natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Between 1982 and 1988 she worked for Statoil as manager of a department for gas and sales administration and before that she worked 6 years for Norske Shell.
Fra 1982 til 1988 jobbet hun i Statoil som leder for en avdeling for gass-salgsadministrasjon og før dette jobbet hun i 6 år for Norske Shell.
Ms Brækken is chair of the board of Prosjekt og Teknologiledelse AS, and a board member of Sykehuset i Vestfold.
Brækken er styreleder i Prosjekt og Teknologiledelse AS, og styremedlem i Sykehuset i Vestfold.
The election will be held at the company’s annual general meeting on 20 May 2008.
Valget vil bli avholdt på selskapets ordinære generalforsamling 20. mai 2008.
He took over this post in April 1999.
Ole Lund tiltrådte som styreleder i april 1999.
(OSE:STL, NYSE:STO) “The demanding challenges facing Statoil during this period have been resolved,” Mr Lund comments.
(OSE: STL, NYSE: STO) ”De krevende utfordringene Statoil har stått overfor i denne tiden er nå løst.
“The group is now a well-functioning listed company, and very well equipped to meet the challenges of a demanding market.
Statoil er nå et godt fungerende børsnotert selskap som er meget godt rustet til å møte utfordringene i et krevende marked.
Statoil’s articles of association assign the responsibility for electing a new chairman to the corporate assembly.
I henhold til Statoils vedtekter skal ny styreleder velges av selskapets bedriftsforsamling.
Annual overview PDF 13 kB
Arsoversikt PDF 15 kB
Following this, the share saving plan has 2 474 375 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 2 474 375 aksjer.
StatoilHydro`s shares listed on the Oslo Stock Exchange (Oslo Børs) will be traded ex dividend as of 21 May 2008, including American Depository Shares (ADS) listed on the New York Stock Exchange.
StatoilHydros aksje blir handlet eksklusiv utbytte på Oslo Børs fra og med 21. mai 2008, inkludert American Depository Shares (ADS), notert på New York Stock Exchange.
The ordinary general meeting approved the nomination committee`s proposal of new members to the corporate assembly and nomination committee.
Generalforsamlingen ga sin tilslutning til valgkomiteens innstilling til nye medlemmer av bedriftsforsamlingen og nytt medlem av valgkomiteen.
The ordinary general meeting also authorised the board to repurchase own shares for implementation of the employee share saving plan in accordance with the board`s proposal.
Generalforsamlingen ga også styret fullmakt til tilbakekjøp av egne aksjer for gjennomføring av aksjespareprogram for ansatte i henhold til styrets forslag.
See the complete minutes of the ordinary general meeting.
For komplett protokoll fra generalforsamlingen, se vedlegg.
Investor relations: Lars Troen Sørensen, senior vice president for IR: + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 (office)
Investor relations: Lars Troen Sørensen, direktør IR: +47 906 49 144(mobil), +47 51 99 77 90 (kontor)
Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations: +1 203 978 69 50
Geir Bjørnstad, direktør US investor relations: +1 203 978 69 50
Annual General Meeting 2008 Minutes PDF 19 kB
Generalforsamling 2008 Protokoll PDF 621 kB
The proposal for the allocation of net income, including distribution of a total dividend of NOK 8.50 per share, NOK 4.30 per share of which is special dividend, was also adopted.
Forslag til anvendelse av overskudd, herunder utdeling av ordinært og ekstraordinært utbytte på 8,50 kroner per aksje, hvorav NOK 4,30 per aksje er ekstraordinært, ble også vedtatt.
In this way we exploit the wind where it is strongest and most consistent — far out to sea.
På denne måten utnyttes vinden der det blåser mest — langt til havs.
The project combines known technology in an innovative way.
Konseptet kombinerer kjent teknologi på en innovativ måte.
A 2.3 MW wind turbine is attached to the top of a so-called Spar-buoy, a solution familiar from production platforms and offshore loading buoys.
En 2,3 MW vindmølle festes på toppen av en såkalt Spar-bøye, kjent fra blant annet produksjonsplattformer og lastebøying offshore.
"If we succeed, then we will have taken a major step in moving the wind power industry offshore", says Alexandra Bech Gjørv, head of New Energy in StatoilHydro.
– Hvis vi lykkes har vi for alvor bidratt til å ta vindkraftindustrien til havs, sier Alexandra Bech Gjørv, leder for Ny Energi i StatoilHydro.
“We have drawn on our offshore expertise from the oil and gas industry to develop wind power offshore,” says Alexandra Bech Gjørv, head of New Energy in StatoilHydro.
– Vi har utnyttet vår offshorekompetanse fra olje- og gassvirksomheten til å videreutvikle vindkraft offshore, sier Alexandra Bech Gjørv, leder for Ny Energi i StatoilHydro.
The floatation element will have a draft of some 100 metres below the sea surface, and will be moored to the seabed using three anchor points.
Flyteelementet stikker 100 meter under havoverflaten, og er festet på havbunnen med tre ankerfester.
The wind turbine can be located in waters with depths ranging from 120 to 700 metres.
Vindmøllen kan plasseres i havområder med dyp mellom 120 og 700 meter.
“Taking wind turbines to sea presents new opportunities.
– Ved å ta vindmøller til havs åpnes store muligheter.
The wind is stronger and more consistent, areas are large and the challenges we are familiar with from onshore projects are fewer,” says Alexandra Bech Gjørv.
Vinden er sterkere og mer stabil, områdene er store og konfliktlinjene som vi kjenner fra land er færre, sier Alexandra Bech Gjørv.
The wind turbine itself is to be built by Siemens.
Selve vindmøllen skal bygges av Siemens.
Technip will build the floatation element and have responsibility for the installation offshore.
Technip skal bygge flyteelementet og ha ansvar for installeringen offshore.
Nexans will lay cables to shore, and Haugaland Kraft will be responsible for the landfall.
Nexans skal legge kabelen til land, og Haugaland Kraft har ansvaret for landfallet.
Enova is supporting the project with 59 million NOK.
Enova støtter prosjektet med 59 millioner kroner.
StatoilHydro is allocating in excess of 400 million NOK to building and developing the pilot, as well as research and development of the wind turbine concept.
StatoilHydro investerer i overkant av 400 millioner kroner til bygging og videreutvikling av piloten, samt forskning og utvikling rundt vindmøllekonseptet.
The goal of the pilot is to reduce costs so that floating wind power can compete in the power market.
Målet med piloten er å redusere kostnader slik at flytende vindkraft kan konkurrere i kraftmarkedet.
“Floating wind power is not mature technology yet, and the road to commercialization and large scale development is long.
Fortsatt behov for utvikling – Flytende vindkraft er fremdeles umoden teknologi, og veien til kommersialisering og fullskala utbygging er lang.
An important aspect of the project is therefore research and development,” says Alexandra Bech Gjørv.
En viktig del av prosjektet er derfor forskning og utvikling, sier Alexandra Bech Gjørv.
The company has entered into a technology development agreement with Siemens for the project.
Selskapet har en teknologiutviklingsavtale med Siemens for prosjektet.
The wind turbines must function optimally even in large waves.
Blant annet skal vindmøllen fungere optimalt selv ved høye bølger.
Need for further R&D “The wind turbines must work satisfactorily even when subjected to movements, and it must also be possible to carry out necessary maintenance to the highest of safety standards,” says Bech Gjørv.
– Vindturbinene skal fungere i bevegelse, og det skal la seg gjøre å utføre nødvendig vedlikehold med de høyeste sikkerhetsstandarder, uttaler Bech Gjørv.
A three meter high model has been successfully tested at SINTEF's Marintek wave tank in Trondheim.
En tre meter høy modell har tidligere blitt testet med suksess i SINTEF Marinteks havbasseng i Trondheim.
Tested in a wave tank A three metre high model has already been tested successfully in SINTEF Marintek’s wave simulator in Trondheim.
Utprøvd i basseng En tre meter høy modell har tidligere blitt testet med suksess i SINTEF Marinteks havbasseng i Trondheim.
The goal of the pilot is to qualify the technology and reduce costs to a level that will mean that floating wind turbines can compete with other energy sources.
Målsettingen med piloten som nå installeres er å kvalifisere teknologien, samt redusere kostnadene til et nivå som gjør at flytende vindmøller kan konkurrere med andre energikilder.
“If we succeed, then we will have taken a major step in moving the wind power industry offshore.
– Hvis vi lykkes har vi for alvor bidratt til å ta vindkraftindustrien til havs.
Floating wind turbines can make a major contribution to providing the world with clean power, but there are major technical and commercial challenges that need to be resolved.
Flytende vindturbiner kan på lang sikt kan bli et viktig bidrag for å sikre verden ren energi, men det er store tekniske og kommersielle utfordringer som må løses.
hywind_04 JPG 1 MB
hywind_04 JPG 1 MB
hywind_05 JPG 4 MB
hywind_05 JPG 4 MB
alexandra-bech-gjorv JPG 769 kB
alexandra-bech-gjorv JPG 769 kB
StatoilHydro has developed HyWind based on floating concrete constructions familiar from North Sea oil installations.
StatoilHydro har utviklet HyWind basert på flytende betongkonstruksjoner kjent fra Nordsjøen.
”Yttergryta is a good example of how to apply subsurface knowledge, known technology and existing infrastructure in order to maximise the potential on the Norwegian continental shelf,” says Ms Norheim.
– Yttergryta er et godt eksempel på hvordan gjenbruk av undergrunnskunnskap, kjent teknologi og eksisterende infrastruktur skal brukes til å maksimere potensialet på norsk sokkel, sier Norheim.
The reason is the high discovery potential of the Yttergryta prospect and it was therefore important to start production as soon as possible.
Årsaken er at Yttergryta-prospektet hadde høy funnsannsynlighet, og det var viktig å komme raskt i produksjon.
The gas from the field contains very little carbon dioxide and will help maintain the production flow to the Åsgard B platform.
Gassen fra feltet inneholder svært lite CO2 og vil bidra til å opprettholde produksjonsstrøm til Åsgard B-plattformen.
Standard solution Both pressure and temperature are about the same throughout the whole area, and the technology used is a familiar standard solution.
Standard løsning Både trykk og temperatur er omtrent likt i hele området, og teknologien som brukes er en velkjent standardløsning.
Development could therefore start before the discovery was confirmed.
Derfor kunne utbyggingen starte før funnet var bekreftet.
”If no discovery had been made in Yttergryta, the equipment could have been used for a different project in the same area,” explains Mr Albertsen.
– Dersom det ikke hadde blitt funn i Yttergryta ville utstyret kunne brukes i et annet prosjekt i samme området, forklarer Albertsen.
Used as mixing gas Yttergryta is being developed with a simple subsea production facility on the seabed and a pipeline tied back to the Åsgard B platform.
Brukes som blandegass Yttergryta bygges ut med et enkelt undervannsanlegg på havbunnen og rørledning til Åsgard B-plattformen.
Start-up is scheduled for the second quarter of 2009, and the production period will be three to five years.
Planlagt oppstart er andre kvartal 2009, og driftstiden vil være mellom tre og fem år.
Development costs will total around NOK 1.2 billion, including drilling expenses.
Kostnadene for utbyggingen vil være om lag 1,2 milliarder kroner inklusive boreutgifter.
Yttergryta • Gas field located around 33 kilometres east of Åsgard B in the Norwegian Sea • Developed with a subsea template and one production well of about 2,400 metres • The exploration well on Yttergryta was drilled in June 2007.
Yttergryta • Gassfelt om lag 33 kilometer øst for Åsgard B i Norskehavet • Bygges ut med et undervannsanlegg og én produksjonsbrønn på om lag 2.400 meter • Letebrønnen på Yttergryta ble boret i juni 2007.
”We are proud to have obtained approval of Yttergryta in such a short time,” says Hege Marie Norheim, head of reserve replacement and business development in the Exploration & Production Norway business area.
– Vi er stolte av å ha kommet fram til en godkjenning av Yttergryta på så kort tid. sier Hege Marie Norheim, direktør for Reserve og forretningsutvikling i Undersøkelse og produksjon Norge.
Oil is leaking from one of the shafts of the Statfjord A platform in the North Sea.
Statfjord A-plattformen i Nordsjøen.
StatoilHydro has mobilised its emergency response team and is working on ensuring safety for all personnel on board and on stopping the oil leak.
StatoilHydro har mobilisert beredskapsorganisasjonen og jobber med å ivareta sikkerheten til alle om bord og med å stenge lekkasjen.
There were 217 people on board when the leak occurred.
Det var 217 personer om bord da lekkasjen skjedde.
All personnel, apart from the emergency response team, have been evacuated.
Alle personer som ikke har beredskapsoppgaver om bord blir evakuert.
No personnel are missing or have been seriously injured.
Ingen personer er savnet eller alvorlig skadet.
Two people have been slightly exposed to gas, but they are both feeling fine and have been given medical attention.
To personer har blitt lettere eksponert for gass, men begge er i god form og har fått tilsyn av sykepleier.
They have been evacuated to the Statfjord B platform.
Disse er evakuert til Statfjord B-plattformen.
During work on a pipe on the platform an oil leak occurred in one of the three shafts.
Under arbeid med et rør på plattformen oppsto en lekkasje av olje i ett av de tre skaftene.
Oil is leaking from one or several storage cells.
Det lekker olje fra en eller flere lagerceller.
For safety reasons the oil is now being discharged to sea.
Av sikkerhetsmessige årsaker slippes nå olje ut i sjøen.
An oil spill preparedness team from the Norwegian Clean Seas Association for Operating Companies has been mobilised to handle the oil spill.
Det er mobilisert oljevernberedskap fra Norsk Oljevernforening For Operatørselskap for å håndtere oljeutslippet.
StatoilHydro will give further information during the day.
StatoilHydro vil komme tilbake med mer informasjon utover dagen.
All press inquiries:
Alle pressehenvendelser: Tlf.
Tel: +47 51 99 19 83
51 99 19 83
The project has been struggling during the winter with reduced laying capacity, primarily because the weather has been worse than expected and because of two accidents with the Solitaire laybarge.
Europipe II-prosjektet har i vinter slitt med redusert kapasitet på rørleggingen, hovedsakelig på grunn av dårligere vær enn forventet og to uhell med leggefartøyet Solitaire.
After a review of progress, the Europipe II partners have resolved to extend the laying period until 26 May.
Etter en gjennomgang av prosjektet har eierne av Europipe II bestemt seg for å utvide leggetiden til 26. mai.
Plans for final tie-ins and for testing the pipeline have been optimised, reports project director Roar Jensen.
Prosjektdirektør Roar Jensen opplyser at planene for den avsluttende skjøtingen og for uttestingen av rørsystemet er optimalisert.
This permits a longer pipelaying period.
Dette gir mulighet for en lengre rørleggingsperiode.
Work with Europipe II on land at Bokn north of Stavanger, and with the land line and terminal in Germany, are approaching completion on schedule.
Arbeidene med Europipe II på land i Bokn i Rogaland nærmer seg avslutning som planlagt.
Necessary modifications on the two Draupner platforms in the Norwegian North Sea have been completed.
De nødvendige modifiseringene på Draupner-plattformene er ferdig.
Pipelaying for Europipe II has been extended by two months to ensure that this gas trunkline begins operating on 1 October as planned.
Leggetiden for rørledningen Europipe II utvides med to måneder, noe som sikrer at leveransene starter som planlagt 1. oktober.
The machines are coming!
Maskinene kommer:
The future is autonomous, but robotisation in the oil industry is nothing new.
Framtiden er selvstyrt, men robotisering er ikke nytt.
Although the first automation appeared in the 80s and 90s, today we’re at the dawn of a new age of digitalisation.
I dag befinner vi oss på terskelen til en ny digital tidsalder.
Here, we take a look at six of the coolest offshore robots working for Statoil.
Her tar vi en titt på seks av de kuleste offshorerobotene som arbeider for Statoil.
See how robots have played an important role in the oil industry for 20 years—and how the newest robots are leveraging the latest in digitalisation to contribute to safer, more efficient operations.
Se hvordan roboter har spilt en viktig rolle i oljebransjen de siste 20 årene—og hvordan de nyeste robotene drar nytte av digitaliseringen for å bidrar til effektive, sikre operasjoner.
Eelume—the snake robot that’s a caretaker on the seabed
Eelume—slangeroboten som er vaktmester på havbunnen
Eelume changes everything.
Eelume forandrer alt.
It’s a new type of underwater intervention vehicle with a snake-like body and underwater thrusters that can swim around subsea installations and perform small tasks such as turning on or off valves and filming pipelines to check for faults.
Den er en ny type undervannsfarkost med slangeaktig kropp og vannjet som kan svømme rundt subseainstallasjoner og utføre ulike oppgaver, som for eksempel å skru av og på ventiler, eller filme rørledninger for å finne feil.
In its prototype form, this snake robot developed by Eelume, in cooperation with Statoil and Kongsberg Maritime, had a long slender body and red, shining eyes.
Slangeroboten er utviklet av Eelume i samarbeid med Statoil og Kongsberg Maritim.
The vehicle is able to access places previous machines could not reach and is a cost-effective way to conduct maintenance and inspection.
Slangen får tilgang steder som andre maskiner ikke har kommet til tidligere, og er en kostnadseffektiv måte å drive vedlikehold og inspeksjon på.
With the snake robots lying ready on the seabed it is easier to send them to a pipeline than to send a remote-controlled robot down from the surface.
Når slangerobotene allerede ligger klare på havbunnen er det raskere å sende dem til en ledning enn å sende en fjernstyrt robot ned fra overflaten.
Find out more at Eelume Subsea Intervention
les mer: Eelume Subsea Intervention
Hugin—a small, autonomous underwater vehicle
Hugin—en liten, smart farkost under vann
Hugin excels with its ability to map everything from water quality to conducting surveys of the seabed.
Hugin har muligheten til kartlegge alt fra vannkvalitet til å gjennomføre undersøkelser under havbunnen.
Image: Kongsberg Maritime
Foto: Kongsberg Maritime
Hugin is a free-swimming autonomous underwater vehicle characterised by great manoeuvrability and a high accuracy of stabilisation.
Hugin er et frittsvømmende autonom undervannsfartøy som kjennetegnes av god manøvrerbarhet og høy stabilitet.
Its hydrodynamic shape, accurate instruments and excellent battery capacity makes it an ideal autonomous underwater vehicle (AUV).
Dens hydrodynamiske form, nøyaktig instrumentering og utmerket batterikapasitet gjør det til et ideelt autonomt undervannsfartøy (AUV).
Kongsberg Maritime began developing Hugin in the 1980s.
Utviklingen av Hugin ble startet av Kongsberg Maritime allerede på 80-tallet.
Ten years later, the robot was commercialised for the oil and aquaculture industry in a joint venture between Statoil, Norwegian Defence Research Establishment (FFI), Norsk Undervannsintervensjon (NUI) and the Kongsberg Group.
Ti år senere ble roboten kommersialisert for olje- og havbruksindustrien i et samarbeid mellom Statoil, Forsvarets forskningsinstitutt, Norsk Undervannsintervensjon (NUI) og Kongsberg Gruppen.
Today, Hugin is a world leader – it is the fastest and most accurate at mapping the seabed and is used prior to development of major oil fields on the Norwegian continental shelf.
I dag er Hugin ledende i verden – den er raskest og mest nøyaktig på kartlegging av havbunnen og er brukt før utbyggingen av store oljefelt på norsk sokkel..
The robot is completely autonomous without the need for cables or remote control.
Roboten er helt selvgående uten behov for kabel eller fjernstyring.
So far, the robot has mapped more than 120,000 km of seabed, which is the equivalent of sailing round the world at the equator, down to a depth of 4,500 m.
Til nå har den kartlagt mer enn 120 000 kilometer havbunn eller tre sirkler rundt ekvator på ned til 4500 meters dyp.
Its on-board technology includes a gyroscope, axelrometer, Doppler logs, echo sounder and sonar systems.
Teknologien inkluderer gyroskop, akselrometer, dopplerlogg, ekkolodd- og sonarsystemer.
It is effective at locating small objects underwater, and has also been used for mine hunting.
Den er effektiv på å lete opp små objekter under vann, har også blitt brukt til minejakt — og til og med til søk etter monsteret i Loch Ness!
A true underwater drone, 20 years before flying drones became commonplace.
En ekte undervannsdrone, 20 år før flyvende droner ble allemannseie.
Find out more Hugin
Les mer: Hugin
The E-ROV drone – our battery-powered “Tesla-submarine”
E-ROV dronen – batteridrevet “Tesla-ubåt”
Developed in-house, Our E-ROV (Empowered Remotely Operated Vehicle) operates remotely via a fast Ethernet connection, making it possible to operate the E-ROV from a control room anywhere in the world, not just from a ship offshore.
Utviklet internt i Statoil, E-ROV (Empowered Remotely Operated Vehicle) fjernstyres via en rask Ethernet-tilkobling, noe som gjør at fartøyet kan betjenes fra et kontrollrom hvor som helst i verden, ikke bare fra et skip offshore.
How is that possible?
Hvordan er det mulig?
Well, Statoil has also been installing a fast 4G network on the Norwegian Continental Shelf—and the control signals and video are transmitted via a buoy on the surface that is equipped with a 4G transmitter and receiver.
Jo, det er fordi Statoil er også i ferd med å bygge ut raskt 4G-nettverk på norsk sokkel—og styresignalene og videoen fra ROVen overføres via en bøye på overflaten som er utstyrt med en 4G sender og mottaker.
With its on-board battery and subsea charging station, the E-ROV will be self-sufficient with energy and therefore independent of a mother ship—much like a robot lawn-mower.
E-ROV vil være selvforsynt med energi med sitt innebygde batteri og undervanns-ladestasjon, og er derfor uavhengig av et moderskip—akkurat som en robot-gressklipper.
This gives considerable cost savings, environmental advantages, and the ability to respond in time-critical operations such as valve operations, startup activities, and monitoring.
Dette gir betydelige kostnadsbesparelser, miljøfordeler og evne til å reagere raskt når tidskritiske operasjoner som ventiloperasjoner, oppstart og overvåking skal utføres.
Oceaneering has been awarded the contract to build E-ROV in accordance with Statoil’s specifications, and the pilot has been qualified carrying out valve operations on the Troll field.
Oceaneering har blitt tildelt kontrakten for å bygge E-ROV i samsvar med Statoils spesifikasjoner, og piloten har blitt kvalifisert gjennom å utføre ventiloperasjoner på Troll-feltet.
E-ROV.
E-ROV.
Photo: Statoil
Foto: Statoil
Iron roughnecks do the dirty work
Iron roughnecks tar de skitne jobbene: HydraTong ARN-270 fra NOV
Handling the many heavy pipes on the drill floor used to be a hazardous job.
Det kunne være en livsfarlig jobb å håndtere de mange tunge rørene på boredekket tidligere.
But the introduction of the robot roughnecks in the 1990s made the working day a whole lot safer for the drill floor crew.
Men da robot-roughneckene kom på 90-tallet ble jobbhverdagen betraktelig mye tryggere for mange boredekksrabeidere.
Pictured: the HydraTong™ ARN-270 Automated Iron Roughneck.
Avbildet: HydraTong™ ARN-270 Automated Iron Roughneck.
Photo: National Oilwell Varco
Foto: National Oilwell Varco
In the 1990s, some of the human roughnecks were replaced by robots called iron roughnecks.
På 90-tallet ble noen av boredekksarbeiderne, på engelsk kalt roughnecks, erstattet av selvgående roboter, iron roughnecks.