natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In line with previous decisions, the new company’s business areas will be managed from Bergen, Oslo and Stavanger.
I tråd med tidligere beslutninger, vil selskapets forretningsområder ledes fra Bergen, Oslo og Stavanger.
The business office will be in Stavanger, with group functions in Oslo and in Stavanger.
Det sammenslåtte selskapets forretningskontor skal være i Stavanger med konsernfunksjoner i Oslo og Stavanger.
The boards of directors of Hydro and Statoil have agreed to recommend to their respective shareholders that the company to be established through the merger between Hydro’s oil and gas activities and Statoil will be named StatoilHydro.
Styrene i Hydro og Statoil er enige om å anbefale overfor sine respektive aksjonærer at selskapet som etableres gjennom fusjonen mellom Hydros olje- og gassaktiviteter og Statoil skal hete StatoilHydro.
The 18 December 2006 integration agreement between the boards stated that the company would be given a new name at the time of establishment, but the boards now have concluded that it is appropriate to leave it up to the new company’s Board of Directors to develop a new name.
Ifølge integrasjonsavtalen fra 18. desember 2006 skulle selskapet få et nytt navn allerede ved etablering, men styrene har kommet til at det er hensiktsmessig å overlate til styret i det nye selskapet å utvikle det nye navnet.
Up to that point, the company’s name will be StatoilHydro.
Inntil det tidspunkt vil selskapet hete StatoilHydro.
The proposal will be presented at the first ordinary General Meeting in 2008, a process that is recognized by the Norwegian state as the company’s main shareholder.
Navneforslaget vil bli lagt fram for behandling på selskapets ordinære generalforsamling i 2008, noe Staten som største eier er innforstått med.
"There has been significant debate about the decision to develop a new name.
– Det har vært stort engasjement knyttet til beslutningen om nytt navn på selskapet.
Consequently, the boards have agreed on the process described and that the new company should be established under the name StatoilHydro," said Hydro Chairman Jan Reinås and Statoil Chairman Jannik Lindbæk in a joint statement.
De to styrene er derfor blitt enige om fremgangsmåten som her er beskrevet, og at selskapet etableres under navnet StatoilHydro, sier Jan Reinås, styreleder i Hydro, og Jannik Lindbæk, styreleder i Statoil, i en felles kommentar.
"The decision enables us to concentrate fully on a successful integration planning process that reflects that this is a proposed merger between equal parties," Reinås and Lindbæk said.
– Beslutningen gir oss arbeidsro, slik at vi kan konsentrere oss fullt ut om en vellykket integrasjonsplanlegging som reflekterer at dette er en fusjon mellom likeverdige parter, sier Reinås og Lindbæk.
In line with previous decisions, the new company’s business areas will be managed from Bergen, Oslo and Stavanger.
I tråd med tidligere beslutninger vil selskapets forretningsområder ledes fra Bergen, Oslo og Stavanger.
Hydro’s aluminium and power business will continue under the Hydro name.
Hydros aluminium- og kraftvirksomhet videreføres under navnet Hydro.
The Board of Directors of Hydro and Statoil have agreed to recommend to their respective shareholders that the company to be established through the merger between Hydro's oil and gas activities and Statoil will be named StatoilHydro.
Styrene i Hydro og Statoil er enige om å anbefale overfor sine respektive aksjonærer at selskapet som etableres gjennom fusjonen mellom Hydros olje- og gassaktiviteter og Statoil, skal hete StatoilHydro.
The rig will be used to drill exploration and production wells in the area in the course of next year.
Riggen skal brukes til å bore lete- og produksjonsbrønner i dette området i løpet av det neste året.
Stena Don’s first assignment will be to drill an exploration well in the Stær prospect near the Svale find.
Stena Dons første oppgave blir å bore en letebrønn i Stær-prospektet i nærheten av Svale-funnet.
The drilling programme for the rig has only been clarified for the first year, but Statoil plans to contract Stena Don for five years.
Boreprogrammet for riggen er ikke videre avklart utover det første året, men Statoil planlegger å ha Stena Don på kontrakt i fem år.
The rig will also be used for maintenance of subsea wells, reports Arne Jacobsen, project manager in the rig management unit in Exploration & Production Norway.
Den skal også brukes til vedlikehold av undervannsbrønner, opplyser Arne Jacobsen som er prosjektsjef i enheten Riggstyring i Undersøkelse og produksjon Norge.
The contract is an important step in the modernisation of Statoil’s rig portfolio:
Leieavtalen er et viktig skritt i fornyelsen av Statoils riggportefølje:
This rig represents a new generation of drilling and completion rigs.
"Denne riggen representerer en ny generasjon bore- og kompletteringsrigger.
It has a dynamic positioning system, which means that it can hold its position without the use of anchors.
Den har dynamisk posisjoneringssystem som holder den i rett posisjon uten bruk av ankere.
It can therefore be moved quickly to a new location without the risk of coming into conflict with subsea equipment,” says Mr Jacobsen.
Den kan derfor flyttes raskt til nye lokasjoner, og den vil ikke komme i konflikt med undervannsanlegg," sier Jacobsen.
Stena Don was named in a ceremony at the Offshore & Marine yard in Sandnes on Saturday 20 October.
Stena Don ble døpt ved Offshore & Marine-verftet i Sandnes lørdag 20. oktober.
Statoil will use the state-of-the-art drilling rig Stena Don on the Halten Bank when the rig is handed over from Stena Drilling this autumn.
Statoil skal bruke den topp moderne boreriggen Stena Don på Haltenbanken når riggen blir overlevert fra Stena Drilling denne høsten.
Oil production from the Oseberg Field Center resumed early Wednesday morning and was expected to reach normal output during the course of the day.
Oljeproduksjonen fra Oseberg feltsenter startet tidlig onsdag morgen og var ventet å være på tilnærmet normalt nivå i løpet av onsdagen.
Oil production from the Brage, Oseberg C, Veslefrikk, Oseberg Øst (East) and Oseberg Sør (South) installations was also stopped on Tuesday night.
Oljeproduksjonen fra installasjonene Brage, Oseberg C, Veslefrikk, Oseberg Øst, Oseberg Sør ble også stanset tirsdag kveld kveld.
The Oseberg Field Center has several gas export compressors that can handle necessary gas export until the damaged turbine compressor is back in operation.
Oseberg feltsenter har flere gasseksportkompressorer som vil håndtere nødvendig gasseksport inntil den skadde eksportkompressoren er tilbake i drift.
An investigative group from Hydro has started work to determine the cause of the incident on the Oseberg Field Center.
En granskingsgruppe fra Hydro har startet arbeidet med å klarlegge årsakene til hendelsen på Oseberg feltsenter.
The incident was reported to the proper authorities in accordance with regulatory routines.
Hendelsen er varslet til myndighetene i henhold til rutine.
These measures on the North Sea field focus on planning, execution and routines for downhole work.
Tiltakene er rettet mot planlegging, operasjonell gjennomføring og arbeidsrutiner i forbindelse med brønnoperasjoner.
Five coiled tubing and two snubbing (intervention in a pressurised well) jobs have cut the group's costs by NOK 9.4 million and NOK 6 million respectively.
Det er gjennomført fem såkalte kveilerør operasjoner og to hydrauliske brønnoverhalinger (kalt snubbing) der selskapet har spart henholdsvis 9,4 millioner kroner og seks millioner kroner.
The savings represent reductions of 22 and 28 per cent respectively on the earlier cost of similar operations.
Reduksjonen i kostnadene er på henholdsvis 22 og 28 prosent i forhold til tilsvarende operasjoner som har blitt utført tidligere.
Oil production over the same period rose initially by about 44,000 barrels per day.
Oljeproduksjonen har i perioden økt initielt med i alt cirka 44.000 fat per døgn (7000 kubikkmeter per døgn).
The intervention tasks were done without lost-time injuries.
Brønnarbeidet er gjennomført uten fraværsskader.
A good deal of well intervention will be essential to maintain continued output from Statfjord.
For å opprettholde videre produksjon på Statfjord er Statoil avhengig av å utføre mye brønnarbeid.
As operator, Statoil's long-term goal is to keep the field in profitable production to 2020.
Statoil har en langsiktig målsetting om fortsatt lønnsom produksjon på feltet helt fram til år 2020.
The Statfjord reservoir utilisation department took the initiative on establishing an improvement project in the autumn of 1997.
Enheten Statfjord reservoarutnyttelse tok initiativ til forbedringsarbeidet høsten 1997.
This aims to achieve a better performance on costs while enhancing health, environmental and safety results.
Målsettingen er å bedre kostnadsutviklingen og samtidig forbedre resultater knyttet til helse, miljø og sikkerhet.
Statoil is cooperating closely with suppliers on improving well intervention work.
Statoil samarbeider nært med leverandørbedrifter om å forbedre brønnarbeidet.
Such collaboration will continue, confirms well engineering leader Tom Are Solvoll in the reservoir utilisation team.
Dette kommer til å fortsette, bekrefter ledende brønningeniør Tom Are Solvoll i enheten.
He adds that other licences have launched efforts to improve the efficiency of downhole working.
Han legger til at andre lisenser også har satt i gang aktiviteter for mer effektivt brønnarbeid.
Just over NOK 15 million has been saved by Statoil through improved well intervention on Statfjord during the past six months.
På Statfjord-feltet i Nordsjøen har Statoil i løpet av det siste halve året spart vel 15 millioner kroner på forbedringstiltak innen brønnarbeid.
With a compression station at a sea depth of 860 meters, the developers will be able to halve the costs of development and operation compared to the costs of a platform solution.
Med en kompresjonsstasjon på 860 meters havdyp vil utbyggerne kunne halvere utbyggings- og driftsutgiftene sammenlignet med en plattformløsning.
In a full-size pilot program, a subsea compressor will be tested in a pool at Ormen Lange’s processing facility at Nyhamna.
Gjennom et fullskala pilotprogram skal en undervannskompressor testes ut i et basseng ved Ormen Langes prosessanlegg på Nyhamna.
The work to qualify the technology has been taking place since 2003.
Arbeidet med å kvalifisere teknologien har pågått siden 2003.
The detailed planning will continue for the next two years, before the actual test phase at Nyhamna commences in 2009.
Detaljplanleggingen fortsetter de neste to årene, før selve testfasen på Nyhamna starter i 2009.
By the end of 2011, the pilot program should have qualified the technology – which can be extremely important for future oil and gas developments.
Innen utgangen av 2011 skal pilotprogrammet ha kvalifisert teknologien, som kan få stor betydning for fremtidige olje- og gassutbygginger.
A great step forward “The partners have concluded that the technology is sufficiently mature for us to carry out a full-scale test.
Stort fremskritt – Partnerne har konkludert med at teknologien er moden nok til at vi kan gjennomføre en fullskalatest.
It is rare that a development project has this much funding available for qualifying new technology.
Det er sjelden et utviklingsprosjekt har så store midler til disposisjon for å kvalifisere ny teknologi.
But then again, this is a solution which will mean a great step forward for the oil industry,” says Tom Røtjer, Hydro's project director for the Ormen Lange project.
Men dette er da også en løsning som vil innebære et markant steg framover for oljeindustrien, sier Tom Røtjer, Hydros prosjektdirektør for Ormen Lange.
According to the main plan for the Ormen Lange field, a compression platform will be installed once the natural pressure in the reservoir is no longer sufficient to transport the gas to land.
Hovedplanen for Ormen Lange-feltet innebærer at det skal installeres en kompresjonsplattform når det naturlige trykket i reservoaret ikke er høyt nok til å transportere gassen til land.
“If we succeed with this project, we will be able to replace a 25,000-tonne platform with a subsea installation weighing around 3,500 tonnes.
– Hvis vi lykkes med dette prosjektet, vil vi kunne erstatte en plattform på 25.000 tonn med en undervannsutbygging på rundt 3.500 tonn.
The development costs for future offshore compression for the Ormen Lange field will potentially be reduced by 50 per cent, which means a saving of many billion NOK.
Utbyggingskostnadene for fremtidig offshore kompresjon for Ormen Lange feltet vil kunne reduseres til 50 prosent, noe som innebærer mange milliarder kroner spart.
In addition, we will be able to halve operating costs over a 20-year period,” Røtjer says.
I tillegg vil også driftskostnadene over 20 år kunne halveres, sier Røtjer.
Testing at Nyhamna The outlined subsea compression station includes four compressor trains.
Testes på Nyhamna Den skisserte undervannsstasjonen omfatter fire kompressortog.
During the testing at Nyhamna, one compression train module will be placed in a water-filled reservoir that was blasted out during development of the site for the land-based gas processing facility.
Under uttestingen på Nyhamna skal et kompressortog plasseres i et vannfylt basseng som ble sprengt ut under opparbeidelsen av tomta for landanlegget.
“The pool is an important part of the testing facility to be built at Nyhamna, with the aim of qualifying subsea compression.
– Bassenget inngår som en viktig del av et testanlegg som skal bygges på Nyhamna for det formål å kvalifisere undervannskompresjon.
The testing facility must simulate operating conditions out on the Ormen Lange field.
Testanlegget skal simulere driftsforholdene ute på Ormen Lange.
In addition, it will be used to verify procedures for installation and removal of the subsea compression modules,” Røtjer explains.
I tillegg vil testanlegget bli brukt til å verifisere installasjons- og opptrekkingsprosedyrer, sier Røtjer.
The reservoir is 30 metres long, 20 metres wide, and 12 metres deep.
Bassenget er 30 meter langt, 20 meter bredt og 12 meter dypt.
The compression train to be tested in this pool has a gas capacity equivalent to 25 per cent of the actual land-based processing facility at Nyhamna.
Kompressortoget som skal testes i dette bassenget, har en gasskapasitet som tilsvarer 25 prosent av selve landanlegget på Nyhamna.
It is envisaged that this compression train will later be used out on the field.
Senere er det planen at dette kompressortoget skal kunne benyttes ute på feltet.
“The testing facility will also be used for future completion and verification of all modules prior to installation out on the Ormen Lange field,” Røtjer says.
– Testanlegget vil også bli benyttet til fremtidig ferdigstillelse og verifikasjon av alle modulene før installasjon ute på Ormen Lange feltet, sier Røtjer.
Installation in 2015?
Installeres i 2015?
According to the plan, a decision regarding whether a platform or subsea station will be built for compressing the gas will be taken in 2011.
En beslutning om hvorvidt det skal bygges en plattform eller en undervannsstasjon for å komprimere gassen, skal etter planen tas i 2011.
Installation on the field is planned for around 2015, but the need for compression will depend on the properties of the gas reservoir.
Installasjonen på feltet er aktuell omkring 2015, men behovet for kompresjon vil avhenge av reservoaregenskapene.
If a subsea solution is chosen, the subsea compression station will be placed between the two templates that are installed on the sea floor 120 kilometres west of Kristiansund.
Hvis en undervannsløsning blir besluttet utbygd, skal kompresjonsstasjonen plasseres mellom de to brønnrammene som er installert på havbunnen 120 kilometer vest for Kristiansund.
The compression station will cover an area of the sea floor measuring 60 metres in length by 40 metres in width.
Kompressorstasjonen vil dekke et 60 meter langt og 40 meter bredt område på havbunnen.
Each of the compression modules to be installed in this station will weigh around 200 tonnes.
Hver av modulene som skal installeres på denne stasjonen vil veie omkring 200 tonn.
Licence holders on the Ormen Lange field:
Rettighetshavere på Ormen Lange-feltet:
18.0728 %
18,0728 %
17.0375 %
17,0375 %
36.4750 %
36,4750 %
10.8441 %
10,8441 %
Esso
Esso
7.2286 %
7,2286 %
DONG
DONG
10.3420 %
10,3420 %
In the summer of 2006, Aker Kværner Subsea AS was chosen as EPC contractor (engineering, procurement and construction) for the pilot station with a subsea compression system.
Sommeren 2006 ble Aker Kværner Subsea AS valgt som EPC-kontraktor (ingeniørtjenester, innkjøp, og konstruksjon) for pilotstasjonen med undervannskompresjonssystemet.
Vetco Aibel AS was chosen as EPC contractor for the long step-out power supply for the pilot compression station.
Vetco Aibel AS ble valgt som EPC-kontraktor for krafttilførselen til pilotstasjonen.
Future-oriented The technology that is being qualified by the Ormen Lange partners will potentially be of great significance for future gas and condensate field developments, both on the Norwegian continental shelf and elsewhere.
Fremtidsrettet Teknologien som kvalifiseres av Ormen Lange-partnerne, vil kunne få stor betydning for fremtidige utbygginger av gass- og kondensatfelt både på norsk sokkel og internasjonalt.
“By using a subsea compression facility in order to increase pressure in the well stream, it will be easier to transport gas and condensate over long distances to a land-based processing facility, or to existing platforms.
– Ved å bruke et undervanns kompresjonsanlegg for å øke trykket i brønnstrømmen, vil man lettere kunne transportere gass og kondensat over lange strekninger inn til et landanlegg eller til eksisterende plattformer.
This is also an efficient way of increasing recovery rates from existing subsea fields.”
Dette er også en effektiv løsning for å øke utvinningsgraden fra eksisterende undervannsfelt.
“A big advantage of using a subsea compression station is that the development can be divided into two phases – first, an early phase where compression is not required for pressure support during transportation, and then a later phase when the pressure in the reservoir drops, and a compression station can be installed to increase the pressure and thereby maintain the production rate from the subsea wells,” Røtjer explains.
– En stor fordel med en undervanns kompresjonsstasjon er at man kan dele utbyggingen – i en tidlig fase hvor det ikke er nødvendig med kompresjon for transportstøtte og i en senere fase, når trykket fra reservoaret faller, hvor man kan installere kompresjonsstasjonen for å øke trykket og dermed opprettholde produksjonsraten fra undervannsbrønnene, sier Røtjer.
The partners in the Ormen Lange field in the Norwegian Sea are to spend NOK 2.5 billion on developing a subsea compression station.
Partnerne på Ormen Lange-feltet i Norskehavet investerer 2,5 milliarder kroner til utvikling av en undervanns kompresjonsstasjon.
Mr Overvik is to take up the position as managing director of Gaz de France Norge on 1 September.
Overvik begynner 1. september som administrerende direktør i Gaz de France Norge (GdF).
Terje Overvik has a PhD in engineering from the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in Trondheim.
Terje Overvik er dr.ing. fra NTNU i Trondheim og begynte i Statoil i 1983.
He joined Statoil in 1983 and has had a number of key posts in the Statoil group, including platform manager and operations vice president for the Statfjord field.
Han har hatt en rekke sentrale stillinger i konsernet, blant annet plattformsjef og produksjonsdirektør for Statfjord-feltet.
He was executive vice president for Technology before he took over responsibility for Norwegian continental shelf (NCS) operations in 2004.
Han var konserndirektør for Teknologi før han overtok ansvaret for virksomheten på norsk sokkel i 2004.
“Terje has a very robust career behind him at Statoil,” says chief executive Helge Lund.
– Terje har en meget sterk karriere bak seg i Statoil.
“In recent years he has been one of the driving forces in the revitalisation that has taken place on the NCS.
Han har de siste årene vært en av drivkreftene bak den revitalisering som har skjedd på norsk sokkel.
Terje has the ability to combine long-term, strategic thinking with a focus on the daily operations.
Terje kombinerer evnen til langsiktig, strategiske tenkning med daglig operativt fokus.
He has made his mark not least in his involvement in very active HSE work.
Han vil ikke minst etterlate seg spor for sitt engasjement knyttet til et meget aktivt HMS-arbeid.
I wish him good luck with the new challenges he will come to meet in Gaz de France, and we in Statoil look forward to a continuing good collaboration with both Terje and Gaz de France.”
Jeg ønsker ham lykke til med de nye utfordringer som etter hvert møter ham i GdF, og vi i Statoil ser frem til et fortsatt godt samarbeid både med Terje og GdF, sier konsernsjef i Statoil, Helge Lund.
Until Mr Overvik leaves Statoil, matters relating to Gaz de France will be dealt with by Rune Bjørnson, executive vice president for Statoil’s Natural Gas business area.
Fram til Overvik fratrer i Statoil, vil saker relatert til Gaz de France håndteres av konserndirektør for forretningsområdet Naturgass, Rune Bjørnson.
The executive vice president for Statoil’s Exploration & Production Norway business area, Terje Overvik (55), will withdraw from the corporate executive committee as of 1 June this year.
Konserndirektør for forretningsområdet Utvikling og Produksjon Norge, Terje Overvik (55), trer fra 1. juni ut av konsernledelsen i Statoil.
On Friday 9 March, EU member states and heads of government approved a European energy policy that addresses global climate challenges.
EU-landenes stats- og regjeringssjefer vedtok fredag 9. mars en energipolitikk for Europa som adresserer de globale klimautfordringene.
They agreed to reduce greenhouse gas emissions by at least 20% by 2020.
EU-landene ble enige om å redusere klimagassutslippene med minst 20 prosent innen 2020.
The target will be reached by an increased focus on renewables, bio-fuels and carbon management.
Målet skal nås ved økt satsing på fornybare energikilder, biodrivstoff og CO2-håndtering.
EU countries approved important principles for carbon management technology development.
EU-landene vedtok viktige prinsipper for teknologiutvikling innen CO2-håndtering.
The aim is that Europe will have 12 pilot plants for carbon capture and storage by 2015.
Målet er at Europa skal ha 12 pilotanlegg for CO2-fangst og lagring innen 2015.
The EU Commission will now establish mechanisms that encourage governments and industry to develop carbon management technology.
EU-kommisjonen skal nå etablere mekanismer som stimulerer myndigheter og industri til å utvikle teknologi for CO2-håndtering.
Statoil is presently world-leading in technology development and carbon management research.
Statoil er i dag verdensledende innen teknologiutvikling og forskning på CO2-håndtering.
The ambition is that the Mongstad energy project (EVM) and Halten carbon dioxide project can become pilot facilities for carbon management in Europe.
Ambisjonen er at Energiverk Mongstad og Halten CO2 kan bli pilotanlegg for CO2-håndtering i Europa.
Delegates also agreed that 20% of European energy consumption should be met by renewables.
EU-toppmøtet vedtok også at 20 prosent av Europas energiforbruk skal dekkes av fornybare energikilder.
At the same time, 10% of the European transport sector will run on bio-fuels.
På samme tid skal 10 prosent av transportsektoren i Europa forbrenne biodrivstoff.
"Statoil is well poised to compete in both these markets," says Mr Thorvik.
– Statoil er godt posisjonert til å kjempe på begge disse markedene, sier Thorvik.
The European Union's (EU) goal of reducing greenhouse gas emissions will give Statoil new and important market opportunities up to 2020.
EUs ambisjoner om å redusere utslippene av klimagasser vil gi Statoil nye og viktige markedsmuligheter fram mot 2020.
Hydro’s shareholders will own 32.7% and Statoil’s shareholders will own 67.3% of the merged company.
Hydros aksjonærer vil eie 32,7 prosent og Statoils aksjonærer vil eie 67,3 prosent av det sammenslåtte selskapet.