natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The framework agreements are signed for the duration of five years, with additional options of three times three years, and will be valid from 1 April 2013.
Rammeavtalene gjelder for fem år, med opsjoner på tre ganger tre år, og vil tre i kraft 01.04.2013.
The framework agreements could have an estimated total value of up to NOK 14 billion.
Rammeavtalene har en samlet estimert verdi på inntil 14 milliarder kroner.
The Aasta Hansteen field development represents a number of firsts on the Norwegian continental shelf (NCS) in terms of water depth and technological solutions.
Utbyggingen av Aasta Hansteen-feltet medfører en rekke nyvinninger på norsk sokkel både når det gjelder havdyp og teknologiske løsninger.
Ivar Aasheim, Statoil's head of field development on the NCS.
Ivar Aasheim, leder for feltutbygging på norsk sokkel i Statoil.
"With these contract awards we will also see the first steel catenary risers and the installation of mechanically lined pipe by reeling in the Norwegian Sea."
Med disse kontraktstildelingene vil vi også få første stigerør av stål i Norskehavet og innstallering av mekanisk foret rør ved utrulling.
This work will be performed by Subsea 7, who has been awarded contracts worth an estimated NOK 2.2 billion for the subsea lines and marine operations - including floating production storage and offloading (FPSO) unit tow to field and mooring.
Dette arbeidet vil bli utført av Subsea 7, som er tildelt kontrakter til en anslått verdi av 2,2 milliarder kroner for arbeid med strømningsrør og marine operasjoner, samt uttauing og fortøyning av den flytende produksjonsplattformen (Spar FPSO) på feltet.
This includes the engineering, procurement, commissioning and installations (EPCI) of flowlines and steel catenary risers, and procurement of line pipe for the flowline part of the EPCI contract.
Dette omfatter prosjektering, anskaffelse, og installering (EPCI) av strømningsrør og stål-stigerør, og anskaffelse av umonterte rør for strømningsrørdelen av EPCI-kontrakten.
Subsea 7 is planning to establish a permanent presence in northern Norway due to this contract award.
Subsea 7 planlegger å etablere seg i Nord-Norge som følge av denne kontraktstildelingen.
They also plan to utilise local suppliers from northern Norway.
De har også planer om å benytte lokale leverandører fra Nord-Norge.
The complex pipeline production activity for the steel catenary risers and flowlines will take place at Subsea 7's spoolbase at Vigra, Norway.
Den komplekse rørledningsproduksjonen for stål-stigerørene og rørledninger vil foregå på Subsea 7's spoolbase på Vigra.
Deep Ocean has been awarded contract for supply and installation of the 140-kilometre fiber-optic cable connecting the Aasta Hansteen field to the existing infrastructure near Norne.
Deep Ocean er tildelt kontrakt for fiberoptisk kabel.
This is also an EPCI contract worth an estimated NOK 165 million.
Dette er også en EPCI-kontrakt, til en anslått verdi på 165 millioner kroner.
Deep Ocean will also consider using local suppliers in northern Norway for their services under this contract.
Deep Ocean vil også vurdere å bruke lokale leverandører i Nord-Norge for leveranse av tjenester i samsvar med kontrakten.
"We are pleased to have secured capacity with these experienced subsea contractors," says Jon Arnt Jacobsen, Statoil's chief procurement officer.
– Vi er glade for å ha sikret kapasitet med disse erfarne subsea-leverandørene, sier Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil.
"As we have said earlier the development of Aasta Hansteen may generate substantial ripple effects in the north.
– Som tidligere nevnt kan utbyggingen av Aasta Hansteen skape ringvirkninger i nord.
We are pleased to see that contracts with Statoil lead to establishments in northern Norway and utilisation of local suppliers.
Vi er glade over å se at kontrakter med Statoil fører til etableringer i Nord-Norge og bruk av lokale leverandører.
Most ripple effects, however, will take place in the operations phase, when the field is on stream."
De fleste ringvirkningene vil imidlertid skje i driftsfasen, når feltet er i produksjon.
The contracts are call-offs on framework agreements for pipe-laying and subsea installations.
Kontraktene er avrop av rammeavtaler for rørlegging og havbunnsinstallasjoner.
(Photo: André Osmundsen)
(Foto: André Osmundsen)
Vigdis North-East is the third project in Statoil's fast-track portfolio.
Vigdis Nordøst er det tredje prosjektet i Statoils fast-track portefølje.
"The project adds new and valuable volumes for Statoil and its partners, and we have managed to meet the ambitious schedule and cost frames for this type of fast-track developments," says Edvin B Ytredal, head of Snorre, Tordis and Vigdis production.
– Prosjektet tilfører nye viktige volumer for Statoil og partnerne, og vi har klart å følge de ambisiøse tidsplanene og kostnadsrammene vi har satt for denne type hurtigutbygginger.
Vigdis North-East is a reservoir structure located in the very north of the Vigdis field around seven kilometres south of the Snorre A platform.
Vigdis Nordøst er en reservoarstruktur helt nord på Vigdis-feltet og ligger ca. sju kilometer sør for Snorre A-plattformen.
The field development consists of a subsea installation comprising a template with four wells that are tied back to the existing Vigdis facility on Snorre A for processing.
Vigdis Nordøst er utbygd med et undervannsanlegg som består av en brønnramme med plass til fire brønner, som er tilknyttet det eksisterende Vigdis-anlegget på Snorre A for prosessering.
37 million barrels
37 millioner fat
Total investment costs for the development are around NOK 4.3 billion.
De samlede investeringene for utbyggingen er om lag 4,3 milliarder kroner.
Transport and export will be made via Vigdis through the Snorre A export system.
Transport og eksport vil skje via Vigdis gjennom Snorre A sitt eksportsystem.
The Vigdis North-East volumes are calculated at around 37 million barrels of oil equivalent.
Volumene på Vigdis Nordøst er beregnet til rundt 37 millioner fat oljeekvivalenter.
Useful experience
Nyttige erfaringer
"Fast-track developments give us knowledge that can be transferred to larger projects," says Helge E W Albertsen, AOR for the Vigdis North-East development.
– Hurtigutbyggingene gir oss kunnskap som kan overføres til større prosjekter.
Kjetel Digre, head of project execution of the Technology, Projects and Drilling (TPD) business area.
Kjetel Digre, direktør for prosjektgjennomføring i Teknologi, prosjekter og boring.
We look forward to continuing the good drive of our fast-track portfolio."
– Vi ser frem til fortsette den gode driven vi har i fast-track porteføljen, sier Helge E.W.
"We have succeeded in delivering another fast-track project of good quality on time and budget.
– Vi har lykkes å levere nok et fast-track prosjekt på plan, på budsjett og med god kvalitet.
Facts about Vigdis North-East
Fakta om Vigdis Nordøst
Production start: March 2013
Produksjonsstart: Mars 2013
Location: In the North Sea, 7 kilometres south-east of the Snorre A platform
Lokasjon: I Nordsjøen 7 km sør øst av Snorre A plattform
Reservoir: Individual structures in the Vigdis/Snorre area with a reservoir pressure of around 370 bars
Reservoar: Individuelle strukturer i Vigdis/Snorre området med cirka 370 bar reservoartrykk
Volumes: 37 million barrels of oil equivalent
Volumer: 37 mboe
Depth: Water depth of 290 metres, and 2,600 metres below the seabed
Dybde: 290 meters dyp og 2600 meter under havbunnen
Expected life: More than 15 years
Antatt levetid: mer enn 15 år
Partners: Statoil (operator, 41.5%), Petoro (30.0%), ExxonMobil (16.1%), Idemitsu (9.6%) and RWE Dea (2.8%)
Partnere: Statoil 41,5 (prosent) (operatør), Petoro (30,0), ExxonMobil (16,1), Idemitsu (9,6) og RWE Dea (2,8)
Installation of template at Vigdis North-East in 2011.
Installasjon av brønnramme på Vigdis Nordøst høsten 2011.
Polish prime minister Jerzy Buzek and his Norwegian opposite number, Kjell Magne Bondevik, are due to be present at the ceremony.
Statsministrene Jerzy Buzek og Kjell Magne Bondevik vil være til stede under signeringen, som er planlagt til klokka 15.30.
The contract will be signed by representatives of Norway's Gas Negotiating Committee and the POGC.
Representanter fra Gassforhandlingsutvalget og POGC undertegner kontrakten.
The gas sales agreement between Norway and Poland will be signed in Oslo on the afternoon of 5 May.
I ettermiddag signeres gassavtalen mellom Norge og Polen i regjeringsbygget i Oslo.
Statoil has signed a three year contract for the Stena Carron drillship for exploration drilling in the pre-salt blocks (Blocks 38 and 39) in the Kwanza basin in Angola.
Statoil har undertegnet en treårskontrakt for bruk av boreskipet Stena Carron til leteboring i pre-saltblokkene (blokk 38 og 39) i Kwanza-bassenget i Angola.
The agreement managed by Stena Drilling is for a three-year fixed term with start-up Q4 2013 / Q1 2014.
Avtalen om Stena Carron blir håndtert av Stena Drilling og gjelder en treårsperiode med oppstart sent 2013/tidlig 2014.
The estimated total contract value is USD 700 million.
Samlet anslått kontraktsverdi er på 700 millioner amerikanske dollar.
Statoil has also secured two one-year extensions.
Statoil har også sikret seg opsjon på ytterligere to ganger ett år.
Statoil has also allocated the Discoverer Americas drillship to East Africa to perform exploration drilling in the Statoil-operated blocks in Tanzania and Mozambique.
Statoil vil også sende boreskipet Discoverer Americas til Øst-Afrika for å utføre leteboring i de Statoil-opererte blokkene i Tanzania og Mosambik.
"Statoil has now secured rig capacity for its planned global exploration programme in 2013 and 2014.
– Statoil har nå sikret seg riggkapasitet for det globale leteprogrammet som selskapet har planlagt for 2013 og 2014.
We have drilled four successful wells in Tanzania over the last year, and are now committed to drilling additional wells in Tanzania as well as in Mozambique and Angola," says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil.
Vi har boret fire vellykkede brønner i Tanzania det siste året, og vi vil bore flere brønner i Tanzania, i tillegg til Mosambik og Angola.
"Together with a three-well campaign in the Gulf of Mexico, three Statoil-operated wells in Canada, and a one-year drilling campaign in the Barents Sea, this demonstrates an ambitious exploration programme."
– Vi skal også gjennomføre en kampanje med boring av tre brønner i Mexicogolfen og tre Statoil-opererte brønner i Canada, i tillegg til en ettårig borekampanje i Barentshavet.
Jon Arnt Jacobsen, Statoil's chief procurement officer
Jon Arnt Jacobsen., direktør for Anskaffelser i Statoil.
In Angola, Statoil will test the pre-salt potential in the Kwanza blocks by drilling the commitment wells in block 38 and 39.
I Angola skal Statoil teste pre-salt-potensialet i Kwanza-blokkene ved å bore de avtalte brønnene i blokk 38 og 39.
In East Africa Statoil, along with its respective partners, plans to drill three to four wells testing the further potential in block 2 in Tanzania and explore the block 2 and 5 area in Mozambique.
I Øst-Afrika planlegger Statoil, sammen med sine respektive partnere, å bore tre til fire brønner for å teste ytterligere potensial i blokk 2 i Tanzania og undersøke område 2 og 5 i Mosambik.
In the Gulf of Mexico Statoil will drill three operated wells during 2013 utilising the semi-submersible Maersk Developer.
I Mexicogolfen vil Statoil bore tre brønner som selskapet er operatør for i løpet av 2013 ved bruk av den halvt nedsenkbare riggen Maersk Developer.
The company also has exploration activities in two to three partner operated wells in this region coming up, in addition to a three-well campaign offshore Newfoundland in Canada.
Selskapet har også letevirksomhet i to til tre partner-opererte brønner i området i tillegg til en kampanje med boring av tre brønner utenfor kysten av Newfoundland i Canada.
"We are pleased to secure these ultra-deep water rigs," says Statoil's chief procurement officer Jon Arnt Jacobsen.
– Vi er glad for at vi har sikret oss disse riggene for ultradypt vann.
"Statoil has an ambition to produce 2.5 million barrels of oil equivalent per day in 2020, which requires that we ensure sufficient and appropriate rig capacity.
Statoil har en ambisjon om å produsere 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020, noe som forutsetter at vi skaffer oss tilstrekkelig og hensiktsmessig riggkapasitet.
We have secured rigs for our needs in 2013 and 2014, and we are also targeting the allocation of rigs and developing new rig concepts to ensure more capacity in the market."
Vi har sikret oss rigger som dekker vårt behov i 2013 og 2014, og vi ser også på allokering av rigger og utvikling av nye riggkonsepter for å få mer kapasitet i markedet, sier direktør for Anskaffelser i Statoil, Jon Arnt Jacobsen
“The vibrations occur as a result of acoustic waves produced when the gas flows over uneven surfaces inside the flexible riser from Åsgard B down to the seabed,” reports operations vice president Ola Krumsvik.
"Vibrasjonene oppstår på grunn av akustiske bølger som lages når gassen strømmer over ujevnheter i overflaten inne i det fleksible stigerøret fra Åsgard B og ned til havbunnen," sier produksjonsdirektør Ola Krumsvik.
He explains that the acoustic waves are transmitted to the platforms fixed pipe system and that vibrations occur due to resonance at certain wave frequencies.
Han forklarer at de akustiske bølgene forplanter seg til plattformens faste rørsystem, og at det oppstår vibrasjoner på grunn av resonans ved spesielle bølgefrekvenser.
By making some alterations to the gas-carrying pipelines on board, the problem can be reduced without affecting export capacity.
Ved å gjøre noen endringer på de gassførende rørledningene om bord, kan problemet reduseres uten at det går utover eksportkapasiteten.
A system for monitoring the vibrations has been installed.
Et system for overvåkning av vibrasjonene er installert.
On board, reinforcements have been carried out so that exports of gas now total more than 20 million scm per day.
Om bord er det gjort forsterkninger som gjør at eksporten nå er i overkant av 20 millioner kubikkmeter gass per dag.
Further modifications will be made in June, when a third riser will also be installed.
I juni skal det gjøres ytterligere modifikasjoner og installeres et tredje stigerør.
Statoil expects that Åsgard B will be in full production following the work in June.
Etter arbeidet som utføres i juni, regner Statoil med at Åsgard B kan produsere for fullt.
The platform will however undergo modification in September, in connection with a planned turnaround at the Kårstø gas reception terminal, north of Stavanger.
Plattformen skal imidlertid også modifiseres i forbindelse med den planlagte revisjonsstansen på mottaksanlegget på Kårstø i Rogaland i september
Welding joints on the pipelines that connect the installations on the Åsgard field to the Smørbukk reservoir will also be rectified.
På Åsgard-feltet utbedres også sveieskjøtene på rørene som forbinder installasjonene til Smørbukk-reservoaret.
The repair work is very much dependent on weather conditions.
Reparasjonsarbeidet er svært væravhengig.
Pipeline ends with poor welds are disconnected with the aid of remotely controlled subsea equipment before being raised to the surface for welding.
Rørendene med dårlige sveiser frikobles ved bruk av fjernstyrt undervannsutstyr, deretter løftes de opp til overflaten for sveising.
Technically speaking, the repairs have gone according to plan, but bad weather has led to a slight delay.
Reparasjonene har teknisk sett gått som planlagt, men mye dårlig vær har gitt en mindre forsinkelse som man forsøker å hente inn.
However, with efforts being made to catch up, the work should finish on schedule in the summer.
Arbeidene skal etter planen avsluttes i løpet av sommeren.
Contracted gas volumes will be delivered with help from other fields in periods where Åsgard has redused export capacity.
Forpliktede gassvolumer levers med støtte fra andre felt i de periodene Åsgard har redusert eksportkapasitet.
Following an extensive test programme, operator Statoil has determined the cause of the vibrations in the export pipelines on the Åsgard B gas platform in the Norwegian Sea.
Etter et omfattende testprogram har operatøren Statoil avklart årsaken til vibrasjonene i eksportørene på gassplattformen Åsgard B i Norskehavet.
A work force has been formed to find the cause of the incident.
Det er nedsatt en arbeidsgruppe som skal finne årsaken til hendelsen.
The power outage led to a gas leak, which has been stopped.
Strømbruddet førte til en gasslekkasje som er stanset.
The field centre has subsequently experienced additional power supply problems.
I ettertid har det vært ytterligere problemer med strømforsyningen på feltsenteret.
Well operations were underway on Oseberg B, and the power outage caused a gas leak from the well where work was in progress.
Det pågikk brønnoperasjoner på Oseberg B, og strømbruddet førte til en gasslekkasje fra brønnen det ble jobbet på.
The facility was shut down in accordance with procedures, the emergency response organisation was mobilised, and the people on board mustered to the lifeboat stations.
I henhold til prosedyrene ble anlegget stengt ned, beredskapsorganisasjonen mønstret og folk om bord gikk til livbåtene.
The onshore emergency response organisation was also mobilised.
Beredskapsorganisasjonene på land ble også mobilisert.
Power was restored by 18.30, the gas leak was stopped and the situation was gradually returned to normal.
Strømbruddet startet klokken 17.00, og før klokken 18.30 på torsdag var strømmen tilbake, gasslekkasjen stoppet og situasjonen etter hvert normalisert.
During the subsequent start-up of the facility, gas detectors on Oseberg A indicated that gas was present.
Under påfølgende oppstart av anlegget ga gassdetektorer på Oseberg A utslag på gass.
The gas detectors quickly returned to normal levels, and the situation was resolved without further mobilisation of the emergency response organisation.
Gassdetektorene gikk fort tilbake til normalt nivå og situasjonen ble avklart uten videre mønstring av beredskapsorganisasjonen.
Following this, the Oseberg field centre experienced another power failure, with loss of main power.
Oseberg feltsenter fikk deretter et nytt strømbrudd med utfall av hovedstrøm.
It took some time to re-establish the main power supply.
Det tok noe tid å få reetablert hovedkraftforsyningen.
During this period, the emergency power unit on board handles the emergency preparedness systems, provides light and limited communications.
I denne perioden er det nødstrømanlegget om bord som ivaretar beredskapssystemene, gir lys og begrenset kommunikasjon.
Measures were also initiated to safeguard the personnel on board, as the heating unit was not in operation.
Det ble også satt i gang tiltak for ivaretakelse av personellet ombord da varmeanlegget ikke er var drift.
Floatel Superior is located at the Oseberg field centre, and is completely self-sufficient, with all systems functional.
Floatel Superior ligger ved Oseberg feltsenter og er selvforsynt og alle systemer der fungerer.
At present, nearly 700 people are at the field centre, including the flotel.
Det er for tiden i alt nesten 700 personer på feltsenteret, inkludert flotellet.
The Oseberg organisation has decided to send personnel from the flotel to land to make room for the personnel from Oseberg A who will be working to bring the facility back on stream.
Oseberg-organisasjonen har besluttet å sende i land personell fra flotellet for å gjøre plass til personell fra Oseberg A, som skal jobbe videre for å få anlegget i gang igjen.
It is primarily personnel in the areas of maintenance, modification and project tasks who will be flown to land.
Det er i første omgang personell som jobber med vedlikehold-, modifikasjon og prosjektoppgaver som flys til land.
These tasks will not be prioritised as long as the main power supply is down.
Uten hovedstrømforsyning vil ikke disse oppgavene bli prioritert utført.
Oil and gas production remains shut down.
Produksjon av olje og gass er fremdeles nedstengt.
Crews are working hard to restore stable main power supply on board so that the heating unit can be started, personnel can be taken on board, and activities resumed.
Det jobbes intensivt med å få stabilhovedstrømforsyning om bord slik at varmeanlegget kan startes, personell tas ombord og aktivitetene gjenopptas.
Oseberg field centre facts
Fakta om Oseberg feltsenter
Oseberg field centre encompasses the three platforms Oseberg A, B and D, which are connected with bridges in the southern part of the Oseberg field.
Oseberg feltsenter omfatter de tre plattformene Oseberg A, B og D, som er bundet sammen med broer i den sørlige delen av Oseberg-feltet.
Oseberg A is a concrete platform with process equipment and living quarters, while Oseberg B has a steel jacket with drilling, production and injection equipment.
Oseberg A er en betongplattform med prosessutstyr og boligkvarter, mens Oseberg B har stålunderstell med bore-, produksjons- og injeksjonsutstyr.
Oseberg D is a steel platform with gas processing and export equipment which was connected to the field centre by a bridge in the spring of 1999.
Oseberg D er en stålplattform med gassprosesserings- og eksportutstyr som ble knyttet til Feltsenteret med en bro våren 1999.
Personnel that were demobilised on Friday are now returning to the flotel and the situation is about to normalise.
Flotellet blir nå bemannet opp igjen med personell som ble dimittert fredag og situasjonen er i ferd med å normaliseres.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,170,537shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.170.537 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 140.63 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 140,63 kroner.
11,263.486996
11.263,486996
29,710.449911
29.710,449911
The above information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act.
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12
Skuld consists of the two discoveries Fossekall and Dompap.
Skuld består av de to funnene Fossekall og Dompap.
The recoverable reserves in Skuld have been calculated to 90 million barrels of oil equivalents.
Utvinnbare reserver i Skuld er beregnet til 90 millioner fat oljeekvivalenter.
Skuld is the largest of the development fields in the fast-track portfolio.
Skuld er det største av hurtigutbyggingene i fast-track-porteføljen.
It will make up more than half of Statoil's increased production from fields where the company is the operator on the Norwegian shelf in 2013.
Produksjonen fra feltet vil utgjøre mer enn halvparten av Statoils tilvekst i produksjon fra egenopererte felt på norsk sokkel i 2013.
The field is connected to the Norne production vessel, which is also producing for the Norne, Urd, Alve and Marulk fields.
Feltet er knyttet opp til produksjonsskipet Norne, som også produserer feltene Norne, Urd, Alve og Marulk.
This will result in higher production for the northernmost operational area in Statoil, Operations North.
Dette gir dermed økt produksjon for Statoils nordligste driftsområde, Drift Nord.
Anita Andersen Stenhaug, vice president for the Norne field.
Anita Andersen Stenhaug, direktør for Norne-feltet.
"Skuld's size makes it stand out in the fast-track portfolio.
– Skuld er så stort at det skiller seg ut i fast-track-porteføljen.
It could easily have been developed as a stand-alone field.
Det kunne like godt vært bygget ut som et selvstendig felt.
We chose this solution as we saw the opportunity to use the technology and expertise intended for rapid developments, and because we could connect to the existing infrastructure on Norne.
Vi valgte denne løsningen fordi vi så muligheten til å benytte samme teknologi og kompetanse som er tiltenkt hurtigutbygginger, og fordi vi kunne knytte oss til eksisterende infrastruktur på Norne.
This has made it possible to complete the project three years after discovery," says Anita Andersen Stenhaug, vice president for the Norne field.
Dette har gjort det mulig å ferdigstille prosjektet tre år etter funn, sier Anita Andersen Stenhaug, direktør for Norne feltet.
High activity levels
Høy aktivitet