natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Dudgeon Offshore Wind Farm will be constructed with 67 wind turbines, each with a capacity of 6 MW, totalling 402 MW installed generation capacity.
Dudgeon havvindpark vil bli bygget ut med en produksjonskapasitet på 402 MW.
This is enough energy to power up to approximately 410,000 UK homes.
Dette tilsvarer nok strøm til å forsyne inntil om lag 410.000 britiske hjem.
The North Sea project site is located 32 km offshore, north of the town of Cromer in North Norfolk, and 20 km north-east of the Sheringham Shoal Offshore Wind Farm.
Havvindparken vil ligge i Nordsjøen, 32 km nord for byen Cromer i det nordlige Norfolk, og 20 km nordøst for havvindparken Sheringham Shoal.
The license for the Dudgeon site was awarded by the UK Government during the Round 2 allocation in 2003.
Lisensen for Dudgeon havvindpark ble tildelt av britiske myndigheter i den andre tildelingsrunden i 2003.
Local-landscape-Harald-Pettersen JPG 2 MB
Local-landscape-Harald-Pettersen JPG 2 MB
Dudgeon field layout JPG 1 MB
Dudgeon field layout JPG 1 MB
Dudgeon detailed overview map JPG 1 MB
Dudgeon detailed overview map JPG 1 MB
When completed, Dudgeon will provide renewable energy for up to 410,000 households in the UK.
Når utbyggingen av havvindparken er fullført, vil Dudgeon levere fornybar energi til omkring 410.000 britiske hjem.
“The transactions are part of Statoil’s continued optimisation and portfolio adjustments process.
– Transaksjonene er en del av Statoils løpende optimalisering og justering av porteføljen.
We do this to maximise value of core assets.
Vi gjør dette for å maksimere verdien av våre kjerneområder.
The transactions will allow Statoil to unlock capital ahead of an extensive drilling campaign in the Kwanza basin,” says Gareth Burns, senior vice president in Global Strategy and Business Development (GSB) in Statoil.
Transaksjonene bidrar til at Statoil kan frigjøre kapital forut for en omfattende borekampanje i Kwanza-bassenget, sier Gareth Burns, direktør i Global Strategy and Business Development (GSB) i Statoil.
In block 39 the 10% divestment is accomplished through two separate, but simultaneous transactions.
I blokk 39 er salget gjort gjennom to separate, men samtidige transaksjoner.
The deals are subject to approval by Sonangol E&P, the Angolan minister of petroleum and the licence partners.
Avtalene forutsetter godkjenning fra Sonangol E&P, petroleumsministeren i Angola og lisenspartnerne.
On 3 April 2014 Statoil also announced the acquisitions by WRG Angola Block 38 Limited and WRG Angola Block 39 Limited (both 50/50 joint ventures owned by White Rose Energy Ventures and Genel Energy plc) of a 15% interest in block 39 from Statoil and a 15% interest in block 38 from China Sonangol International Holdings.
3. april 2014 annonserte Statoil at WRG Angola Block 38 Limited og WRG Angola Block 39 Limited (begge 50:50 joint ventures eid av White Rose Energy Ventures og Genel Energy plc) hadde kjøpt andeler på 15 prosent i blokk 39 fra Statoil og 15 prosent i blokk 38 fra China Sonagol International Holdings.
These transactions have now received the approval of Sonangol P.P., the Angolan Ministry of Petroleum and the licence partners, and pending formalities are expected to be completed shortly.
Disse transaksjonene er nå godkjent av Sonangol P.P., det angolanske oljeministeriet og lisenseierne, og gjenværende formaliteter ventes å bli fullført i nær framtid.
After completion of all transactions, the equities will be:
Når transaksjonene er gjennomført vil eierskapene se slik ut:
• Block 39: Statoil (Operator – 37.5%), Total (7.5%), WRG (15%), Ecopetrol (10%), Sonangol P&P (30%) • Block 38: Statoil (Operator – 45%), WRG (15%), Ecopetrol (10%), Sonangol P&P (30%)
• Blokk 39: Statoil (operatør – 37,5 %), Total (7,5 %), WRG (15 %), Ecopetrol (10 %), Sonangol P&P (30 %) • Blokk 38: Statoil (operatør – 45 %), WRG (15 %), Ecopetrol (10 %), Sonangol P&P (30 %)
In addition to the Statoil-operated blocks 38 and 39, Statoil is partner in blocks 22, 25 and 40 in the Kwanza basin.
I tillegg til de Statoil-opererte blokkene 38 og 39 er Statoil partner i blokkene 22, 25 og 40 i Kwanza-bassenget.
The exploration blocks were awarded by Sonangol in December 2011.
Leteblokkene ble tildelt av Sonangol i desember 2011.
The Angolan continental shelf is the largest contributor to Statoil's oil production outside Norway and is a key building block for Statoil’s international production growth.
Angolansk sokkel er største bidragsyter til Statoils oljeproduksjon utenfor Norge og en viktig bidragsyter til Statoils internasjonale produksjonsvekst.
Statoil’s equity production from Angola equaled approximately 200,000 barrels of oil per day in 2013.
Statoils egenproduksjon fra Angola var på om lag 200.000 fat oljeekvivalenter per dag i 2013.
Statoil has participating interests in four producing assets and several other licenses in the Congo basin.
Statoil har andeler i fire produserende blokker og flere andre lisenser i Congo-bassenget.
Gareth Burns, senior vice president in Global Strategy and Business Development (GSB) in Statoil.
Gareth Burns, direktør i Global Strategy and Business Development (GSB) i Statoil.
On Wednesday 2 July it was made public that Prosafe Offshore has been awarded a contract for the use of Safe Scandinavia in connection with this campaign.
Onsdag 2. juli ble det gjort kjent at Prosafe Offshore har blitt tildelt en kontrakt for bruk av Safe Scandinavia i forbindelse med borekampanjen.
Support vessel Safe Scandinavia is currently a flotel, but it will be modified to enable it to store and treat drilling fluid and cuttings as the drilling operations take place.
Støttefartøyet Safe Scandinavia er i dag et flotell, men skal bygges om slik at det kan lagre og behandle borevæske og borekaks mens boreoperasjonene pågår.
Transferring treatment capacity from Oseberg Øst to Safe Scandinavia will enable greater amounts of drilling fluid and cuttings to be stored.
Ved å flytte behandlingskapasiteten fra Oseberg Øst til Safe Scandinavia vil man lagre større mengder borekaks og borevæske.
The support vessel will help make drilling operations more efficient, and enable longer wells to be drilled than is currently the case.
Støttefartøyet vil bidra til mer effektive boreoperasjoner, og gjøre det mulig å bore lengre brønner enn i dag.
The drilling of new wells is an important measure towards boosting recovery rates and doubling the lifetime of the Oseberg Øst field.
Boring av nye brønner er et viktig virkemiddel for å øke utvinningsgraden og doble levetiden på Oseberg Øst-feltet.
Kjetil Hove, senior vice president for operations in Development & Production Norway.
Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og Produksjon Norge.
“We are expecting to increase the recovery rate on Oseberg Øst from around 20% to up to 30% when we drill the first planned wells.
- Vi forventer å øke utvinningsgraden på Oseberg Øst fra rundt 20 prosent til opp mot 30 prosent når vi borer de første planlagte brønnene.
We also have the possibility of drilling more wells and further increasing the recovery rate towards 40%, which is almost double the rate in the plan for development and operation.
Vi har også sikret oss mulighet til å bore ytterligere brønner som vil ta utvinningsfaktoren opp mot 40 prosent, som er nesten en dobling i forhold til det vi hadde i Plan for utbygging og drift (PUD).
As operator we are determined to ensure the greatest possible recovery of profitable barrels, and are pleased that the license has taken this important decision,” says Kjetil Hove, senior vice president for operations in Statoil's Development & Production Norway business area.
Som operatør er vi opptatt av å sikre høyest mulig utvinning av lønnsomme fat, og er glad for at partnerskapet har tatt denne beslutningen, sier Kjetil Hove, områdedirektør i Utvikling og Produksjon Norge i Statoil.
The contract is of three years’ duration with the option of extending the contract, by one year at a time, for four years.
Kontrakten har en varighet på tre år, med opsjon på å forlenge kontrakten med ett år om gangen i fire år.
Safe Scandinavia will be modified by Westcon in Ølensvåg.
Safe Scandinavia skal bygges om ved Westcon i Ølensvåg.
“We have worked intensively to achieve profitability in this project, which is time critical in terms of recovering remaining resources, and are satisfied at having come up with a good concept.
- Vi har jobbet intenst for å få lønnsomhet i dette prosjektet som er tidskritisk i forhold til å få ut gjenværende ressurser og er fornøyd med å ha jobbet fram et godt konsept.
Our solution also provides the possibility of developing the field in the longer term,” adds Hove.
Løsningen gir også mulighet til å videreutvikle feltet på lengre sikt, sier Hove.
Oseberg Øst is the smallest of the platforms in the Oseberg area.
Oseberg Øst er den minste av plattformene i Oseberg-området.
It is situated 25 kilometres northeast of the Oseberg field centre.
Den ligger 25 kilometer nordøst for Oseberg feltsenter.
Field development includes an integrated drilling, accommodation and production platform with equipment for first-phase processing.
Feltet er bygd ut med en integrert bore-, bolig- og produksjonsplattform med utstyr for førstetrinns prosessering.
The field’s reservoirs are layered and there is limited communication between the layers, which makes recovery demanding compared with the other Oseberg fields.
Reservoarene på feltet er lagdelt med begrenset kommunikasjon mellom lagene, noe som gjør utvinningen krevende sammenlignet med de andre Oseberg-feltene.
Statoil has a 49.30% licence share in Oseberg Øst.
Statoil har en eierandel på 49,30 prosent på Oseberg Øst.
The other partners are Petoro (33.6%), Total E&P Norge (14.70%) and ConocoPhillips Skandinavia (2.4%).
De andre partnerne er Petoro med 33,6 prosent, Total E&P Norge med 14,70 prosent og ConocoPhillips Skandinavia med 2,4 prosent.
Oseberg Øst.
Oseberg Øst.
Statoil is planning to re-commission the rig after the turn of the year.
Statoil planlegger for at riggen skal settes i oppdrag igjen etter årsskiftet.
The rig is currently engaged in operations on Visund and is scheduled to complete its work there in August.
Riggen utfører i dag oppdrag på Visund og skal etter planen være ferdig med arbeidet i august.
The period for which the rig is being taken out of operation is equivalent to less than 3 % of Statoil’s drilling capacity on the Norwegian continental shelf (NCS) this year.
Tidsrommet riggen tas ut av drift utgjør mindre enn 3 % av den borekapasiteten Statoil har på norsk sokkel dette året.
“We subject our rig portfolio to continuous assessment, so that we are sure of having the right rig on the right job at all times,” says Tore Aarreberg, head of rig procurement.
– Vi foretar stadig vurdering av riggporteføljen vår, slik at vi sørger for å ha riktig rigg til riktig jobb til en hver tid, sier Tore Aarreberg, leder for rigganskaffelser.
The rig is on contract until 2017 and will be used for the drilling and completion of production wells on various NCS fields, thus boosting recovery from existing fields.
Riggen er på kontrakt til 2017 og skal brukes til boring og komplettering av produksjonsbrønner på ulike felt på norsk sokkel og dermed øke utvinningen fra eksisterende felt.
This means that Scarabeo5 will be laid up for a brief period.
Det betyr at Scarabeo5 legges i opplag for en kortere periode.
Entitled “Statoil’s collection of art”, the show is drawn from one of the largest corporate collections of contemporary Norwegian art in the country.
Det er en av de største norske bedriftssamlingene av samtidskunst.
“It’s fun to show part of our collection to local people,” says Ms Falkenhaug.
"Vi synes det er morsomt å vise en del av kunsten vår for Stavangers befolkning.
A first exhibition of artworks owned by Statoil is being opened today, 15 May, by chief executive Olav Fjell at the Stavanger Art Society’s premises.
"Kunst i Statoils eie" heter utstillingen som konsernsjef Olav Fjell åpner i dag, 15. mai, i Stavanger Kunstforening.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 9,053,673 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9.053.673 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 187.77 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 187,77 kroner.
Following this, the share saving plan has 8,788,818 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8.788.818 aksjer.
(Photo: Øyvind Nesvåg)
(Foto: Øyvind Nesvåg)
Extensive analyses and inspections in 2013 revealed a need to reinforce the Njord A platform structure.
Etter omfattende analysearbeid og inspeksjoner i 2013 avdekket Statoil behov for å forsterke plattformkonstruksjonen på Njord A.
To be on the safe side, Statoil opted to keep production shut down until the reinforcements were in place.
For å være på den sikre siden har produksjonen vært nedstengt fram til forsterkningene kom på plass.
Arve Rennemo, head of Njord operations.
Produksjonsdirektør Arve Rennemo.
"We have extended Njord's lifetime by improving recovery on the field, and by finding more oil and gas in the area.
– Vi har forlenget levetiden på Njord-feltet ved å øke utvinningen fra Njord-reservoaret, og ved å finne mer olje og gass i området.
The Njord A platform has been with us the entire time, and we want to make sure that the structure can withstand the loads it will be exposed to," says head of Njord operations Arve Rennemo.
Njord A-plattformen har vært med oss hele tiden, og vi er opptatt av å sikre at plattformkonstruksjonen tåler belastningene den blir utsatt for, sier produksjonsdirektør Arve Rennemo.
The work that has been done through the winter and spring has strengthened the structure, so the platform can resume production.
Gjennom arbeidet som har blitt utført gjennom vinteren og våren er konstruksjonen blitt betydelig forsterket, slik at plattformen nå kan gjenoppta produksjonen.
The work of reinforcing the structure has mainly consisted of bracing the primary beams and struts, and increasing the length of the secondary beams under the platform.
Arbeidet med å forsterke strukturen har hovedsakelig bestått av å forsterke primærdragere med stivere, og øke lengden på sekundærdragere under plattformen.
The long-range plan is to further bolster the platform to prepare it for future drilling operations and an extended lifetime on the Njord field.
På lengre sikt er det planer om å styrke plattformen ytterligere for å kunne gjennomføre framtidige boreoperasjoner og gi økt levetid på Njord-feltet.
Statoil also has studies in progress to assess how the Njord area and the Haltenbanken area in the Norwegian Sea can be further developed.
Statoil har også studier på gang for å vurdere hvordan Njord-området og området ved Haltenbanken i Norskehavet skal utvikles videre.
The Njord A platform has been in production since 1997.
Njord A-plattformen har vært i produksjon siden 1997.
(Photo: Ole-Andreas Nylund)
(Foto: Ole-Andreas Nylund)
Njord A - the Njord field in the Norwegian Sea was developed with a floating steel platform, Njord A, with an integrated deck with a drilling and processing facility and living quarters.
Njord A - Njord-feltet i Norskehavet er bygd ut med den flytende stålplattformen Njord A, med et integrert dekk med bore- og prosesseringsanlegg og boligkvarter.
Njord A started production in September 1997.
Njord A startet produksjonen i september 1997.
The platform was designed for an original lifetime of 16 years – to 2013.
Plattformen ble designet med en opprinnelig levetid på 16 år til 2013.
The Petroleum Safety Authority subsequently approved the technical design lifetime to 2022.
Petroleumstilsynet har senere godkjent teknisk design levetid til 2022.
Njord was a marginal field development with strong focus on low costs and rapid execution.
Njord var en marginal feltutbygging med sterkt fokus på lave kostnader og rask gjennomføring.
The area has a substantial resource potential which could provide a basis for production beyond 2013.
Det er et betydelig ressurspotensial i området som vil kunne danne grunnlag for produksjon til utover 2013.
Njord Future – suring the structural reinforcement project, it became clear that, even with the reinforcements implemented offshore over the past year, the Njord A platform will not be robust enough to resume drilling activity in the summer of 2014.
Njord Future: Underveis i strukturforsterkningsprosjektet er det blitt klart at Njord A-plattformen, selv med de forsterkningene som er blitt utført offshore det siste året, ikke kommer til å være robust nok til at boreaktiviteten kan gjenopptas sommeren 2014.
Nor will the platform be able to produce until 2022, which is the existing technical lifetime for the installation.
Plattformen vil heller ikke være i stand til å produsere fram til 2022, som er den eksisterende tekniske levetiden for installasjonen.
The Njord Future project has therefore been initiated to ensure a long-term solution for optimal resource utilisation in the Njord area.
Prosjektet Njord Future er derfor igangsatt for å sikre en langsiktig løsning for optimal ressursutnyttelse av Njord-området.
There are considerable remaining resources in the area, and plans are now being laid to recover these resources, either using a modified Njord A platform or through construction of a new platform.
Det er betydelig gjenværende ressurser i området og det legges nå planer for å utvinne disse enten ved hjelp av en ombygget Njord A-plattform eller ved bygging av en helt ny plattform.
It is natural in this context to investigate possible cooperation solutions with other recent discoveries made in the area.
I denne sammenheng er det også naturlig å se på mulige samarbeidsløsninger med andre funn som er gjort i området den siste tiden.
The Njord A platform in the Norwegian Seat.
Njord A-plattformen i Norskehavet.
Repsol will be the operator of the licence and will hold 33,34%.
Repsol skal være operatør for lisensen med en andel på 33,34 prosent.
ExxonMobil Exploration Colombia will hold 33,33%.
ExxonMobil Exploration Colombia vil ha 33,33 prosent i lisensen.
Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere.
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
The award is subject to the final approval of the National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
Tildelingen er betinget av endelig godkjenning fra National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
“Deepwater offshore Colombia is virtually untested.
– Dypvannsområdene utenfor kysten av Colombia er praktisk talt uutforsket.
The award of new acreage in this frontier area is in line with our exploration strategy of early access at scale”, says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere.
Tildelingen av nytt areal i dette området er i tråd med vår letestrategi om tidlig tilgang i stor skala, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
The licence award represents a country entry for Statoil into Colombia.
Tildelingen representerer Statoils første virksomhet i Colombia og omfatter en tidlig letefase.
The entry is an early exploration phase and the initial working commitments include 2D and 3D seismic acquisition which will allow Statoil to further assess the potential of the basin.
De første forpliktelsene innebærer innsamling av 2D og 3D seismiske data, slik at Statoil kan vurdere potensialet i bassenget nærmere.
There are no well commitments during the first exploration phase.
Selskapet er ikke forpliktet til å bore noen brønner i den første letefasen.
Map of the COL4 licence GIF 783 kB
Kart over COL4 lisensen GIF 783 kB
Statoil will hold 33,33% in the licence.
Statoil vil få en eierandel på 33,33 prosent i lisensen.
"The Faroese continental shelf can become an important new hydrocarbon province for us," says Jon Egil Inderhaug, Statoil's project manager in the North Atlantic island group.
"Færøysk sokkel kan bli en viktig ny hydrokarbon-provins for Statoil," sier Jon Egil Inderhaug, selskapets prosjektleder for Færøyene.
The Faroese petroleum administration will be asking companies to re-nominate preferred acreage for possible award in the first licensing round.
Petroleumsadministrasjonen på Færøyene kommer til å be selskapene om å renominere områder i den første lisensrunden.
An earlier set of nominations was submitted in 1997.
Første nominering ble gjennomført i 1997.
Work is now under way in Torshavn, the capital, to draw up licence terms and select areas for the initial round.
Administrasjonen arbeider nå med å utarbeide lisensbetingelser og arealer for første lisensrunden.
These must then be submitted to the Lagting (home rule parliament) for approval.
Deretter må administrasjonen legge dette fram for Lagtinget til godkjenning.
A green light is expected from the politicians in October, with a formal invitation to apply likely to be issued in December.
Det er forventet at dette kommer til å skje i oktober med formell utlysing av lisensrunden i desember i år.
A first offshore licensing round is being prepared by the Faroese authorities after settling a boundary dispute with the UK.
Færøyske myndigheter forbereder budrunde på landets kontinentalsokkel etter å ha blitt enig med Storbritannia om en grensetvist.
President and CEO Helge Lund
Konsernsjef Helge Lund
KEY EVENTS SINCE FIRST QUARTER 2014
VIKTIGE HENDELSER SIDEN FØRSTE KVARTAL 2014
The CLOV deepwater development came on stream in Angola in line with the initial project schedule.
Dypvannsfeltet CLOV utenfor kysten av Angola kom i produksjon i henhold til opprinnelig prosjektplan.
The Johan Sverdrup development: New steps taken by awarding letters of intent for two steel jackets.
Johan Sverdrup-utbyggingen: nye steg tatt ved tildeling av intensjonsavtaler for to stålunderstell.
Statoil made the high-impact Piri discovery offshore Tanzania, the world’s largest gas discovery in 2014 year-to-date.
Utenfor kysten av Tanzania gjorde Statoil et funn med stort potensial i Piri-brønnen, verdens største gassfunn hittil i år.
Statoil and PTTEP completed the agreement to divide Canadian oil sands interests.
Statoil og PTTEP fullførte avtalen om omfordeling av eiendeler i kanadisk oljesand.
The farm downs in Shah Deniz and South Caucasus Pipeline were completed.
Nedsalgene i Shah Deniz-feltet og South Caucasus-rørledning ble fullført.
Statoil opened its new research centre for improved oil recovery at Rotvoll in Trondheim, Norway.
Statoil åpnet sitt nye forskningssenter for økt oljeutvinning på Rotvoll i Trondheim.
Portfolio adjustments in Angola blocks 15/06, 38 and 39.
Porteføljejusteringer i blokk 15/06, 38 og 39 utenfor kysten av Angola.
Statoil and Statkraft made an investment decision on the Dudgeon Offshore Wind Farm in the UK.
Statoil og Statkraft tok investeringsbeslutning for havvindsparken Dudgeon i Storbritannia.
Morten Sven Johannessen, vice president investor relations
Morten Sven Johannessen, direktør IR
+47 909 34 148 (mobile)
+47 909 34 148 (mobil)
Jannik Lindbæk jr., vice president media relations
Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør
“Statoil delivered solid operational performance in the quarter, with continued high production regularity on the Norwegian continental shelf and project execution according to plan.
- Statoil leverte solid drift i kvartalet, med fortsatt høy produksjonsregularitet på norsk sokkel og prosjektgjennomføring i henhold til plan.
We have deferred gas production to enhance value, but remain on track for delivering on our production guiding for 2014.
Vi har utsatt gassproduksjon for å skape økt verdi, men er i rute for å levere på våre produksjonsprognoser for 2014.
Our quarterly earnings were impacted by divestments, seasonal effects and lower gas prices.
Kvartalsresultatet ble påvirket av salg av eiendeler, sesongeffekter, og lavere gasspriser.
For the first half of the year, earnings were around the same level as in the same period last year," says Helge Lund, Statoil's president and CEO.
Resultatet for første halvår var på om lag samme nivå som i tilsvarende periode i fjor, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Statoil’s net income for the second quarter was NOK 12.0 billion, an increase from NOK 4.3 billion in the same period of 2013.
Statoils resultat for andre kvartal var 12,0 milliarder kroner, en økning fra 4,3 milliarder kroner i samme periode i 2013.