natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil added new production capacity on the NCS with the Åsgard Q-frame, new compressors on the Troll A platform, and the commencement of gas exports from the Visund field.
Statoil fikk ny produksjonskapasitet på norsk sokkel da Åsgard Q-ramme kom i produksjon, nye kompressorer ble installert på Troll A-plattformen og gasseksporten fra Visund-feltet startet opp.
On behalf of a group of licence operators, including Eni Norge, Hydro and Norske Shell, Statoil has signed contracts with Smedvig and Transocean covering charters for three rigs for a total of ten rig-years.
Statoil har, på vegne av en gruppe lisensoperatører, inkludert Eni Norge, Hydro og Norske Shell, signert kontrakter med Smedvig og Transocean som innebærer leieavtaler for tre rigger for til sammen ti riggår.
Following a new review of the Snøhvit project, it has been necessary to raise the investment estimate and spend more time on completing construction.
En ny gjennomgang av Snøhvitprosjektet viste at det var nødvendig å øke investeringsestimatet og bruke mer tid på å ferdigstille utbyggingen.
On 4 August 2005, Statoil signed a memorandum of understanding (MoU) with the Algerian national energy company Sonatrach covering increased cooperation between the two companies.
4. august 2005 signerte Statoil en samarbeidsavtale (MoU) med det nasjonale algirske oljeselskapet Sonatrach som omfatter utvidet samarbeid mellom de to selskapene.
On 26 August 2005, an exploration licence for the deepwater block 315 off Nigeria was awarded to Statoil and the Brazilian oil company Petrobras.
26. august ble en letelisens for blokk 315 på dypt vann utenfor kysten av Nigeria tildelt Statoil og det brasilianske oljeselskapet Petrobras.
On 16 September 2005, the Russian oil and gas company Gazprom announced that Statoil is one of five companies with which it will negotiate on potential participation in the Shtokman gas field in the Barents Sea.
16. september kunngjorde det russiske olje- og gasselskapet Gazprom at Statoil er ett av fem selskap som får forhandle om mulig deltakelse i Shtokman-feltet i Barentshavet.
On 2 October 2005, Statoil was awarded operatorship for two licences in a bidding round for exploration and production sharing agreements in Libya.
2. oktober ble Statoil tildelt operatørskap for to lisenser i en budrunde om lete- og produksjonsdelingsavtaler i Libya.
On 17 October 2005, Statoil was awarded interests in two deepwater blocks off Brazil in the seventh licensing round.
17. oktober ble Statoil tildelt andeler i to dypvannsblokker i Brasil i den sjuende lisensrunden.
The Kårstø expansion project (KEP 2005) was completed on time and below budget, and the plant is now ready to process gas from the Statoil-operated Kristin field in the Norwegian Sea.
Utvidelsen av gassbehandlingsanlegget på Kårstø (KEP 2005) ble fullført på tid og under budsjett, og anlegget er klart for å prosessere gass fra det Statoilopererte Kristin-feltet i Norskehavet.
Statoil has once again been ranked as the best oil and gas company in the world for sustainability by the Dow Jones Sustainability World Index (DJSI World).
Statoil er nok en gang rangert som det beste olje- og gasselskapet i verden på bærekraft av Dow Jones Sustainability Index (DJSI World).
Financial statements and review - third quarter 2005 MD&A Presentation set PDF version
Kvartalsberetning og regnskap - 3. kvartal 2005 (engelsk tekst) MD&A Presentasjonsmateriale (engelsk tekst) PDF-versjon (engelsk tekst)
The Statoil group had a net income of 8.7 billion in the third quarter of 2005, compared to NOK 5.8 billion in the third quarter of 2004.
Statoil leverer et resultat etter skatt og minoritetsinteresser i tredje kvartal 2005 på 8,7 milliarder kroner, sammenlignet med 5,8 milliarder kroner i tredje kvartal 2004.
In the first nine months of 2005, net income was NOK 22.2 billion compared to NOK 14.9 billion in the first nine months of 2004.
Resultatet i de ni første månedene av 2005 var 22,2 milliarder kroner, sammenlignet med 14,9 milliarder kroner for samme periode i fjor.
The increased income in the third quarter of 2005, compared to the third quarter of 2004, was mainly related to:
Resultatøkningen fra tredje kvartal i fjor til tredje kvartal i år er hovedsakelig knyttet til:
“The third quarter has been another strong quarter for Statoil, characterised by high oil and gas prices, production growth, and good margins and high regularity in the refineries,” says chief executive Helge Lund.
”Tredje kvartal har vært nok et sterkt kvartal, preget av høye olje- og gasspriser, vekst i produksjonen og gode marginer og høy regularitet i raffineriene.
“We can once again present record results from our operations.”
Igjen kan vi presentere rekordresultater fra driften”, sier konsernsjef Helge Lund.
“Oil and gas production has increased by no less than 17 per cent compared with the same quarter last year.
”Olje- og gassproduksjonen økte med hele 17 prosent sammenlignet med samme kvartal i fjor.
We have experienced substantial growth in gas production from the Norwegian continental shelf, and oil and gas production from our international operations continues to show solid progress.”
Vi har hatt en stor vekst i gassproduksjonen fra norsk sokkel, samtidig som olje- og gassproduksjonen fra vår internasjonale virksomhet viser fortsatt sterk framgang.”
“I’m pleased to note that since we last published our results, we have secured new building blocks for our international activities,” says Mr Lund.
”Jeg er fornøyd med å konstatere at vi siden forrige resultatfremleggelse har sikret nye byggesteiner til den internasjonale virksomheten.
These results underpin our purposeful work for a long-term industrial development of Statoil.”
Disse resultatene underbygger vårt målrettede arbeid for en langsiktig industriell utvikling av Statoil”, sier Lund.
Return on average capital employed after tax (ROACE)* for the 12 months ended 30 September 2005 was 26.5 per cent, compared to 19.5 per cent for the 12 months ended 30 September 2004.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)* for de siste 12 månedene var 26,5 prosent ved utgangen av tredje kvartal 2005, sammenlignet med 19,5 prosent for samme periode i 2004.
This increase was mainly due to higher oil and gas prices.
Økningen skyldes i hovedsak økte olje- og gasspriser.
Normalised ROACE* for the 12 months ended 30 September 2005 was 12.1 per cent, compared to 12.6 per cent for the corresponding period in 2004.
Normalisert ROACE* for de siste 12 månedene var 12,1 prosent ved utgangen av tredje kvartal 2005, sammenlignet med 12,6 prosent for tilsvarende periode i 2004.
The reason for the change in normalised ROACE is mainly increased investments.
Årsaken til endringen i normalisert ROACE er i hovedsak økte investeringer.
ROACE and normalised ROACE are defined as non-GAAP financial measures*.
ROACE og normalisert ROACE er definert som "non-GAAP" finansielle måltall*.
In the third quarter of 2005, earnings per share were NOK 4.01 (USD 0.61) compared to NOK 2.69 (USD 0.40) in the third quarter of 2004.
I tredje kvartal 2005 var resultat per aksje 4,01 kroner, sammenlignet med 2,69 kroner i samme kvartal i fjor.
For the first nine months of 2005, earnings per share were NOK 10.25 (USD 1.57) compared to NOK 6.87 (USD 1.02) for the first nine months of 2004.
I de ni første månedene av 2005 var resultat per aksje 10,25 kroner, sammenlignet med 6,87 kroner i de ni første månedene av 2004.
Income before financial items, income taxes and minority interest increased from NOK 16.1 billion in the third quarter of 2004 to NOK 23.9 billion in the third quarter of 2005.
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser økte fra 16,1 milliarder i tredje kvartal 2004 til 23,9 milliarder kroner i tredje kvartal 2005.
This was mainly related to an increase in the average oil price measured in NOK of 35 per cent and a 27 per cent increase in gas prices measured in NOK.
Denne økningen var hovedsakelig knyttet til 35 prosent økning i oljeprisen og 27 prosent økning i gasspriser, målt i norske kroner.
In addition, increased margins from the refineries were the main contributing factor to the NOK 0.4 billion increase in results from the downstream business.
I tillegg var høyere marginer i raffineringsvirksomheten den viktigste bidragsyteren til økningen i nedstrømsresultatet på 0,4 milliarder kroner.
In the first nine months of 2005, income before financial items, income taxes and minority interest was NOK 67.3 billion compared to NOK 46.4 billion in the first nine months of 2004.
I de ni første månedene av 2005 var resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser 67,3 milliarder kroner, sammenlignet med 46,4 milliarder kroner i de ni første månedene av 2004.
The increase was mainly due to a 33 per cent increase in the average oil price measured in NOK and a 25 per cent increase in gas prices measured in NOK, as well as a 7 per cent increase in liftings of oil and gas.
Økningen var hovedsakelig knyttet til 33 prosent økning i oljeprisen og 25 prosent økning i gasspriser, målt i norske kroner, samt en økning på 7 prosent i løfting av olje og gass.
The positive effect of higher prices in 2005 was partly offset by the gain of NOK 0.6 billion from the sale of the shares in Verbundnetz Gas AG (VNG), which was included in income in the first quarter of 2004.
Den positive effekten av høyere priser ble delvis motvirket av en gevinst på 0,6 milliarder kroner fra salget av aksjene i Verbundnetz Gas AG (VNG) som inngikk i resultatet fra første kvartal i 2004.
The increase in cost items was mainly related to increased activity, both in the third quarter and in the first nine months of 2005.
De økte kostnadene skyldes i hovedsak økt aktivitet, både i tredje kvartal og i de første ni månedene av 2005.
Total oil and gas production in the third quarter of 2005 amounted to 1,128,000 barrels of oil equivalent (boe) per day compared to 965,000 boe per day in the third quarter of 2004.
Total olje- og gassproduksjon i tredje kvartal 2005 var 1 128 000 fat oljeekvivalenter (o.e.) sammenlignet med 965 000 fat o.e. per dag i tredje kvartal 2004.
In the first nine months of 2005 total oil and gas production was 1,148,000 boe per day, compared to 1,073,000 boe per day in the same period in 2004.
I de ni første månedene av 2005 var total olje- og gassproduksjon 1 148 000 fat o.e. per dag sammenlignet med 1 073 000 fat o.e. per dag i de ni første månedene av 2004.
A total of six exploration wells were completed in the third quarter of 2005, three on the Norwegian continental shelf (NCS) and three internationally.
Totalt seks lete- og avgrensningsbrønner ble ferdigstilt i tredje kvartal 2005, tre på norsk sokkel og tre internasjonalt.
All wells resulted in discoveries.
Alle brønnene resulterte i funn.
One exploration well was completed in the third quarter of 2004.
En letebrønn ble ferdigstilt i tredje kvartal 2004.
Income taxes in the third quarter of 2005 were NOK 15.5 billion, equivalent to a tax rate of 63.5 per cent.
Skattekostnaden i tredje kvartal 2005 var 15,5 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 63,5 prosent.
Income taxes in the third quarter of 2004 were NOK 11.8 billion, equivalent to a tax rate of 66.6 per cent.
Skattekostnaden i tredje kvartal 2004 var 11,8 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 66,6 prosent.
an increase in the average oil price measured in NOK of 35 per cent
Økning i gjennomsnittlig oljepris på 35 prosent målt i norske kroner
an increase in natural gas prices measured in NOK of 27 per cent
Økning i gasspriser på 27 prosent målt i norske kroner
Hydro expects to conclude the acquisition of Spinnaker in the fourth quarter of 2005.
Hydro tar sikte på å gjennomføre oppkjøpet av Spinnaker i løpet av fjerde kvartal.
The total drilling period for the eight wells will take more than two years.
Boringen av de åtte brønnene vil pågå over en periode på mer enn to år.
Shell is responsible for the planning and execution of the drilling program, as well as reservoir management.
Shell er ansvarlig både for planlegging og gjennomføring av boreprogrammet og reservoarstyring.
Hydro is operator for Ormen Lange during the development phase, including all field development, the onshore gas processing plant at Nyhamna in Mid-Norway, as well as the Langeled export pipeline project.
Hydro er operatør for utbyggingsfasen av Ormen Lange.
Shell will be operator for the production phase.
Shell blir operatør i driftsfasen for feltet.
Production start for the Ormen Lange field is planned for October 2007.
Produksjonsstart for Ormen Lange er etter planen i oktober 2007.
Ormen Lange is the largest gas field under development on the Norwegian continental shelf.
Ormen Lange er det største feltet under utvikling på norsk kontinentalsokkel.
It is located 100 kilometres off the northwest coast of Norway at water depths of between 850 and 1,100 metres.
Feltet befinner seg 100 kilometer utenfor kysten av Møre og Romsdal på et havdyp på mellom 850 og 1.100 meter.
"West Navigator" has started drilling the first eight production wells on the Ormen Lange field 120 kilometres northwest of Kristiansund.
Boreskipet "West Navigator" har startet boringen av de åtte første produksjonsbrønnene på Ormen Lange-feltet 120 kilometer nordvest for Kristiansund.
“The analysis has identified weaknesses in organisation, management, systems and work processes,” notes Terje Overvik, executive vice president for Statoil's Exploration & Production Norway business area.
– Analysen avdekker svakheter innenfor organisasjon og ledelse, systemer og arbeidsprosesser.
“The important thing now is to learn from what happened.
Det viktige nå er å ta lærdom av hva som skjedde.
“We’ve already adopted a number of improvement measures both in the Snorre organisation and in other parts of Statoil where required.
– Vi har allerede gjennomført en rekke forbedringstiltak både i Snorre-organisasjonen og andre deler av Statoil der det har vært nødvendig.
We’ll now see whether the analysis calls for further action.”
Nå vil vi vurdere om årsaksanalysen gir grunnlag for ytterligere tiltak, sier Overvik.
Both Statoil and the PSA have already produced inquiry reports on the Snorre A incident, and these formed the basis for carrying out the more in-depth causal analysis.
Både Statoil og Petroleumstilsynet har tidligere utarbeidet granskningsrapporter etter hendelsen på Snorre A og den dypere årsaksanalysen er gjennomført på denne bakgrunn.
Statoil will continue developing a total package of measures and a timetable for implementation and measuring the effects of the recommended measures for the Snorre organisation.
Statoil skal arbeide videre med en total tiltakspakke og en tidsfestet plan for iverksetting og måling av effekten av de anbefalte tiltakene for Snorre-organisasjonen.
This plan is due to be ready by 1 December.
Tiltakspakken skal være ferdig 1. desember i år.
The principal conclusions in the causal analysis relate to the following areas:
Hovedkonklusjonene i årsaksanalysen er knyttet til følgende områder:
the Snorre organisation’s mode of working has not been systematic, planned and long-term
Snorre-organisasjonen har hatt en arbeidsform som ikke har vært systematisk, planmessig og langsiktig.
professional objections and critical questions have not been sufficiently welcomed, which in turn weakened safety barriers
Det har ikke vært tilstrekkelig åpenhet for faglige innsigelser og kritiske spørsmål, dette har igjen medført svekkede sikkerhetsbarrierer.
expertise on and understanding of risky operations was not good enough in the Snorre organisation.
I Snorre-organisasjonen var det ikke god nok kompetanse og forståelse for operasjoner med risiko.
Mr Overvik acknowledges that the gas blowout was a very serious incident, which has been extremely demanding for Statoil.
– Gassutblåsningen på Snorre A var en svært alvorlig hendelse og har vært krevende for Statoil.
“Although we’ve seen a positive trend in safety during recent years, the Snorre incident and the analysis findings show that we still have room for improvement.”
Selv om Statoil har hatt en positiv utvikling i sikkerheten de siste årene, viser hendelsen på Snorre og funnene i analysen at vi fortsatt har forbedringsområder, sier Overvik.
Since the event, Statoil has reviewed other parts of its organisation without identifying weaknesses similar to those found by the causal analysis.
Etter hendelsen på Snorre har Statoil også gjennomgått andre deler av organisasjonen uten å avdekke tilsvarende svakheter som det analysen viser til i Snorre.
“The study has improved our understanding of how this incident could occur,” Mr Overvik says.
– Analysen har gitt Statoil bedre innsikt i hvordan hendelsen kunne skje.
“That makes us more confident that the action which has been and will taken is right.”
Dette gjør oss sikrere på at tiltakene som er og skal gjennomføres er de riktige, sier Overvik.
These measures include:
Tiltak som er gjennomført omfatter blant annet:
wells on Snorre have been planned and drilled in line with Statoil’s best practice since the incident
Etter gassutblåsningen gjennomfører Snorre-organisasjonen planlegging og boring av brønner i tråd med Statoils beste praksis.
the Snorre organisation has been strengthened both on land and offshore
Snorres sokkelorganisasjon og landorganisasjon er styrket.
Snorre personnel have received better training in Statoil’s governing documents
For organisasjonen på Snorre er det gjennomført bedre opplæring i styrende dokumentasjon.
a special project has been established to improve and simplify in-house procedures in Statoil
Det er opprettet et eget prosjekt som arbeider med forbedring og forenkling av interne prosedyrer i Statoil.
the quality of planning and risk assessment on Snorre A has been improved
Kvaliteten på planlegging og vurdering av risiko på Snorre A er styrket.
the Snorre management is more strongly involved in all operations.
Ledelsen i Snorre er sterkere involvert i alle operasjoner.
The analysis has been carried out in cooperation with Studio Apertura, a research unit linked with the Norwegian University of Science and Technology (NTNU).
Analysen er gjennomført i samarbeid med Studio Apertura, som er en forsknings-enhet tilknyttet Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet.
An extensive causal analysis of the gas blowout on Statoil’s Snorre A platform on 28 November 2004 has been submitted to the Petroleum Safety Authority Norway (PSA) today, 1 November.
Statoil har i dag, 1. november, presentert en omfattende årsaksanalyse for Petroleumstilsynet etter gassutblåsningen på Snorre A-plattformen i Nordsjøen 28. november 2004.
The deadline for exploration applications in this concession round is Tuesday.
Fristen for innlevering av letesøknader i denne konsesjonsrunden gikk ut tirsdag.
The areas made available by Danish authorities in this concession round are in the North Sea, west of Denmark.
Området som er lyst ut i konsesjonsrunden, ligger i Nordsjøen vest for Danmark.
Most of the acreages opened lie in the Central Graven area, where most of Denmark's existing oil and gas fields are found, as well as an area closer to to the coastline.
Mesteparten av området ligger i Central Graven, der de fleste danske olje- og gassfelt er funnet, og dels i området nærmere kysten.
"The exploration milieu in Hydro has worked with Wintershall to develop an extensive application in the Danish Central Graven, south of the (Norwegian) Ekofisk area," says Tove Stuhr Sjøblom, Hydro's exploration manager for the North Sea.
– Letemiljøet i Hydro har i samarbeid med Wintershall utarbeidet en bred søknad om letearealer i den danske Central Graven sør for Ekofisk-området, sier Tove Stuhr Sjøblom, som er Hydros letesjef for Nordsjøen.
"Work on this Danish concession round follows up our previous exploration success on the commercial Hejre find, and the non-commercial Stork find.
– Arbeidet med den danske søknadsrunden gjøres i forlengelsen av tidligere letesuksess på det kommersielle Hejre-funnet , og det ikke-kommersielle funnet Svane.
But we're also applying for other exploration areas in Central Graven," Sjøblom says.
Men vi har også søkt om andre leteområder i Central Graven, sier Sjøblom.
Hydro delivered an application together with German energy company Wintershall on Tuesday for offshore exploration areas made available during the sixth concession round in the Danish sector of the North Sea.
Sammen med det tyske energiselskapet Wintershall leverte Hydro tirsdag en omfattende søknad om letearealer i den sjette konsesjonsrunden på dansk kontinentalsokkel i Nordsjøen.
Floating concrete construction technology developed for the North Sea oil industry will be applied to offshore windmills.
Med kjent teknologi fra oljevirksomheten i Nordsjøen, vil vi bruke flytende betongkonstruksjoner som understell for offshore vindmøller.
Model testing is currently under way at Norwegian R&D institute Sintef Marintek’s ocean basin laboratory in Trondheim.
Modelltesting pågår nå i Sintef Marinteks havlaboratorium i Trondheim.
“Hywind is a future-oriented project combining our offshore oil industry experiences with our knowledge of wind power to take advantage of wind resources where it blows most – at sea.
– Hywind er et fremtidsrettet prosjekt der vi kombinerer våre erfaringer fra petroleumsvirksomheten med vår kunnskap om vindkraft til å utnytte vindressurser der det blåser aller mest.
If we succeed, this can become an important part of our future energy supply,” says Hydro’s director of new energy forms, Alexandra Bech Gjørv.
Lykkes vi, kan dette bli en viktig del av fremtidens energiforsyning, sier Hydros direktør for nye energiformer Alexandra Bech Gjørv.
Hydro is using the ocean basin in Trondheim to simulate wind and wave conditions at sea.
Lovende testresultat Hydro benytter nå havlaboratoriet ved Sintef Marintek i Trondheim til å simulere vind- og bølgeforhold til havs.
A model of the floating windmill has been tested and the results are promising.
En modell av den flytende vindmøllen er testet, og resultatene er lovende.
We are now evaluating the placement of a windmill in the North Sea to demonstrate that it is possible to build offshore wind parks at sea depths of 200-300 meters.
Nå vurderer vi å plassere en vindmølle i Nordsjøen for å demonstrere at det er mulig å bygge vindparker på 200 til 300 meters havdyp.
Hydro has measured wind speeds in the North Sea for more than 30 years.
Hydro har målt vindstyrken i Nordsjøen i over 30 år.
Based on data determining that average wind speeds at sea are higher than on land, Hywind will be exceptionally energy efficient.
Ettersom den gjennomsnittlige vindhastigheten er høyere til havs enn på land, vil Hywind gi en svært god energiutnyttelse.
Bech Gjørv emphasizes that Hywind will be a supplement, not a substitute to land-based wind parks.
Bech Gjørv understreker like fullt at Hywind er et supplement, ikke et substitutt til vindparker på land.
“Hywind is very well-suited for energy poor areas where there is little accessible land, but good offshore wind conditions, for example in the US, Japan and in the vicinity of offshore installations,” she says.
– Hywind passer svært godt for energifattige områder der det er lite tilgjengelig areal på land, men gode offshore vindforhold, som for eksempel i USA, Japan og i nærheten av offshoreinstallasjoner, sier Bech Gjørv.
A demonstration project is currently being planned based on wind turbines with a power generation capacity of 3 megawatt (MW).
Det planlegges nå et demonstrasjonsprosjekt basert på vindturbiner med en kapasitet på 3 MW.
The windmills will reach 80 meters above the sea’s surface and will have a rotor diameter of about 90 meters.
Vindmøllene vil få en høyde på rundt 80 meter over havet og en rotordiameter på om lag 90 meter.
According to plans, the demonstration project will start operating in 2007.
Demonstrasjonsprosjektet skal etter planen være i drift fra 2007.
This goal is far in the future, but if we’re to succeed in 10-15 years, we have to start the work today,” Bech Gjørv says.
Dette målet ligger langt fram i tid, men skal vi lykkes om 10 - 15 år, må vi begynne arbeidet i dag, sier Bech Gjørv.
Four TWh is comparable to the power consumption of some 200,000 average Norwegian households.
4 TWh tilsvarer strømforbruket i 200.000 gjennomsnittlige norske husholdninger.