduksjon økte med 7% til 1,973 millioner foe per dag i første halvdel av 2008, sammenlignet med 1,837 millioner foe per dag i første halvdel av 2007.
Exploration expenditure was NOK 3.7 billion in the second quarter of 2008, compared to NOK 3.0 billion in the second quarter of 2007.
Leteutgiftene i andre kvartal 2008 var 3,7 milliarder kroner sammenlignet med 3,0 milliarder kroner i andre kvartal 2007.
Exploration expenditure was NOK 7.6 billion in the first half of 2008, compared to NOK 5.7 billion in the first half of 2007.
Leteutgiftene var 7,6 milliarder kroner i første halvdel av 2008, sammenlignet med 5,7 milliarder kroner i første halvdel av 2007.
The increase in both periods was mainly due to higher drilling activity, drilling cost and increased expenditures on seismic.
Økningen i begge perioder var hovedsakelig knyttet til høyere borevirksomhet, økte borekostnader og økte seismikkutgifter.
Exploration expenditure reflects the period's exploration activities.
Leteutgiftene gjenspeiler periodens leteaktiviteter.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period's change in capitalised exploration expenditure.
Letekostnadene i perioden består av leteutgifter justert for periodens endring i balanseførte leteutgifter.
In the second quarter of 2008, a total of 24 exploration and appraisal wells and three exploration extension wells were completed, 15 on the NCS and 12 internationally.
I andre kvartal 2008 ble til sammen 24 lete- og avgrensningsbrønner og tre leteforlengelser fullført, 15 på norsk sokkel og 12 internasjonalt.
Ten exploration and appraisal wells and one exploration extension well have been declared as discoveries.
10 lete- og avgrensningsbrønner og en leteforlengelse er bekreftede funn.
In the second quarter of 2007, a total of 16 exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were completed, seven on the NCS and 11 internationally.
I andre kvartal av 2007 ble til sammen 16 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser fullført, syv på norsk sokkel og 11 internasjonalt.
Nine exploration and appraisal wells and two exploration extension wells have been declared as discoveries.
Ni lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser er bekreftede funn.
In the first half of 2008, a total of 45 exploration and appraisal wells and four exploration extension wells were completed, 22 on the NCS and 27 internationally.
I første halvdel av 2008 ble til sammen 45 lete- og avgrensningsbrønner og fire leteforlengelser fullført, 22 på norsk sokkel og 27 internasjonalt.
Sixteen exploration and appraisal wells and two exploration extension wells have been declared as discoveries.
16 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser er bekreftede funn.
In the first half of 2007, a total of 35 exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were completed, 14 on the NCS and 23 internationally.
I første halvdel av 2007 ble til sammen 35 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser fullført, 14 på norsk sokkel og 23 internasjonalt.
Eighteen exploration and appraisal wells and two exploration extension wells have been declared as discoveries.
18 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser er bekreftede funn.
A number of completed wells internationally have encountered hydrocarbons but need more thorough evaluation before external announcement.
En rekke ferdigstilte brønner internasjonalt har kontakt med hydrokarboner, men må gjennomgå ytterligere vurderinger før resultatet annonseres.
Drilling of 13 exploration and appraisal wells and one exploration extension well was ongoing at the end of second quarter 2008.
Boring av 13 lete- og avgrensningsbrønner og en leteforlengelse var i gang ved utgangen av andre kvartal 2008.
Five wells have been completed after 30 June 2008, of which one well has been declared as a discovery.
Fem brønner er fullført etter 30. juni 2008, hvorav en brønn er bekreftet som funn.
Production cost per boe was NOK 46.1 for the 12 months ended 30 June 2008, compared to NOK 31.4 for the 12 months ended 30 June 2007.
Produksjonskostnadene per foe var 46,1 kroner for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2008, sammenlignet med 31,4 kroner for tilsvarende periode i 2007.
[*] Based on equity volumes, [*] the production cost per boe was NOK 42.4 and NOK 30.0, respectively, for the two periods.
Basert på egenproduserte volumer var produksjonskostnaden per foe henholdsvis 42,4 kroner og 30,0 kroner for de to periodene.
Normalised at a USDNOK exchange rate of 6.00, the production cost for the 12 months ended 30 June 2008 was NOK 46.9 per boe, compared to NOK 31.2 per boe for the 12 months ended 30 June 2007.
Normalisert til en USDNOK valutakurs på 6,00, var produksjonskostnadene for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2008 46,9 kroner per foe, sammenlignet med 31,2 kroner per foe for tilsvarende periode i 2007.
[*] Normalised production cost is defined as a non-GAAP financial measure.
Normaliserte produksjonskostnader er definert som et "non-GAAP" finansielt måletall.
The production cost per boe, both actual and normalised, has increased significantly, mainly due to restructuring costs relating to the merger, start-up of new fields, increased maintenance cost and general industry cost pressure.
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per foe har økt betydelig, hovedsakelig grunnet omstillingskostnader i forbindelse med fusjonen, oppstart av nye felt, økte vedlikeholdskostnader og generelt kostnadspress i industrien.
Adjusted for restructuring costs and other costs arising from the merger recorded in the fourth quarter of 2007 and gas injection costs, the production cost per boe of equity production for the 12 months ended 30 June 2008 was NOK 32.1.
Justert for omstillingskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen bokført i fjerde kvartal 2007 og gassinjeksjonskostnader var produksjonskostnadene per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2008 32,1 kroner.
The comparable figure for the 12 months ended 30 June 2007 is NOK 27.3.
Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2007 er 27,3 kroner.
Net financial items amounted to an expense of NOK 0.5 billion in the second quarter of 2008, compared to an income of NOK 2.6 billion in the second quarter of 2007.
Netto finansposter utgjorde en kostnad på 0,5 milliarder kroner i andre kvartal 2008, sammenlignet med en inntekt på 2,6 milliarder kroner i andre kvartal 2007.
The decrease of NOK 3.1 billion was mainly caused by decreased net foreign exchange gains of NOK 2.3 billion, in combination with decreased capitalised interests of NOK 0.6 billion and fair value adjustments on financial derivatives of NOK 0.4 billion.
Nedgangen på 3,1 milliarder kroner skyldtes hovedsakelig reduserte valutagevinster på 2,3 milliarder kroner, sammen med lavere balanseførte renter på 0,6 milliarder kroner og verdijustering (til virkelig verdi) av finansielle derivater på 0,4 milliarder kroner.
The NOK 2.3 billion decrease in net foreign exchange gains was mainly related to external loans and liquidity and currency risk management and was caused by relatively less weakening of the US dollar versus NOK in the second quarter of 2008 compared to the second quarter of 2007.
Nedgangen i netto valutagevinster på 2,3 milliarder kroner var hovedsakelig knyttet til eksterne lån og risikostyring av likviditet og valutaeksponering som følge av en relativ reduksjon i svekkelsen av amerikanske dollar mot norske kroner i andre kvartal 2008 sammenlignet med andre kvartal 2007.