natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Operated by BP, the BTC system means that oil from Azerbaijan no longer needs to be shipped from the Black Sea through the narrow Bosporus strait.
Etter at BTC kom i drift, fraktes ikke oljen lenger gjennom det trange Bosporus-stredet i Tyrkia.
This brings the crude to world markets more quickly while also substantially reducing the risk of oil spills.
Dermed når kaspioljen verdensmarkedet raskere, og risikoen for oljeutslipp reduseres betydelig.
“BTC is a good example of constructive and long-term cooperation between the host countries,” observes Mr Mellbye.
– BTC er et godt eksempel på konstruktivt og langsiktig samarbeid mellom vertslandene.
The Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) oil pipeline was officially opened today, 13 July, at its terminus in the Turkish port of Ceyhan on the Mediterranean.
Oljerørledningen Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) ble offisielt åpnet i dag, 13. juli.
With the options included, the contracts will have a total value of NOK 1.8 billion
Inkluderes opsjonene, har kontraktene har en samlet verdi på 1,8 milliarder kroner.
The contracts cover delivery of directional drilling (MWD/LWD) and mud logging on several Statoil operated fields in the Norwegian continental shelf.
Kontraktene omfatter retningsboring, måling under boring (MWD/LWD) og slamlogging på flere Statoil-opererte felt på norsk sokkel.
Schlumberger Norge has been awarded integrated drilling services for the following fields: Heidrun, Sleipner Volve and exploration.
Schlumberger Norge er tildelt kontrakt for integrerte boretjenester på Heidrun-feltet i Norskehavet samt Sleipner-feltene og Volve-feltet i Nordsjøen.
In addition, the company will provide services in wildcat drilling.
I tillegg skal selskapet utføre tjenester i forbindelse med leteboring.
The contract is worth NOK 420 million without options.
Kontrakten er verd 420 millioner kroner uten opsjoner.
Baker Hughes will carry out integrated drilling services on the Tyrihans fields in the Norwegian Sea.
Baker Hughes skal utføre integrerte boretjenester på Tyrihans-feltet i Norskehavet.
This contract, without options, is worth NOK 80 million.
Denne kontrakten er verd 80 millioner kroner, uten opsjoner.
Statoil has awarded two integrated drilling service contracts to Schlumberger Norge and Baker Hughes Norge AS.
Statoil har tildelt kontrakter for integrerte boretjenester til Schlumberger Norge AS og Baker Hughes Norge AS.
The letter of intent relates to a 2-year framework contract for reeled pipe installation services.
Intensjonsavtalen omfatter en toårig rammekontrakt for tjenester knyttet til installering av kveilerør.
The value of the contract is estimated at NOK 1.6 billion, provided that the project commitments as per contract award are sanctioned.
Verdien på avtalen er anslått til 1,6 milliarder kroner basert på at de prosjektene som er lagt til grunn ved avtaleinngåelsen besluttes gjennomført.
Work at a value of NOK 300 million has so far been approved on the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Per i dag er arbeid til en verdi av rundt 300 millioner kroner på Åsgard-feltet i Norskehavet sanksjonert.
The main vessels to be used under the contract are Apache (above) and Skandi Navica.
Fartøyene som skal benyttes under kontrakten er hovedsaklig Apache (bildet) og Skandi Navica.
”The flowlines are fabricated onshore, welded together and spooled onto a vessel-mounted reel.
– Kveilerør produseres på land, sveises sammen og kveiles opp på en trommel på et spesialfartøy.
This method is time and cost-effective during the installation of up to 16-inch pipelines on the seabed,” says Ove Grunde Eikeland, commercial coordinator for Technology & projects.
Metoden er tidspesparende og kostnadseffektiv for installasjon av rørledninger opp til 16 tommer på havbunnen, kommenterer Ove Grunde Eikeland, som er kommersiell koordinator for anbudet i Teknologi og prosjekter.
The contract covers project management, engineering, fabrication and installation of reeled pipe applications for 2007 and 2008.
Avtalen gjelder prosjektledelse, engineering, fabrikasjon og installasjon av kveilerør for 2007 og 2008.
The consortium is based on a 50/50 split between Subsea 7 and Technip Offshore Norge.
Konsortiet er basert på en 50/50 fordeling mellom Subsea 7 og Technip Offshore Norge.
The management and engineering work will be performed both at Technip’s offices in Stabekk outside Oslo and Subsea 7’s offices in Stavanger.
Arbeidet knyttet til planlegging og engineering skal etter planen utføres både ved Technips kontorer i Stabekk utenfor Oslo og Subsea 7s kontorer i Stavanger.
The fabrication of flowlines will take place at the spool bases in Orkanger in Mid-Norway (Technip) and at Gaupne in Mid-Norway (Subsea 7).
Rørene skal fabrikeres på spolebasen i Orkanger i Sør-Trøndelag (Technip) og på spolebasen på Gaupne i Sogn og Fjordane (Subsea 7).
The main vessels to be used under the contract are Technip’s Apache and Subsea 7’s Skandi Navica.
Fartøyene som skal benyttes under kontrakten er hovedsaklig Technips Apache og Subsea 7s Skandi Navica.
In addition several construction vessels will be utilised for offshore installation activities on the Åsgard field.
I Åsgard-prosjektet skal også flere konstruksjonsfartøy delta i aktivitetene på feltet.
Statoil has signed a letter of intent with a consortium consisting of Technip Offshore Norge AS and Subsea 7 Norway NUF for reeled pipe installation services on the Norwegian continental shelf.
Statoil har inngått intensjonsavtale med et konsortium bestående av Technip Offshore Norge AS og Subsea 7 Norway NUF om kveilerørstjenester på norsk sokkel.
The shares have been acquired at a price of NOK 187,68 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 187,68 kroner.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 1,106,336 shares.
Før viderefordeling til ansatte har Aksjespareprogrammet 1.106.336 aksjer.
On behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 14 July 2006 purchased 111,000 shares for use in the group’s share saving plan.
På vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) har DnBNOR 14. juli 2006 kjøpt 111.000 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
This means that the purchasing companies have been approved as partners in the relevant licences and as players on the Norwegian continental shelf.
Det betyr at kjøperselskapene er godkjente som partnere i de aktuelle lisensene og som aktører på norsk sokkel.
They have now formally taken over responsibility for their shares, and Statoil has withdrawn from the licences.
De har nå formelt overtatt ansvaret for sine andeler, og Statoil har trukket seg ut av lisensene.
The sale covers shares in six fields.
Salget omfattet andeler i seks felt.
Statoil has sold all of its holdings in the Tommeliten, Grane, Jotun and Freja fields in the North Sea, as well as the Njord field in the Norwegian Sea.
I nordsjøfeltene Tommeliten, Grane, Jotun og Freja samt i Njord i Norskehavet har Statoil solgt seg helt ut.
The group has sold 12 per cent of its stake in the Snøhvit field in the Barents Sea.
I Snøhvit-feltet i Barentshavet er 12 prosent solgt.
As operator for the field, Statoil now has a share of 22,29 per cent.
Statoil, som er operatør for feltet, har nå en andel på 22,29 prosent.
Gaz de France has entered the Norwegian continental shelf for the first time through the Pandora project.
Gaz de France er kommet inn på norsk sokkel for første gang gjennom Pandora-prosjektet.
The company is licensee in Snøhvit and Njord.
Selskapet er rettighetshaver i Snøhvit og Njord.
The other transactions were with Conoco, which has bought holdings in Grane, and Phillips, which has taken over operatorship and holdings in Tommeliten.
De øvrige transaksjonene var med Conoco, som har kjøpt andeler i Grane, og Phillips, som har overtatt operatørskap og andeler i Tommeliten.
Det norske oljeselskap (DNO) has bought shares in Jotun, and Dansk Olie og Naturgass (Dong) has taken over holdings in the Freja field.
Det norske oljeselskap (DNO) har kjøpt andeler i Jotun, og Dansk olie og naturgass (DONG) har overtatt andeler i Freja-feltet.
In the course of the summer, the authorities approved the sale of all Statoil offshore holdings on the Norwegian continental shelf embraced by the Pandora sales project.
Myndighetene har i løpet av sommeren godkjent alle Statoils salg av lisensandeler på norsk sokkel gjennom Pandora-prosjektet.
This could provide Hydro with an extra 200-300 beds for staff working on the project.
Dette kan sikre Hydro en ekstra kapasitet på 200-300 sengeplasser.
Over 3000 people are due to live and work at Nyhamna in Aukra municipality during the planned peak staffing period in the development of the land-based facility for the Ormen Lange gas.
Under den planlagte toppen i bemanningen for utbyggingen av landanlegget for Ormen Lange-gassen vil i overkant av 3.000 mennesker bo og arbeide på Nyhamna i Aukra kommune.
The Hurtigruten ship will probably dock near the land-based processing plant at Nyhamna in the beginning of September.
Hurtigruteskipet vil trolig i begynnelsen av september legge til kai i nærheten av landanlegget på Nyhamna.
In addition to the ship, Hydro’s hotel for the Ormen Lange plant will also help to provide the required sleeping accommodation.
I tillegg til skipene vil Hydros anleggshotell dekke behovet for sengeplasser.
This hotel has almost 3000 rooms – on a par with some of the largest hotels in the world.
Det allerede etablerte anleggshotellet har nesten 3.000 rom – like mange som noen av verdens største hoteller.
The main reason for the increased need for beds is that the project contractors’ staffing curve has turned out to be somewhat steeper than previously envisaged, with a peak staffing level that will last for two to three months.
Hovedårsaken til det økte behovet for sengeplasser er at oppbemanningskurven hos prosjektets kontraktører har vist seg å bli noe spissere enn tidligere planlagt, med en toppbemanning som vil vare i to-tre måneder.
In order to meet the contractors’ accommodation needs, as well as having sufficient reserve accommodation, Hydro - as Ormen Lange operator - has found that hiring a Hurtigruten ship would be expedient.
For å kunne møte kontraktørenes behov for overnattingskapasitet og ha tilstrekkelig reservekapasitet har Ormen Lange-operatøren Hydro funnet det formålstjenlig å leie inn hurtigruteskip.
In addition, there has been less local and regional recruitment than expected.
I tillegg har det vært en lavere lokal og regional rekruttering enn forventet.
This means that the Ormen Lange project has to hire in more manpower from far away than originally anticipated.
Dermed får Ormen Lange-prosjektet et større behov for å hente arbeidskraft langveisfra.
Hydro is in dialogue with the company Hurtigruten Group ASA regarding the rental of a vessel used for Hurtigruten/The Norwegian Coastal Voyage, in order to ensure sufficient sleeping accommodation during the peak staffing phase for the Ormen Lange project this autumn.
Hydro er i samtale med Hurtigruten Group ASA om leie av hurtigruteskip for å sikre nok sengekapasitet under toppbemanningen for Ormen Lange-prosjektet i høst.
This is the first use of this technology for commercial purposes.
Aldri tidligere er denne teknologien blitt brukt i kommersielt øyemed.
Boosting the pressure in the gas flow the seabed compressor will compensate for dropping pressure in the reservoir.
Havbunnskompressoren skal brukes for å øke trykket i gasstrømmen for å kompensere for fallende trykk i reservoaret.
Gas production from Åsgard is expected to increase by 25% when this technology is employed, i.e. approximately 30 to 40 billion cubic metres.
Gassutvinningen fra Åsgard antas å øke med 25 prosent, det vil si anslagsvis 30 til 40 milliarder kubikkmeter, når teknologien tas i bruk.
Installation of the compressor on the seabed is scheduled for 2012/2013.
Kompressoren skal installeres på havbunnen i 2012/2013.
Qualification of the seabed technology will take place towards 2012.
Fram mot 2012 skal planene for teknologikvalifisering av havbunnsteknologien settes i verk.
"This means that the business potential on the subsea field Mikkel, which is tied in to Åsgard, and on the Åsgard deposit Midgard, will be better exploited.
– Dette betyr bedre utnyttelse av forretningspotensialet på undervannsfeltet Mikkel, som er koplet opp mot Åsgard, og på Åsgard-forekomsten Midgard.
The technology should make us better prepared for more demanding projects in the future.
Teknologien gjør oss bedre rustet til mer krevende prosjekter i framtiden.
Gas compression may be relevant both for the Troll field in the North Sea and Snøhvit in the Barents Sea,” says Knut Nordstad, senior adviser at Statoil’s research centre in Trondheim, where the technology was developed.
Gasskompresjon kan være aktuell for både Troll-feltet i Nordsjøen og Snøhvit i Barentshavet, sier Knut Nordstad, seniorrådgiver ved Statoils forskningssenter i Trondheim, hvor teknologien er utviklet.
Seabed compression at Åsgard will give Statoil useful experience for future projects.
Havbunnskompresjon på Åsgard vil gi Statoil nyttige erfaringer til framtidige prosjekter.
A number of tasks may be performed by the compressor on the seabed.
Kompressoren vil kunne utføre en rekke oppgaver på havbunnen.
Seabed processing is particularly relevant in Arctic waters.
Særlig i arktiske strøk er havbunnsprosessering aktuelt.
If Statoil becomes a partner on the Shtokman field in the Russian part of the Barents Sea, experience associated with new seabed technology will be useful.
Dersom Statoil blir partner i Shtokman-feltet i russisk del av Barentshavet, vil erfaringer med ny havbunnsteknologi være nyttig.
Statoil and the other partners in the Åsgard licence invest slightly more than NOK 4 billion in the project.
Statoil og de andre partnerne i Åsgard-lisensen investerer i overkant av 4 milliarder kroner i prosjektet.
The installation will be located in 250 metres of water depth some 50 kilometres from the Åsgard B platform.
Installasjonen vil bli plassert på 250 meters dyp rundt 50 kilometer fra Åsgard B-plattformen.
In connection with seabed processing tasks such as pumping, separation, compression and filtering are performed on the seabed rather than on the platform.
Ved havbunnsprosessering utføres oppgaver som pumping, separasjon, kompresjon og filtrering på havbunnen i stedet for på plattformen.
The technology will contribute to great cost savings and secure production until 2021.
Teknologien vil bidra til store kostnadsbesparesler og sikre produksjon til 2021.
Statoil is operator for Åsgard, (25% interest).
Statoil er operatør på Åsgard, med 25 prosent.
The other licensees are Petoro (35.5), Hydro (9.6), Eni (14.9), Total (7.65) and ExxonMobil (7.35).
De øvrige rettighetshaverne er Petoro (35,5), Hydro (9,6), Eni (14,9), Total (7,65) og ExxonMobil (7,35).
Statoil plans to use seabed compression in order to produce more gas from the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Statoil planlegger å bruke havbunnskompresjon for å hente ut mer gass fra Åsgard-feltet i Norskehavet.
The LNG plant at Melkøya comes on stream next year.
LNG-fabrikken på Melkøya kommer i drift neste år.
The estimated value of the contract is NOK 300 - 400 million, including options.
Kontrakten er anslagsvis verd 300 - 400 millioner kroner, inkludert opsjoner.
The ISO contract for the onshore Snøhvit gas plant at Melkøya near Hammerfest runs until 31 December 2010, with three options for two-year extensions.
ISO-kontrakten for landanlegget for Snøhvit-gassen på Melkøya ved Hammerfest løper til 31.12.2010, med mulighet for tre ganger to års forlengelse.
”In the selection process Statoil emphasised, among other things, the fact that the contractor will set up business in Hammerfest,” Mr Skeie says.
– Ved valg av leverandør har Statoil blant annet lagt vekt på at kontraktøren etablerer seg i Hammerfest, sier Skeie.
R&M will emphasise training and use of local labour under the contract, and has among other things signed a collaboration agreement with the local company Hammerfest Maritime Service (HMS).
R&M vil satse på opplæring og bruk av lokal arbeidskraft under kontrakten, og har blant annet inngått en samarbeidsavtale med det lokale firmaet Hammerfest Maritime Service (HMS).
Snøhvit is the first development in the Norwegian sector of the Barents Sea and the first LNG (liquefied natural gas) plan in Europe.
Snøhvit er første utbygging i norsk del av Barentshavet og det første anlegget for LNG (flytende naturgass) i Europa.
Unprocessed well stream from the subsea installations on the field will be brought to Hammerfest LNG for processing and shipment when the plant comes on stream in 2007.
Fra havbunnsinstallasjonene ute på feltet skal ubehandlet brønnstrøm føres inn til Hammerfest LNG for prosessering og utskipning når anlegget kommer i drift i 2007.
Statoil is operator for the development and operation of Snøhvit.
Statoil er operatør for utbygging og drift av Snøhvit.
Statoil has, on behalf of the partners in the Snøhvit licence, awarded the contract for insulation, scaffolding and surface treatment (ISO) of the onshore plant Hammerfest LNG in the operating phase to Rheinhold & Mahla Industrier as.
Statoil har på vegne av partnerne i Snøhvit-lisensen tildelt Rheinhold & Mahla Industrier as kontrakten på isolering, stillas og overflatebehandling (ISO) av landanlegget Hammerfest LNG i driftsfasen.
The contracts have a total value of NOK 3.6 billion.
Avtalene har en samlet verdi på 3,6 milliarder kroner.
Aker Kværner Offshore Partner’s maintenance and modification contract for the Tampen area in the North Sea is thus extended.
Aker Kværner Offshore Partner får forlenget vedlikeholds- og modifikasjonskontrakten for alle plattformene på Tampen-området i Nordsjøen.
The contract is worth NOK 2 billion.
Avtalen har en verdi på 2 milliarder kroner.
Also Vetco Aibel’s contract for the Troll/Sleipner area in the North Sea and the process plant at Kollsnes in Western Norway is extended.
Vetco Aibel får forlenget avtalen for Troll/Sleipner-området i Nordsjøen og prosessanlegget på Kollsnes i Hordaland.
The value of the contract is some NOK 800 million.
Kontrakten er verd om lag 800 millioner kroner.
Aker Reinertsen will maintain the responsibility for maintenance and modification in the Halten/Nordland area of the Norwegian Sea.
I Halten/Nordland-området i Norskehavet skal Aker Reinertsen fortsatt ha ansvaret for vedlikehold og modifikasjoner.
Also this contract is worth about NOK 800 million.
Denne kontrakten er også verd om lag 800 millioner kroner.
”Good and close collaboration with the maintenance and modification suppliers is of great importance to Statoil.
– Et godt og tett samarbeid med leverandører innenfor vedlikehold og modifikasjon er av stor betydning for Statoil.
The three suppliers have performed well with regard to efficiency and safety,” says Terje Overvik, executive vice president, Exploration & Production Norway.
Vi har gode erfaringer med de tre leverandørene med hensyn til effektivitet, og sikkerhet, sier Terje Overvik, konserdirektør for forretningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge.
The maintenance and modification contracts will initially last until the end of February 2007, with an option for three additional 2-year periods.
Kontraktene for vedlikehold og modifikasjon varer i utgangspunktet til slutten av februar 2007.
Statoil has extended three contracts for maintenance and modification on platforms operated by the group on the Norwegian continental shelf.
Statoil forlenger tre kontrakter for vedlikehold og modifikasjon på plattformer selskapet opererer på norsk sokkel.
This new data point will be an important contribution in the efforts to find more oil and gas in the region,” say Kjersti Seim, exploration manager for the Norwegian Sea deep-sea area.
Dette nye datapunktet vil være et viktig bidrag i arbeidet med å påvise mer olje og gass i området, sier Kjersti Seim, som er letesjef Norskehavet dypvann.
The well was drilled to a total depth of 4095 metres below sea level.
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 4095 meter under havoverflaten.
The drilling rig Eirik Raude performed the drilling in 1720 metres of water.
Boreriggen Eirik Raude utførte boringen på 1720 meter vanndyp.
The purpose was to examine the potential for oil and gas in possible sandstones from the Cretaceous period in the Edvarda prospect.
Hensikten var å undersøke potensialet for olje og gass i mulige sandsteiner av kritt alder i Edvarda-prospektet.
Edvarda is located some 100 kilometres north-west of the gas field Ormen Lange in the southern part of the Norwegian Sea, some 230 kilometres northwest of Kristiansund.
Edvarda ligger rundt 100 kilometer nordvest for gassfeltet Ormen Lange i den sørlige delen av Norskehavet, om lag 230 kilometer nordvest av Kristiansund.
Statoil is operator for production licence 322, with an interest of 90%., whereas 10% is owned by Shell.
Statoil er operatør for utvinningstillatelse 322, med en andel på 90 prosent.
Alf Morten Sirevaag has been nominated for this year's ONS award for health, safety and environment for his work on the lifeboat project.
Alf Morten Sirevaag er nominert til årets ONS-pris for helse, miljø og sikkerhet for arbeidet med livbåtprosjektet.
(Photo: Øyvind Hagen) The lifeboat project was initiated after weaknesses were discovered last year on six free-fall lifeboats on the Kristin platform in the Norwegian Sea and the Veslefrikk B platform in the North Sea.
Foto: Øyvind Hagen Livbåtprosjektet ble satt i gang etter at det i fjor ble oppdaget svakheter på seks frittfall-båter på Kristin-plattformen i Norskehavet og Veslefrikk B-plattformen i Nordsjøen.
The boats sustained superstructure damage during testing.
Båtene fikk skader på overbygget under testing.
Alf Morten Sirevaag, senior engineer in Statoil, has headed the lifeboat project.
Alf Morten Sirevaag, overingeniør i Statoil, har ledet livbåtprosjektet.
”The current international standard is too general," Mr Sirevaag says.
– Dagens internasjonale standard er for generell.
"The past year’s pioneering work is expected to drive a new standard.
Nybrottsarbeidet det siste året vil trolig tvinge fram en ny standard.
Neither the buyers, nor the sellers, have been aware of the dynamics of the forces exerted during a free fall.
Verken kjøpere eller selgere har vært klar over dynamikken i de krefter som påføres under stup.
Weaknesses have been discovered on several boat types.”
Flere båttyper har hatt svakheter, sier Sirevaag.
The original purpose of the project was to analyse the skid-launched lifeboats with weaknesses on Veslefrikk B and Kristin.
Prosjektets opprinnelige formål var å analysere sliskelivbåtene med svakheter på Veslefrikk B og Kristin.
The project was later extended.
Siden er det blitt utvidet.
All of the 14 types of free-fall boats used on the Norwegian continental shelf have been tested in the past year.
Det siste året har alle de 14 typer av frittfall-båter som benyttes på norsk sokkel blitt testet.
Both model testing and physical full-scale testing have been performed.
Det er både utført modelltesting og fysisk fullskalatesting.
Almost 5000 tests, both in calm waters and under different wave conditions, have been performed at Marintek in Trondheim.
Nærmere 5000 tester, både i stille vann og under ulike bølgeforhold, er gjennomført ved Marintek i Trondheim.
Pending a new international standard the oil industry now tightens up its own requirements.
I påvente av ny internasjonal standard skjerper oljeindustrien egne krav.
”Based on knowledge gained through the project we have now established much stricter requirements for new lifeboat purchases,” Mr Sirevaag says.
– Erfaringene fra prosjektet gjør at vi nå stiller langt strengere krav ved innkjøp av livbåter.
”New specifications will be developed.”
Nye spesifikasjoner vil bli utarbeidet, sier Sirevaag.
After weaknesses in one boat type from the producer Umoe Schat-Harding was discovered last year, it was soon established that another boat from the same producer had similar superstructure weaknesses.
Etter at det ble oppdaget svakheter ved én båttype fra produsenten Umoe Schat-Harding i fjor, ble det raskt konstatert at enda en båt fra samme produsent hadde lignende svakheter i overbygget.