natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“The HOTC is at a very early stage, but we believe that only through technology development can we as an industry address the major challenges in making oil sands development environmentally sustainable.”
- Forskningssenteret for tungolje er ennå i en veldig tidlig fase, men vi mener at det kun er gjennom teknologiutvikling at vi som bransje kan ta de store utfordringene som ligger i det å gjøre oljesandutvikling miljømessig bærekraftig, sier Jøssang.
StatoilHydro Canada’s activities include production offshore Newfoundland and Labrador at the Hibernia and Terra Nova fields.
Virksomheten til StatoilHydro Canada omfatter produksjon utenfor kysten av Newfoundland og Labrador på Hibernia- og Terra Nova-feltene.
In 2007 the company acquired North American Oil Sands Corporation with over 1,100 square kilometres of oil sand leases in northern Alberta.
I 2007 kjøpte selskapet opp North American Oil Sands Corporation med over 1100 kvadratkilometer oljesandlisenser i nordlige Alberta.
The company is currently developing the Leismer SAGD demonstration project which will have a capacity of 20,000 barrels per day in 2010.
Selskapet utvikler nå demonstrasjonsprosjektet Leismer SAGD, som vil ha en kapasitet på 20.000 fat per dag i 2010.
The shares have been acquired at a price of NOK 146.15 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 146,15 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 2,559,213 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 2.559.213 aksjer.
On behalf of StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 17 January 2008 purchased 364,000 sharesfor use in the group`s Share saving plan.
På vegne av StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO) har DnB NOR 17. januar 2008 kjøpt 364.000 aksjer til bruk i StatoilHydros aksjespareprogram.
Also the gas export from Visund, which uses the pipeline, was affected by the pipeline damage.
Skaden på rørledningen fikk i tillegg konsekvenser for gasseksporten fra Visund som også benytter rørledningen.
Internal and external technical milieus have carried out throrough calculations and evaluations and have collectively decided that the pipeline has sufficient technical integrity and is qualified for temporary operation.
Interne og eksterne fagmiljøer har gjennomført grundige beregninger og vurderinger og er samstemt om at røret har tilstrekkelig teknisk integritet og er kvalifisert for midlertidig drift.
The Petroleum Safety Authority Norway has been continuously informed about the work and its conclusions.
Petroleumstilsynet er blitt holdt løpende informert om arbeidet og konklusjonene.
The pipeline repairs are weather dependent and will therefore be performed in the summer season.
Reparasjonen av rørledningen er væravhengig og vil derfor bli gjennomført i sommerhalvåret.
Production at Kvitebjørn has been resumed, and gas both from Visund and Kvitebjørn is now being transported to Kollsnes.
Produksjonen på Kvitebjørn er startet opp, og gass fra både Visund og Kvitebjørn transporteres nå til Kollsnes.
Kvitebjørn's production was shut down in May 2007 in order to avoid further depressurisation of the reservoirs and to ensure safe drilling of the remaining wells.
Kvitebjørn stengte ned produksjonen i mai 2007 for å unngå videre trykkavlastning av reservoarene og dermed sikre forsvarlig boring av gjenstående brønner.
At about the same time that the last well in the primary drilling programme was finished, the pipeline damage was discovered – hindering the start up of Kvitebjørn in November 2007.
Omtrent samtidig med at den siste brønnen i primærboreprogrammet var ferdig, ble rørledningsskaden oppdaget – noe som forhindret oppstart av Kvitebjørn i november i fjor.
In October this year the drilling and well community in StatoilHydro won the national Technology Award 2007 for its path-breaking drilling technology on the Kvitebjørn field.
I oktober i år vant bore- og brønnmiljøet i StatoilHydro den nasjonale Teknologiprisen 2007 nettopp for sin banebrytende boreteknologi på Kvitebjørn-feltet.
Contact: Press spokesman Gisle Johanson Tel: +47 41 44 00 50
Kontaktperson: Pressetalsmann Gisle Johanson Tlf: 41 44 00 50
The Kvitebjørn field is located in block 34/11, east of the Gullfaks field in the North Sea
Kvitebjørn-feltet ligger i blokk 34/11, øst for Gullfaks-feltet i Nordsjøen
According to current plans some 55 billion cubic metres of gas and 22 million cubic metres of condensate will be produced from Kvitebjørn
Basert på gjeldende planer er det forventet å utvinne om lag 55 milliarder kubikkmeter gass og 22 millioner kubikkmeter kondensat
The platform was installed on the field in the North Sea on 16 May 2003
Plattformen ble installert på feltet i Nordsjøen 16. mai 2003
Facts about Kvitebørn:
Fakta om Kvitebjørn:
The exploration well that was drilled in June 2007 will be converted to a production well in 2008.
Letebrønnen som ble boret i juni 2007 vil konverteres til en produksjonsbrønn i løpet av 2008.
The template for the subsea production facility has already been installed.
Bunnrammen for produksjonsanlegget på havbunnen er allerede installert.
Development costs will total around NOK 1.2 billion, including drilling expenses.
Kostnader for utbyggingen vil være ca 1,2 milliarder kroner inklusive boreutgifter.
StatoilHydro is operator for Yttergryta with a 45.75% interest.
StatoilHydro er operatør for Yttergryta, og har 45,75 prosent av rettighetene.
The other licensees are Total with 24.5%, Petoro with 19.95% and Eni with 9.8%.
Øvrige rettighetshavere er Total med 24,5 prosent, Petoro med 19.95 prosent og Eni med 9,8 prosent.
The company has also explained that the environmental monitoring programme will be updated in order to track the impacts of emissions from the plant.
Selskapet har også redegjort for oppdatering av et miljøovervåkingsprogram for å følge opp konsekvensene av utslipp til luft fra anlegget.
We have described our plans for the start-up period and applied for a tradable carbon emission permit for the increased extraordinary carbon emissions,” says Øystein Michelsen, the head of operations north in StatoilHydro.
Vi har nå redegjort for våre planer for oppstartsperioden og søkt om tillatelse for kvotepliktige utslipp for de økte ekstraordinære CO2-utslippene, sier Øystein Michelsen, som leder Drift Nord i StatoilHydro.
StatoilHydro initially planned a start-up period for Snøhvit of six to ten months.
I utgangspunktet planla StatoilHydro for en oppstartsperiode for Snøhvit på seks til ti måneder.
As a result of challenges associated with the repairs of leaks in the cooling system, reduced capacity utilisation and possible need for modifications, the emissions in the start-up period were greater than planned.
Utfordringene knyttet til reparasjon av lekkasjer i kjøleanlegget, begrenset kapasitetsutnyttelse i anlegget og mulig behov for modifikasjoner, medfører at utslippene i oppstartsperioden blir større enn planlagt.
StatoilHydro has previously described the uncertainty associated with the duration of the start-up period and production volumes from Snøhvit in 2008.
StatoilHydro har tidligere redegjort for usikkerhet knyttet til varighet av oppstartsperioden og produksjonsvolumer fra Snøhvit i 2008.
The extended start-up phase has increased the number of plant start-ups and shut-downs, and reduced the utilisation of the capacity, which has increased the need for natural gas flaring from the flare boom at Melkøya.
Utvidet oppstartsfase fører til flere opp- og nedkjøringer av anlegget, samt redusert kapasitetsutnyttelse som fører til økt behov for brenning av naturgass fra fakkelen på Melkøya.
StatoilHydro has today given SFT an update on the emissions of CO2, NOx, CH4, VOC, soot and PAH in the start-up period.
StatoilHydro har i dag gitt SFT en oppdatert redegjørelse for utslipp i oppstartsperioden av CO2, NOx, CH4, VOC samt sot og PAH.
The company estimates that there may be extraordinary emissions of up to 1.5 million tonnes of CO2 and 2200 tonnes of soot from flaring from the LNG plant in this period.
Selskapets anslår at det i denne perioden kan forekomme ekstraordinære utslipp på opptil 1,5 millioner tonn CO2 og 2200 tonn sot fra fakling fra LNG-anlegget.
StatoilHydro will buy emission quotas for the carbon emissions.
StatoilHydro vil kjøpe utslippskvoter for CO2-utslippene.
The company has also informed SFT about the implementation of an extensive environmental monitoring programme which includes sampling and monitoring of the air, precipitation, vegetation and water.
Selskapet har også informert SFT om gjennomføring av et omfattende miljøovervåkingsprogram som omfatter prøvetaking og overvåking av luft, nedbør, vegetasjon og vannforekomster.
Sampling has previously shown that there have been no measurable changes so far in the Hammerfest air and water quality as a result of flaring and soot emission.
Prøvetaking har tidligere vist at det så langt ikke er målbare endringer i luft- og vannkvalitet i Hammerfest etter tidligere fakling og utslipp av sot.
StatoilHydro is preparing the start-up of the LNG plant at Melkøya after repairs of leaks in the cooling plant.
StatoilHydro forbereder oppstart av LNG-anlegget på Melkøya etter utbedring av lekkasjer i kjøleanlegget.
As stated at StatoilHydro’s Capital Market Day recently the plant will run at reduced capacity.
I tråd med det som ble orientert om på StatoilHydros kapitalmarkedsdag nylig vil anlegget kjøre med redusert kapasitetsutnyttelse.
Efforts are underway to prepare for the necessary modifications to ensure full capacity utilisation of the plant in 2009.
Samtidig arbeides det med å forberede nødvendige modifikasjoner som skal bidra til full kapasitetsutnyttelse av anlegget i løpet av 2009.
Under normal operating conditions the carbon emissions from the flare at the LNG plant will be about 0.2 million tonnes per year.
Under normale driftsforhold vil utslipp av CO2 fra fakkel ved LNG-anlegget være omlag 0,2 millioner tonn årlig.
The LNG plant at Melkøya.
Snøhvit-anlegget på Melkøya i Hammerfest.
The EPC contract was entered into in July 2002.
EPC-kontrakten ble inngått i juli 2002.
During the construction period, a dispute arose with respect to costs and compensation for the execution of the defined scope of work under the contract.
Under byggeperioden oppstod det en tvist om kostnader og betaling for utførelse av arbeidsomfanget som var definert i kontrakten.
The dispute was referred to the court for settlement and the main hearing ended on 26 September 2007.
Tvisten ble gjenstand for rettslig behandling, og hovedforhandlingen ble avsluttet 26. september 2007.
Tractebel Engineering's total final claim exceeded 300 million EURO and the settlement, which also includes certain undisputed items and contractual amendments, has been agreed as 95 million EURO.
Tractebels samlede krav var på over 300 millioner Euro, og forliket – som også omfatter visse ikke omtvistede forhold og kontraktsendringer – er avtalt til 95 millioner Euro.
Tractebel Engineering's work at Melkøya was completed in the second half of 2007.
Tractebels arbeid på Melkøya ble fullført i andre halvdel av 2007.
The settlement concerns all outstanding commercial matters including claims, relating to the EPC contract for the Storage and Loading facilities at Melkøya for the Snøhvit project.
Forliket omhandler alle uavklarte kommersielle saker og krav knyttet til EPC-kontrakten (engineering, procurement, construction) for lagrings- og lasteanlegg på Melkøya for Snøhvit-prosjektet.
2883
2883
4581
4581
4124
4124
1479
1479
781
781
6761
6761
2651
2651
1535
1535
2564
2564
4065
4065
2571
2571
36437
36437
The shares purchased by DnB NOR on behalf of StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO) on 17 January 2008 for use in the group’s share saving plan have on 22 January 2008 been distributed to the employees in accordance with their savings amount and bonus shares for the 2005 share saving plan.
Aksjene som DnB NOR kjøpte på vegne av StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO) 17. januar 2008 til bruk i StatoilHydros aksjespareprogram, er 22. januar 2008 viderefordelt til de ansatte i henhold til deres sparebeløp samt bonusaksjer for aksjespareprogrammet 2005.
Following this, the share saving plan has 1 929 751 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 1 929 751 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares in accordance with their saving plan 2005 to an average price of NOK 146.15.
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedstående primærinnsidere fått tildelt bonus aksjer i forhold til aksjespareprogrammet 2005 til gjennomsnittlig pris 146,15.
Bonus 2005
Bonus 2005
Weather conditions in the area have improved considerably since yesterday evening.
Været i området er betraktelig bedre enn i går kveld.
The wind has slackened considerably, according to reports from Byford Dolphin.
Vinden har løyet mye, rapporteres det fra Byford Dolphin.
Shortly afterwards the fire was put out.
Brannen ble etter kort tid slukket.
No personnel were injured during the fire.
Ingen personer kom til skade under brannen.
The Petroleum Safety Authority Norway was notified about the incident.
Petroleumstilsynet er varslet om hendelsen.
An internal investigation will be initiated.
Det vil bli foretatt en intern granskning.
Contacts: Kåre Ness, public affairs manager Statoil Mongstad, tel: +47 90 77 48 08
Kontaktpersoner: Kåre Ness, informasjonssjef Statoil Mongstad, tlf: 90774808
Ørjan Heradstveit, public affairs manager StatoilHydro, tel: +47 91 77 81 61
Ørjan Heradstveit, informasjonssjef StatoilHydro, tlf: 91778161
The fire was soon brought under control and the flames were reduced to a controlled spurt of flame while the facility was being shut down.
Brannen kom raskt under kontroll, og flammene ble redusert til en kontrollert stikkflamme mens det aktuelle anlegget ble kjørt ned.
"The reservoir is good, and each well is producing more than the Azerbaijan International Operating Company (AIOC) has forecast," reports project manager Steinar Storm-Olsen in Statoil Azerbaijan.
"Reservoaret er godt, og den enkelte brønn produserer mer enn operatøren AIOC har antatt," opplyser prosjektsjef Steinar Storm-Olsen i Statoil Azerbaijan.
Daily production from Chirag 1 averaged 48,000 barrels in 1998, 14,000 barrels higher than the original estimate.
Gjennomsnittlig produksjon per døgn fra Chirag 1 ble i fjor 48.000 fat.
Development of Chirag will be paralleled by studies of the eastern part of Azeri during the first half of 1999.
Samtidig som Chirag bygges ut, skal den østlige Azeri-delen av området utredes i løpet av første halvår i år.
Work is now under way on a revised concept for what is termed the Phase I project, says Mr Storm-Olsen.
Det arbeides nå med en revidert konseptløsning for det som betegnes som Fase 1-utbyggingen, opplyser Storm-Olsen.
Once the field has been fully developed, overall production could reach 800,000 to one million barrels of oil per day.
Når feltet er fullt utbygd, kan det nå en samlet produksjon på mellom 800.000 og én million fat olje i døgnet.
A production record has been set on the Azeri-Chirag field in the Caspian after its first horizontal well was completed on 10 January.
Plattformen Chirag 1 på oljefeltet Azeri/Chirag i Det kaspiske hav har satt ny produksjonsrekord etter at den første horisontale brønnen ble ferdigstilt den 10. januar.
The block covers an area of 593 square kilometres.
Blokken dekker et område på 593 kvadratkilometer.
The other agreement is to do a development study for this block.
Den andre avtalen dreier seg om at StatoilHydro skal gjøre en utbyggingsstudie for blokken.
"With the signing of these agreements, we are confirming our long term commitment to Venezuela and interest to expand our industrial activity in this country.
– Ved å inngå disse avtalene bekrefter vi vår langsiktige satsing på Venezuela og vår interesse for økt industriell virksomhet i landet.
The signing of these agreements represents a great opportunity to StatoilHydro to support the development of the Venezuelan oil business," says Helge Lund.
Disse avtalene gir StatoilHydro gode muligheter til å videreutvikle vårt engasjement i Venezuelas oljevirksomhet, sier Helge Lund.
"The signing of these agreements represents a great opportunity to StatoilHydro to support the development of the Venezuelan oil business," says Helge Lund.
– Disse avtalene gir StatoilHydro gode muligheter til å videreutvikle vårt engasjement i Venezuelas oljevirksomhet, sier Helge Lund.
"As a group we have the commitment to build international platforms for growth, through leveraging technology to manage complexity particular within deepwater, gas value chains, harsh environments and extra heavy oil.
– Vi satser på å bygge opp internasjonale plattformer for vekst ved å utnytte vår teknologi for å møte komplekse utfordringer, spesielt knyttet til dypvannsprosjekter, gassverdikjeder, værharde omgivelser og ekstra tung olje.
A further expansion of our business in Venezuela fits very well with this strategy," he adds.
Videre vekst i Venezuela passer svært godt inn i denne strategien, tilføyer han.
In Venezuela, the group has been present since 1995 and has a 9.7% interest in the extra heavy oil project, Petrocedeño (former Sincor) that processes, refines, and sells upgraded crude oil.
StatoilHydro har vært i Venezuela siden 1995 og har 9,7 prosents andel i tungoljeprosjektet Petrocedeño (tidligere Sincor), som prosesserer, raffinerer og selger oppgradert olje .
StatoilHydro is also the operator of Block 4 in Plataforma Deltana, offshore Venezuela, where the exploratory campaign was recently completed.
StatoilHydro er også operatør for blokk 4 i Plataforma Deltana, utenfor kysten av Venezuela, der letekampanjen nylig ble fullført.
The first agreement covers the work to quantify the reserves of the block Junín 10 in the Orinoco Belt.
Den første avtalen omfatter arbeid for å fastslå reservene i blokken Junín 10 i Orinoco-beltet.
SAM also conducts the analyses for the annual Dow Jones Sustainability Index.
SAM leverer også analysene for den årlige Dow Jones Sustainability Index.
"StatoilHydro's top rating in the survey is due to systematically good performance within each of the economic, environmental and social dimensions.
– Når StatoilHydro kommer på topp i undersøkelsen, er det på bakgrunn av systematisk gode resultater innen hver av dimensjonene økonomi, miljø og samfunn.
This shows that StatoilHydro's sustainability efforts in all parts of its business are recognised," says Willy Egset, head of social responsibly in StatoilHydro.
Det viser at StatoilHydros arbeid med bærekraft innen hele virksomheten blir anerkjent, sier Willy Egset, leder for Samfunnsansvar i StatoilHydro.
StatoilHydro was identified as a SAM Gold Class company within the oil and gas sector together with the Spanish oil and gas producer Repsol and the French company Total.
StatoilHydro ble kåret til SAM Gold Class innen olje og gassektoren sammen med den spanske olje- og gassprodusenten Repsol og franske Total.
StatoilHydro got the highest rating of these as a SAM Sector Leader.
Men blant disse tre, rangerer StatoilHydro høyest som sektorleder
The annual report emphasises that companies that aim for long-term profitability within the oil and gas industry are dependent on access to new resources.
Årboken legger vekt på at selskaper som ønsker langsiktig lønnsomhet innen olje- og gassindustrien er avhengig av tilgang til nye ressurser.
It is also important to keep costs down.
Det blir også viktig å holde kostnadene nede i industrien.
At the same time the analysts responsible for the study emphasise good management of the environment, health, safety and social issues as important competitive advantages when the exploration activities move into new remote and sensitive areas.
Samtidig legger analytikerne bak studien vekt på at håndteringen av miljø, helse, sikkerhet og samfunnsspørsmål som viktige konkurransefortrinn etter hvert som utforsking av ressurser når nye fjerntliggende og sensitive områder.
The SAM rating reflects StatoilHydro's results on the Dow Jones Sustainability Index, where Statoil has been rated as number one for four consecutive years.
Utmerkelsene fra SAM reflekterer StatoilHydros resultater på Dow Jones Sustainability Index, hvor Statoil har vært nummer én fire år på rad.
P77Sustainability2008 PDF 35 kB
P77Sustainability2008 PDF 35 kB
(Foto: Harald Pettersen)
(Foto: Harald Pettersen)
(Photo: Kåre Foss/Hydro)
(Foto: Kåre Foss/Hydro)
Svein Rennemo (60) has been chief executive of Petroleum Geo-Services ASA (PGS) since 2002.
Svein Rennemo (60) har siden 2002 vært konsernsjef i Petroleum Geo-Services ASA (PGS).
Marit Arnstad will act as chair of the board until Mr Rennemo takes office.
Marit Arnstad vil fungere som styrets leder inntil Rennemo tiltrer.
Svein Rennemo has broad industrial and international experience.
Svein Rennemo har en bred industriell og internasjonal erfaring.
Mr Rennemo graduated in economics from the University of Oslo in 1971.
Han er utdannet sosialøkonom fra Universitetet i Oslo i 1971.
Between 1972 and 1982 he acted as an advisor and analyst in monetary policy and economics at the Central Bank of Norway, the OECD secretariat in Paris and the Norwegian Ministry of Finance.
Etter embetseksamen var han analytiker og rådgiver innen pengepolitikk og samfunnsøkonomi i Norges Bank, OECD-sekretariatet i Paris og Finansdepartementet.
Mr Rennemo held several management positions in Statoil from 1982 to 1994, last as head of the petrochemicals business area.
Fra 1982 til 1994 hadde Rennemo flere ulike lederstillinger i Statoil, senest som administrerende direktør for Petrokjemidivisjonen.
From 1994-2001 Mr Rennemo worked for Borealis, initially as deputy chief executive and CFO and from 1997 as chief executive.
Fra 1994-2001 var Rennemo ansatt i Borealis, først som visekonsernsjef og CFO og fra 1997 som konsernsjef.
He is also a director of Norsk Hydro ASA, a post he will withdraw from.
Han er også medlem av styret i Norsk Hydro ASA, et verv han vil trekke seg fra.
From the date Mr Rennemo takes office the board of StatoilHydro will consist of Svein Rennemo (chair), Marit Arnstad (deputy chair), Elisabeth Grieg, Grace Reksten Skaugen, Kjell Bjørndalen, Roy Franklin and Kurt Anker Nielsen as shareholder-elected directors and Lill-Heidi Bakkerud, Claus Clausen and Morten Svaan as employee-elected directors.
Styret i StatoilHydro vil fra Rennemos tiltreden bestå av Svein Rennemo (leder), Marit Arnstad (nestleder), Elisabeth Grieg, Grace Reksten Skaugen, Kjell Bjørndalen, Roy Franklin og Kurt Anker Nielsen som aksjonærvalgte styremedlemmer og Lill-Heidi Bakkerud, Claus Clausen og Morten Svaan som ansattevalgte styremedlemmer.
Contact: Ola Morten Aanestad, vice president for media relations, +47 48 08 01 12 (mobile).
Kontaktperson: Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil)
Svein Rennemo
Svein Rennemo
According to preliminary calculations the find is in the order of 2 to 3 GSm3 of recoverable gas.
Foreløpige beregninger viser at funnet er i størrelsesorden 2 til 3 milliarder kubikkmeter utvinnbar gass.
Gamma is located eight kilometres southeast of the Mikkel field on the Halten Bank.
Gamma ligger åtte kilometer sørøst for Mikkel-feltet på Haltenbanken.
Provides further insight The exploration well is one of several similar prospects in the Norwegian Sea, and the find helps increase the understanding of the underground in this area.
Gir økt forståelse Letebrønnen er en av flere lignende prospekter i Norskehavet, og funnet bidrar til styrket forståelse av undergrunnen i dette området.
“The results strengthen our belief in the further potential of the area near the Midgard and Mikkel fields, and more wells will be drilled in the next few years,” says Ørjan Birkeland, manager for exploration activities in areas close to existing fields in North Norway.
– Resultatene gir oss større tro på det øvrige potensialet i området rundt Midgard og Mikkel, og flere brønner vil bli boret de nærmeste årene, sier Ørjan Birkeland, leder for leting i feltnære områder i nord.
Important contribution to Åsgard In connection with further work on Gamma the possibility of leading the gas volumes to the Åsgard field will be studied.
Viktig bidrag til Åsgard I det videre arbeidet med Gamma blir det sett på muligheten for å knytte gassvolumene opp mot Åsgard-feltet.
Ørjan Birkeland.
Ørjan Birkeland.