natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The licences are located close to the Luno discovery in PL338, the Ragnarrock discovery in PL265 and existing StatoilHydro-operated infrastructure on Sleipner and Grane fields.
Lisensene ligger i nærheten av Luno-funnet i PL338, Ragnarrock-funnet i PL265 og eksisterende StatoilHydro-operert infrastruktur på feltene Sleipner og Grane.
"This transaction is another step towards strengthening StatoilHydro's position in an attractive exploration area on the Norwegian continental shelf where several interesting discoveries have been made in recent years," says senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf, Tove Stuhr Sjøblom.
– Denne transaksjonen er et videre steg i å styrke StatoilHydros posisjon i et attraktivt leteområde på norsk sokkel der det er gjort flere interessante funn de seneste år, sier Tove Stuhr Sjøblom, letesjef på norsk sokkel.
The agreement also involves a swap of rig capacity between StatoilHydro and Lundin Petroleum.
Avtalen innebærer også et bytte av riggkapasitet mellom StatoilHydro og Lundin Petroleum.
The implementation of the agreement is subject to the approval of government authorities.
Gjennomføring av avtalen forutsetter godkjennelse fra myndigheter.
The present ownership structure: PL359: Lundin Petroleum 70% (operator), Premier Oil Norge AS 30% PL409: Lundin Petroleum 100% (operator) PL410: Lundin Petroleum 100% (operator)
Nåværende eierstruktur: PL359: Lundin Petroleum 70% (operatør), Premier Oil Norge AS 30% PL409: Lundin Petroleum 100% (operatør) PL410: Lundin Petroleum 100% (operatør)
StatoilHydro will acquire a 30 percent interest in exploration licences PL359 and PL410, both located in the Utsira High area, plus a 10 percent interest in PL409.
StatoilHydro vil overta 30 prosents andel av letelisensene PL359 og PL410, som begge ligger det såkalte Utsirahøyden-området, samt en 10 prosents andel av PL409.
The planned field production period has been prolonged by 12 years, which is two years more than we expected when we submitted the plans for the Statfjord late life project.”
– Den planlagte produksjonstiden for Statfjord-feltet er økt med 12 år, to år mer enn vi trodde var mulig da vi leverte planene for Statfjord Senfase, sier han.
“In order to succeed in this type of projects it is important to find a balance between optimising the day-to-day production while at the same time executing projects and making investments that will give optimal use of resources in the long term,” says Mr Tungesvik.
– For å lykkes i denne type prosjekter er det viktig å finne en balanse mellom å optimalisere den daglige produksjonen samtidig som du gjennomfører prosjekter og investeringer som skal gi maksimal ressursutnyttelse på lang sikt, sier Tungesvik.
Flexibility The flexibility between the Statfjord late life project and the operation of the platforms has made it possible to utilise the upsides and prolong Statfjord’s field life.
Utnytter oppsider Fleksibilitet mellom Statfjord senfase-prosjektet og driften av plattformene har gjort det mulig å utnytte oppsider og forlenge levetiden på Statfjord.
“This is a sixfold value increase since the project plan was submitted to the authorities in 2004.
Det er en seksdobling av verdiene siden planen for prosjektet ble levert til myndighetene i 2004.
The cash flow from Statfjord in 2008 was sufficient to cover the entire late life investment, also including the Tampen Link pipeline.
Da er også rørledningen Tampen Link tatt med i regnestykket.
Completed in 2007, the pipeline connects the Statfjord gas to the British market.
Rørledningen forbinder Statfjord-gassen til det britiske markedet, og sto ferdig i 2007.
StatoilHydro and the partners have now decided to invest in eight new electrical submersible pumps on the Statfjord C platform.
StatoilHydro og partnerne har nå besluttet å investere i åtte nye nedihullspumper (Electrical Submersible Pumps) på Statfjord C-plattformen.
StatoilHydro and the partners are also evaluating to invest in additional four pumps for the Statfjord B platform.
StatoilHydro og partnerne evaluerer også om det skal investeres i ytterliggere fire pumper til plattformen Statfjord B.
The total investment for the submersible pumps on Statfjord B and C is in the range of NOK 3.5 billion, and is subject to approval by the partners.
Totalinvesteringen for nedihullspumpene på Statfjord B og C er i størrelsesorden 3,5 milliarder kroner, avhengig av godkjennelse i partnerskapet.
The pumps will be installed in the wells at depths as low as 4,500 metres.
Pumpene installeres opp til 4.500 meter nede i brønnene.
“So far, the Statfjord field has generated a gross income of as much as NOK 1,200 billion,” says Mr Tungesvik.
– Så langt har Statfjord-feltet generert bruttoinntekter på hele 1.200 milliarder kroner.
“The Statfjord late life project is forming the basis for the Statfjord field to generate great value for StatoilHydro, the partners and society for many years to come.”
Senfase-prosjektet legger nå forholdene til rette for at Statfjord-feltet kan generere store verdier for StatoilHydro, partnere og samfunnet i mange, mange år til, sier Tungesvik.
Partners: StatoilHydro (operator) (44.33688%), ExxonMobil (21.36717%), ConocoPhillips (10.32747%), ConocoPhillips UK (4.84377%), Norske Shell (8.54687%), Enterprise (0.89030%) and Centrica (9.68754%)
Partnere: StatoilHydro (operatør) (44,33688 prosent), ExxonMobil (21,36717), ConocoPhillips (10,32747), ConocoPhillips UK (4,84377), Norske Shell (8,54687), Enterprise (0,89030) og Centrica (9,68754).
The Statfjord C platform in the North Sea (Photo: Harald Pettersen)
Statfjord C-plattformen i Nordsjøen (Foto: Harald Pettersen)
A separate unit, reporting to the chief executive, is also being established for managing the state's direct financial interest (SDFI).
Det blir opprettet en egen enhet for Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), med rapportering til konsernsjef.
The group will have a Corporate Staff with 100-150 people, a Shared Services unit and a central Technology unit.
Konsernet kommer til å ha en konsernstab på 100-150 mennesker, en enhet for felles konsernfunksjoner og en sentral teknologienhet.
Each of the business areas contains independent business units responsible for their own bottom line.
Forretningsområdene innholder selvstendige resultatenheter med ansvar for egen bunnlinje.
These units form the building blocks of Statoil's commercial operations.
Disse enhetene utgjør byggestenene i konsernets forretningsvirksomhet.
The new management model is designed to ensure that the group:
Konsernets nye styringsmodell skal sikre at Statoil:
* has operational and strategic control of its integrated upstream operations, including exploration as well as development and operation of oil and gas fields off Norway and internationally
Dette gjelder letevirksomhet og utvikling og drift av olje- og gassfelt på norsk sokkel og internasjonalt.
* strengthens its position as a global trader for oil and oil products, and develops its industrial operations through active ownership.
* styrker posisjonen som en global handelsaktør innen olje og oljeprodukter, og utvikler konsernets industrielle virksomhet gjennom aktivt eierskap.
* enhances value creation for the SDFI in a cost-effective manner.
* styrker verdiskapningen for SDØE på en kostnadseffektiv måte.
The restructuring of the Statoil group is due to be completed by 5 May.
Omorganiseringen av Statoil-konsernet skal være ferdig innen 5. mai i år.
The Statoil group is restructuring its organisation to achieve improved results.
Statoil-konsernet endrer strukturen på organisasjonen for å forbedre resultatene.
The land facility at Tjeldbergodden in mid-Norway gets the prize for its excellent HSE results.
Landanlegget på Tjeldbergodden i Møre og Romsdal får prisen for sine meget gode HMS-resultater.
Almost two years have passed without any lost-time injuries and it is 18 months since the last recordable injury occurred.
Nesten to år er passert uten fraværsskader, mens det er 18 måneder siden forrige personskade.
Reinertsen Orkanger, main contractor for maintenance and modifications, has operated for three years without a lost-time injury.
Vedlikeholds- og modifikasjonsleverandøren Reinertsen Orkanger har drevet i over tre år uten fraværsskader.
A systematic approach and creativity have been displayed in their work to build a strong safety culture among Statoil employees and contractor personnel.
God systematikk og kreativitet er utvist i arbeidet med å bygge en sterk sikkerhetskultur både blant Statoil-ansatte og leverandørene.
During the award ceremony today, 13 December, chief executive Olav Fjell said that a strong safety culture has been created in the organisation and purposeful efforts have been made to reduce serious incidents, energy consumption and emissions.
Under overrekkelsen i dag, 13. desember, sa konsernsjef Olav Fjell at det er skapt en sterk sikkerhetskultur i organisasjonen, og at det er arbeidet målrettet med å redusere antallet uønskede hendelser, energiforbruk og utslipp.
Mr Fjell says that the prize gives recognition to Statoil's own employees as well as to the group's contractor personnel at the plant.
Prisen er ifølge Fjell en anerkjennelse både til egne ansatte og til selskapets leverandører ved anlegget.
A total of 67 candidates were nominated for the chief executive's HSE prize which this year was awarded for the fifth time.
67 kandidater var nominerte til HMS-prisen, som i år ble delt ut for femte gang.
Statoil's methanol plant at Tjeldbergodden and main contractor Reinertsen Orkanger have been awarded the 2001 chief executive's prize for health, safety and the environment.
Statoils metanolanlegg på Tjeldbergodden og hovedleverandøren Reinertsen Orkanger er tildelt Konsernsjefens helse, miljø og sikkerhetspris 2001.
Hydrocarbons were encountered while drilling the deepwater Mizzen prospect (EL 1049), located approximately 500 kilometres east-northeast of St John’s, Newfoundland.
Det ble funnet hydrokarboner under boringen av dypvannsprospektet Mizzen (EL 1049), som ligger omkring 500 kilometer øst-nordøst for St John’s i Newfoundland.
Further analysis of the well results will be undertaken to determine the potential, and an application for a Significant Discovery License (SDL) will be filed over the coming months.
Brønnresultatene vil nå bli analysert for å fastslå potensialet, og en søknad om "Significant Discovery License" (SDL) vil bli innsendt i løpet av de kommende månedene.
“The drilling operation, conducted at a water depth of 1,100 metres and during the heart of the North Atlantic winter storm season, was very challenging,” says Erik Abrahamsen, StatoilHydro Canada’s vice president of East Coast Operations.
– Boreoperasjonen ble gjennomført på 1.100 meters dyp midt under vinterstormsesongen i Nord-Atlanteren og har vært meget utfordrende, sier Erik Abrahamsen, StatoilHydro Canadas direktør for operasjoner på østkysten.
“We are very pleased with the way that the rig, its crew and the local supply community successfully met the challenges.”
– Vi er veldig fornøyd med måten riggen, besetningen og det lokale leveransemiljøet har taklet disse utfordringene på, sier han.
StatoilHydro is the operator of Mizzen with a 65% working interest.
StatoilHydro er operatør for Mizzen og har en andel på 65 prosent.
Husky Energy Inc. participated in the drilling of the well for a 35% interest.
Husky Energy deltok under boringen av brønnen og ervervet derved en andel på 35 prosent.
StatoilHydro currently owns interests in several exploration, development and production licences offshore Newfoundland.
StatoilHydro har andeler i flere lete-, utbyggings- og produksjonslisenser utenfor Newfoundland.
The group is also a partner in the Hibernia and Terra Nova fields as well as a partner in developing the Hebron field.
Selskapet er også partner i Hibernia- og Terra Nova-feltene, samt i utbyggingen av Hebron-feltet.
The well was drilled by the Henry Goodrich drilling rig.
Brønnen ble boret av boreriggen Henry Goodrich.
DeSoto Canyon is located east of StatoilHydro’s current production operation at Independence Hub.
DeSoto Canyon ligger øst for Independence Hub, der StatoilHydro har produksjon.
The area has water depths of about 1,000 metres.
Havdypet i området er omlag 1000 meter.
“DeSoto Canyon is a mostly unexplored region in the eastern part of the Gulf of Mexico (GoM).
– DeSoto Canyon er et stort sett uutforsket område i den østlige delen av Mexicogolfen.
Obtaining early access to new plays is regarded by the company as key to our success,” says StatoilHydro vice president of exploration for North America, Tony Dore.
Å få tidlig tilgang til nye leteområder er ansett som viktig for å lykkes, sier StatoilHydros direktør for leting i Nord-Amerika, Tony Dore.
“We did a similar early access deal with ExxonMobil in 2005 in the Walker Ridge Area of Central GoM.
– I 2005 inngikk vi en tilsvarende handel med ExxonMobil i Walker Ridge-området sentralt i Mexicogolfen.
We believe that through a close cooperation with BHP Billiton we can mature high quality prospects,” he adds.
Ved å samarbeide med BHP Billiton er jeg overbevist om at vi kan modne prospekter av høy kvalitet, tilføyer han.
DeSoto_GoM PDF 165 kB
DeSoto_GoM PDF 165 kB
DeSoto Canyon is located east of Independence Hub.
DeSoto Canyon ligger øst for Independence Hub (bildet).
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 4,628,912 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 4.628.912 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 116.88 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 116,88 kroner.
Following this, the share saving plan has 4,336,943 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 4.336.943 aksjer.
Settlement date is 23 April 2009.
Utbetalingsdato er 23. april 2009.
The Notes are issued under StatoilHydro's Form F-3 Registration Statement filed with the Securities and Exchange Commission, as amended and supplemented.
Obligasjonslånene er utstedt under StatoilHydros gjeldende F-3 registreringsdokument hos Securities and Exchange Commission i USA .
StatoilHydro ASA has Aa2 and AA- credit ratings from Moody's and Standard & Poor's, respectively.
StatoilHydro ASA har kredittklassifisering Aa2 og AA- fra henholdsvis Moody's og Standard & Poor's.
Investor relations: Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 (office)
Investor relations: Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobil), +47 51 99 77 90 (kontor)
Finance:
Finans:
Tron Vormeland, vice president, Financing, +47 90 54 01 35 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
Tron Vormeland, vice president, Financing, +47 90 54 01 35 (mobile), +47 51 99 42 97 (kontor)
The transfer will take effect after the production shutdown later this year.
Overføringen vil tre i kraft etter at produksjonen stenges senere i år.
Lufeng 22-1 lies some 250 kilometres south-east of Hong Kong.
Lufeng 22-1 ligger 250 kilometer sørøst for Hong Kong.
Lufeng 22-1 was first discovered in 1983 by Occidental.
Lufeng 22-1 ble først oppdaget i 1983 av Occidental.
Ampolex took over in 1991 and sold its interests to Statoil in 1996.
Ampolex tok over i 1991 og solgte sine andeler til Statoil i 1996.
The field was brought on stream in 1997.
Feltet kom i produksjon i 1997.
By the agreement, StatoilHydro will hand over its 75% interest in Lufeng 22-1 to CNOOC.
I følge avtalen vil StatoilHydro overføre sin andel på 75 prosent i Lufeng 22-1 til CNOOC.
Lufeng originally planned to produce 25 million barrels of oil, but exceeded a total of 42 million barrels by year end 2008.
Lufeng skulle etter planen produsere 25 millioner fat olje, men passerte totalt 42 millioner fat innen utgangen av 2008.
Production was originally scheduled to shut down in 2004.
Produksjonen skulle opprinnelig stenges ned i 2004.
“Lufeng is a StatoilHydro success story," says Torgeir Kydland, head of INT Eurasia, Middle East and Asia.
– Lufeng er en suksesshistorie i StatoilHydro.
"It is our first international operatorship and ended up producing far beyond our original expectations.
Det var vårt første internasjonale operatørskap og endte opp med å produsere langt mer enn det som opprinnelig var forventet.
This is an example of good cooperation between a national oil company and StatoilHydro.
Dette er et eksempel på godt samarbeid mellom et nasjonalt oljeselskap og oss.
The Lufeng field offshore China surpassed a total of 42 million barrels produced by year end 2008 – far more than originally projected.
Lufeng-feltet utenfor kysten av Kina passerte i alt 42 millioner fat olje ved slutten av 2008 – langt mer enn opprinnelig antatt.
Frode Garmanslund, head of the turnaround management and planning centre for the NCS at StatoilHydro.
Frode Garmanslund, leder for revisjonsstansledelse og plansenter på norsk sokkel i StatoilHydro.
(Photo: Vidar Hardeland)
(Foto: Vidar Hardeland)
The turnarounds will affect the following installations and plants: Oseberg, Statfjord, Gullfaks, Snorre, Troll, Kvitebjørn, Visund, Sleipner, Grane, Huldra, Veslefrikk, Brage, Heimdal, Volve, Glitne, Snøhvit, Norne, Åsgard, Kristin, Njord, Sture and Kårstø.
Oseberg, Statfjord, Gullfaks, Snorre, Troll, Kvitebjørn, Visund, Sleipner, Grane, Huldra, Veslefrikk, Brage, Heimdal, Volve, Glitne, Snøhvit, Norne, Åsgard, Kristin, Njord, Sture og Kårstø.
But some of the seawater heat exchangers there still present challenges.
Det er fortsatt utfordringer med noen av anleggets sjøvannsvarmevekslere.
Two of the seven were replaced last autumn, and four more are due to go during a lengthy turnaround after the summer.
To av disse syv ble skiftet under en stans i fjor høst og ytterligere fire vil bli skiftet under en lengre revisjonsstans til høsten.
Until these replacements are made, production has to be halted to inspect the exchangers.
I tiden frem til disse utskiftningene er gjennomført er det nødvendig med å stoppe produksjonen for inspeksjon av vekslerne.
One such shutdown will take place over the next two weeks.
En slik planlagt stans vil bli gjennomført de nærmeste to uker.
Production will be shut down in the course of the night, and the plant readied for inspection and the necessary improvement work.
Produksjonen vil i løpet av natten bli stanset og anlegget klargjort for inspeksjon og nødvendige utbedringer.
Troll A is one of the facilities included in the turnaround programme.
Troll A-plattformen er blant anleggene som blir omfattet av revisjonsstans.
The discovery well found gas in a 550-metre sandstone-dominated interval dating from the Triassic, which contains several internal pressure barriers.
Gassfunnet er gjort i et 550 meter tykt sandsteinsdominert intervall av Trias alder som inneholder flere interne trykkbarrierer.
“It’s got an interesting potential, but further appraisal and better seismic data are needed before we can say anything more exact about its size,” says Mr Dreyer.
– Funnet har et interessant potensial, men det er behov for ytterligere avgrensning og bedre seismiske data før vi kan si noe mer eksakt om størrelsen, sier Dreyer.
An appraisal well is needed to identify how much of the reservoir is producible, and the size of the gas resources concealed in the Oseberg cellar.
En avgrensningsbrønn er nødvendig for å finne ut hvor stor del av reservoaret som er produserbart, og hvor store gassforekomster som skjuler seg i kjelleren på Oseberg.
Plans call for the discovery to be tied back to the fixed installations in the Oseberg area if further evaluation shows that the reservoir is commercial.
Funnet er planlagt tilknyttet en av de faste installasjonene i Osebergområdet dersom videre avgrensing viser at reservoaret er drivverdig.
Licensees in production licence 306: StatoilHydro (63,82%), ConocoPhillips (2,58%) og Petoro (33,60%).
Rettighetshaverene i utvinningstillatelse 306 er: StatoilHydro (63,82%), ConocoPhillips (2,58%) og Petoro (33,60%).
Exploration well 30/5-3 S encountered gas in Upper Triassic rocks of the Hegre group.
Undersøkelsesbrønn 30/5-3 S påtraff gass i øvre Trias bergarter tilhørende Hegregruppen.
The discovery has not been tested, but extensive data were gathered and cores taken.
Funnet er ikke testet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Transocean Winner drilled the well.
Brønnen ble boret av flyteriggen Transocean Winner.
The well was drilled to a vertical depth of 3 830 metres.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 3830 meter.
The water depth is 113 metres.
Havdypet er 113 meter
The lower part of the well has been plugged and abandoned.
Nedre deler av brønnen er nå permanent plugget og forlatt.
Transocean Winner has now started a sidetrack (30/5-3 A) from the upper part of the borehole to explore a different part of the Corvus prospect.
Transocean Winner har påbegynt et sidesteg (30/5-3 A) fra øvre deler av brønnbanen for å undersøke en annen del av Corvus prospektet.
The find was made in production licence 306, where StatoilHydro is operator.
Funnet ble gjort i utvinningstillatelse 306, der StatoilHydro er operatør.
"The exploration well struck gas condensate in the Brent group but the reservoir was thinner than expected and the find is probably not commercial," says Tom Dreyer, StatoilHydro's vice president for infrastructure exploration in the North Sea.
– Undersøkelsesbrønnen påtraff gasskondensat i Brent-gruppen, men reservoaret var tynnere enn forventet, og funnet er trolig ikke drivverdig, sier Tom Dreyer, StatoilHydros letesjef for feltnær leting i Nordsjøen.
Deeper in the structure, the well struck sandstone belonging to the Statfjord group.
Dypere på strukturen påtraff brønnen sandsteiner tilhørende Statfjord-gruppen.
Data gathered from this interval showed that the reservoir consisted of tight sand and was probably full of water.
Datainnsamling fra dette intervallet viste at reservoaret var tett og trolig vannfylt.
Drilled by the West Alpha semi-submersible, the well will now be permanently plugged and abandoned.
Brønnen ble boret av flyteriggen West Alpha og vil nå bli permanent plugget og forlatt.
The rig's charter with StatoilHydro will terminate once the well is completed.
Boreriggen går av kontrakt med StatoilHydro når brønnen er ferdigstilt.
This is the second well to be tested in the Canon structure.
Dette er den andre brønnen som tester Canon-strukturen.
An exploration well drilled in 2000 provided inconclusive results about the economic potential of the structure.
En undersøkelsesbrønn som ble boret i 2000 gav ikke konklusive resultater når det gjelder det økonomiske potensialet i strukturen.
The licensees in production licence 052 are: operator StatoilHydro (18%), Petoro (37.0%), RWE Dea Norge (13.5%), Revus Energy (4.5%) and Talisman Resources Norge (27.0%).
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL052: StatoilHydro (operatør) (18 prosent), Petoro AS (37,0), RWE Dea Norge AS (13,5), Revus Energy ASA (4,5) og Talisman Resources Norge AS (27,0).
The exploration well in the Canon prospect is termed 30/3-10 S
Undersøkelsesbrønnen på Canon-prospektet har betegnelsen 30/3-10 S
The gas condensate find was made in the Brent group in Middle Jurassic rocks, on the eastern flank of Viking Graben
Gasskondensatfunnet ble gjort i Brent-gruppen i bergarter av midtre Jura alder, på østflanken av Vikinggraben
Well 30/3-10 S was drilled to a vertical depth of 3,962 metres; water depth in the area is 122 metres
Brønn 30/3-10 S ble boret til et vertikalt dyp av 3.962 meter, havdypet i området er 122 meter
The exploration well drilled in 2000 is termed 30/3-9
Undersøkelsesbrønnen som ble boret i 2000 har betegnelsen 30/3-9
The purpose of the exploration well was to prove petroleum in a fault block between the Huldra and Oseberg fields.
Hensikten med undersøkelsesbrønnen var å påvise petroleum i en forkastningsblokk mellom feltene Huldra og Oseberg.
The well tested two reservoir levels – an upper one belonging to the Brent group and a deeper level in the Statfjord group.
Brønnen testet to reservoarnivåer, et øvre tilhørende Brent-gruppen og et dypere nivå i Statfjord-gruppen.