natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Before formalisation of the present agreement, four courses have been completed with the students working in multidisciplinary groups to interpret and evaluate real information.
Før avtalen ble formalisert, ble det gjennomført fire kurs hvor studentene har jobbet i tverrfaglige grupper med å tolke og evaluere data fra undergrunnen.
Experience has been very positive, reports Jonny Hesthammer, manager for accounting and strategy in Statoil's exploration and production technology unit.
Ifølge Jonny Hesthammer, økonomi- og strategileder i Statoils enhet for Lete- og utvinningsteknologi, er erfaringene svært positive.
Their work can also yield useful results for the industry, while graduates will be well prepared when recruited by the oil companies.
Han legger til at studentenes arbeid kan gi resultater som industrien vil ha nytte av.
Ole Bernt Lile, dean of the faculty for geosciences and petroleum technology at the NTNU, agrees that training students to work in teams – the normal industry mode – is an advantage.
Ole Bernt Lile, dekanus ved Fakultet for geofag og petroleumsteknologi ved NTNU, sier det er en fordel at studentene får opplæring i å jobbe på lag, som er den vanlige måten å arbeide på i industrien.
He adds that sponsorship is very significant for the faculty, since government funding remains inadequate for quick implementation of new modes of working.
Lile legger til at sponsing har stor betydning for fakultetet.
This company was established by Statoil and ICA in May as a 50-50 joint venture to operate roughly 1,500 service stations in Denmark, Norway and Sweden.
Dette selskapet ble opprettet i mai av Statoil og ICA, med en eierandel på 50 prosent hver, for å drive rundt 1500 servicestasjoner i Norge, Sverige og Danmark.
"We welcome the injection of expertise and purchasing power which this transaction represents for ICA," says Sten Åke Forsberg, senior vice president for Retailing & Nordic Energy.
"Fra Statoils side gleder vi oss over den tilførselen av kompetanse og innkjøpskraft dette representerer for ICA," sier Sten Åke Forsberg, direktør for Detaljmarkedsføring og nordisk energi.
He adds that the deal will have no consequence for the commitment by either partner.
Han legger til at handelen ikke medfører noen endring i selskapenes satsning.
ICA is a leading groceries retailer in Sweden and Norway, with 2,200 and 1,150 outlets respectively.
ICA er den ledende dagligvarekjeden i Sverige og Norge, med henholdsvis 2200 og 1150 butikker.
It has also opened seven stores in Latvia.
Selskapet er også etablert i Latvia med sju butikker.
Norway's Hakon group was incorporated in ICA almost a year ago.
Den norske Hakon Gruppen ble innlemmet i ICA for snart ett år siden.
Royal Ahold is one of the world's largest supermarket groups, with almost 4,000 outlets in Europe, the USA, South America and Asia.
Royal Ahold er et av verdens største dagligvareforetak, med nær 4000 butikker i Europa, USA, Sør-Amerika og Asia.
It has an annual turnover of EUR 35 billion.
Konsernet har en årlig omsetning på 35 milliarder euro, eller nærmere 300 millarder kroner.
The acquisition of 50 per cent of Sweden's ICA supermarket chain by Dutch group Royal Ahold will have no effect on Statoil Detaljhandel Skandinavia.
Det nederlandske konsernet Royal Aholds kjøp av 50 prosent av aksjene i dagligvarekjeden ICA får ikke konsekvenser for Statoil Detaljhandel Skandinavia.
The surface-controlled reservoir analysis and management system (Scrams) was installed in the C-29 well during April.
Scrams (surface controlled reservoir analysis and management system) ble tatt i bruk i produksjonsbrønnen C-29 i april i år.
Since then, this producer has increased its output from roughly 1,250 barrels per day to 7,500 barrels.
Siden har brønnen økt produksjonen fra om lag 1250 til 7500 fat per dag.
Developed by Halliburton/PES, this system makes it possible to control oil production from several reservoir zones simultaneously.
Utstyret, som er utviklet av selskapet Halliburton/PES, gjør det mulig å styre produksjonen av olje fra ulike reservoarer samtidig.
More oil can be recovered because Scrams prevents unwanted water and gas output.
Mer olje kan utvinnes fordi Scrams stenger for uønsket vann- og gassproduksjon.
Thanks to the new valves, several zones can be open at the same time and production from these is better regulated.
Med de nye ventilene kan flere soner åpnes samtidig, og produksjonen fra de ulike sonene reguleres bedre.
Previously, the discovery that a zone was producing water called for costly and time-consuming work to shut it off.
Dersom det tidligere ble oppdaget at en sone produserte vann, måtte det tidkrevende og kostbart arbeid til for å få stengt sonen.
Scrams makes it possible to do this work in a simple way via a computer in the platform's control room.
Med Scrams kan operasjonen gjøres enkelt fra en datamaskin i kontrollrommet på plattformen.
The total cost of well recompletion, readying and installing the equipment, plus deferred production during the operational period, came to roughly NOK 100 million.
De totale kostnadene for rekomplettering, klargjøring og installering av utstyret samt verdien av utsatt produksjon i operasjonsperioden kom på rundt 100 millioner kroner.
"This investment was recovered by September," reports Arild Hesjedal, manager of the petroleum technology sector in the Gullfaks operations organisation.
"Denne investeringen var inntjent allerede i september," opplyser sektorsjef Arild Hesjedal i Petroleumsteknologi (Petek) i Gullfaks.
That can be accomplished because production starts from many zones simultaneously rather than sequentially.
Det skjer ved at produksjonen startes fra mange soner samtidig, i stedet for sekvensielt.
Mr Hesjedal adds that it has already been resolved to install Scrams in a subsea-completed well on Rimfaks – one of Statoil's three Gullfaks satellites – in the summer of 2000.
Hesjedal legger til at det allerede er besluttet å installere Scrams i en av havbunnsbrønnene på Rimfaks, som er en del av Gullfaks satellitter, sommeren 2000.
This will represent the first use of such equipment with a subsea well in the North Sea.
Det blir første gang et slikt utstyr installeres i en havbunnsbrønn i Nordsjøen.
Scrams has also been adopted off Norway by Norsk Hydro and Saga Petroleum.
Scrams er tidligere tatt i bruk på norsk sokkel av blant andre Norsk Hydro og Saga Petroleum.
Innovative downhole equipment which Statoil has adopted on Gullfaks C has boosted oil production from the North Sea platform.
Nytt brønnutstyr som ble innstallert for første gang av Statoil på Gullfaks C-plattformen i Nordsjøen har ført til økt oljeproduksjon.
This form of transport is used both to tie satellite fields to new or existing installations and to carry oil and gas ashore for final processing.
Transportformen brukes både til å knytte satellittfelt til eksisterende eller nye installasjoner, og til å føre olje og gass i land for endelig prosessering.
The tool is particularly suitable for following slugs of liquid and inspection/cleaning pigs through a pipeline.
Det er spesielt egnet til å kunne følge slugger (væskeplugger) og rørskrapere gjennom røret.
Slugging occurs when fluids liquefy to form plugs separated by gas.
Sluggstrømning arter seg som en støtvis produksjon av væske adskilt av gasslommer.
These slugs can be many hundreds of metres long and cause serious instabilities at the offshore or onshore receiving facility.
Pluggene kan bli mange hundre meter lange og føre til alvorlige ustabiliteter i mottaksanleggene på plattformene eller på land.
Development of PeTra was initiated by Statoil and funded by the group for the first three years.
Utviklingen av verktøyet ble startet og finansiert av Statoil i prosjektets tre første år.
Development work was pursued in close collaboration with the Institute for Energy Technology at Kjeller outside Oslo.
Utviklingen har skjedd i nært samarbeid med Institutt for energiteknikk på Kjeller utenfor Oslo.
Statoil, Hydro and Shell are concluding a collaboration agreement on multiphase flow in general and further development of PeTra in particular.
Statoil, Hydro og Shell fullfører i disse dager en samarbeidsavtale innen flerfasestrømning generelt og videreutvikling av PeTra spesielt.
The three also plan to exchange development and operational expertise.
Selskapene planlegger også å utveksle utbyggings- og driftskompetanse.
The NOK dividend per share is based on average USDNOK fixing rate from Norges Bank in the period plus/minus three business days from record date 23 February 2017, in total seven business days.
NOK-beløpet per aksje er basert på gjennomsnittlig USDNOK valutakurs satt av Norges Bank for perioden pluss/minus tre virkedager fra eierregisterdato 23. februar 2017, totalt syv virkedager.
Under the two-year scrip dividend programme ("Scrip Dividend Programme") approved by the Annual General meeting 11 May 2016, shareholders will have the option to receive dividend in newly issued dividend shares.
Under det toårige utbytteaksjeprogrammet som ble godkjent av selskapets ordinære generalforsamling 11.mai 2016 kan aksjonærer velge å motta utbytte enten i kontanter eller i nyutstedte utbytteaksjer.
The subscription period for third quarter 2016 shall commence on or around 13 March 2017 and end on or around 24 March 2017.
Tegningsperioden for tredje kvartal 2016 vil starte på eller omkring 13. mars 2017 og avsluttes på eller omkring 24. mars 2017.
Further information about the Scrip Dividend Programme will be published in due course.
Ytterligere informasjon om utbytteaksjeprogrammet for tredje kvartal 2016 vil bli publisert senere.
Cash dividend (net of any costs of newly issued dividend shares elected under the Scrip Dividend Programme) will be paid to shareholders on Oslo Børs on or around 7 April 2017 and to shareholders on New York Stock Exchange on or around 10 April 2017.
Kontantutbytte (netto etter evt. kostnader knyttet til valg av utbytteaksjer under utbytteaksjeprogrammet) vil bli utbetalt til aksjonærer på Oslo Børs på eller nær 7. april 2017 og til aksjonærer på New York Stock Exchange på eller nær 10. april 2017.
The shares have been acquired at a price of NOK 117.58 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 117,58 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,649,379 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.649.379 aksjer.
This sale follows the disposal earlier in December of the Borealis compounding plant at Norderstedt in Germany to Reco, a German company.
GMT (glass mat-reinforced thermoplastics) er et gjenvinnbart, glassfiberarmert polypropen som er særlig anvendelig innen bilindustrien.
GMT is a recyclable polypropylene-based product particularly suitable for the automotive industry, and Symalit ranks as its leading European producer.
Ifølge avtalen skal Borealis gjøre sitt forsknings- og utviklingsmateriale tilgjengelig for Symalit, som er Europas største GMT-produsent.
Under the strategic agreement, the two companies will join forces to develop and market new plastic applications for components made from GMT and polypropylene.
Partnerne skal utvikle og markedsføre nye bruksområder for komponenter laget av GMT og polypropylen.
Borealis will make research and product development capacities available to Symalit.
Oppkjøpet gjelder alle pågående prosjekter.
Symalit is taking over all current projects, and plans to move production equipment from the Borealis plant at Linz in Austria to Lenzburg in Switzerland and Lotte in Germany.
Symalit skal flytte produksjonsutstyret fra Borealis' fabrikk i Linz i Østerrike til Lenzburg i Sveits og Lotte i Tyskland.
"We've opted to divest our GMT production as part of a long-term strategy," says Borealis executive vice president Staffan Lennström.
"Det er hensynet til vår langsiktige strategi som ligger til grunn for at vi har valgt å selge ut GMT-produksjonen.
"This is a small part of our business within a specialist field, where we don't have a large enough volume to be competitive."
Dette er en liten del av vår virksomhet innen et spesialområde der Borealis ikke har hatt store nok volumer til å være konkurransedyktig," sier Staffan Lennström i konsernledelsen.
The cooperation deal will allow Borealis to focus on its core business in engineering applications.
Samarbeidsavtalen gjør Borealis i stand til å konsentrere sin kjernevirksomhet innen forretningsområdet konstruksjonsmaterialer.
Strategic considerations also underlie the disposal of the Norderstedt facility which will operate in future as PolyComp.
Strategiske vurderinger lå også til grunn for salget av fabrikken i Norderstedt, som for framtiden vil operere under navnet PolyComp.
"Selling this facility allows us to concentrate our operations at sites where compounding forms an integrated part of the business, and to improve our competitiveness in engineering applications," says Mr Lennström.
"Ved å selge fabrikken i Norderstedt kan Borealis konsentrere sine aktiviteter ved fabrikkstedene der kompoundering er en integrert del av virksomheten og forbedre sin konkurranseevne innen konstruksjonsmaterialer," sier Lennström.
A three-year agreement on producing polyolefins at the plant has also been concluded by the two sides.
Partene har inngått en treårig avtale om produksjon av polyolefiner ved anlegget i Norderstedt.
"This safeguards continued operation at the unit and simplifies the transfer of production volumes to our compounding plants in Belgium, Austria, Finland, France and Italy," Mr Lennström adds.
"Dette sikrer fortsatt operasjon ved anlegget og forenkler overføren av produksjonsvolumer til Borealis sine kompounderingsanlegg i Belgia, Østerrike, Finland, Frankrike og Italia.
"The transitional phase will not create any service or delivery problems for our customers."
Denne overgangsfasen vil ikke skape problemer for kundene med hensyn til service og leveringer," sier Lennström.
Carried out in the autumn, this reassessment of the North Sea field also means that the state's direct financial interest (SDFI) must pay NOK 195 million to partners who have had their interest reduced.
Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) må betale 195 millioner kroner.
Troll licensees with an increased share have paid too little of the overall investment in the field, explains Per-Åge Pedersen, project manager for the redetermination in Statoil.
Ifølge Statoils prosjektleder for reforhandlingene Per-Åge Pedersen skyldes dette at sistnevnte gruppe har betalt for lite av de samlede investeringene i feltet.
In Statoil's case, the reduction was by 0.065 per cent to 11.815 per cent.
For Statoil betyr det en reduksjon på 0,065 prosent til 11,815 prosent.
The other four are Shell, Elf, Conoco and Total.
De fire andre selskapene er Shell, Elf Petroleum Norge, Norske Conoco og Total Norge.
On the other hand, Norsk Hydro, Saga Petroleum and the SDFI increased their interest.
Norsk Hydro, Saga Petroleum og Statens økonomiske engasjement (SDØE) har økt sine andeler i feltet.
These partners have two years to complete this repayment in the form of production volumes.
Tilbakebetalingen skjer i form av volumer.
In addition, their revenues from future production will be reduced.
Selskapene taper dessuten inntekter på produksjonen framover.
Recoverable reserves in Troll are put at 1,331 billion cubic metres of gas, just over 1.2 billion barrels of oil and 213 million barrels of condensate.
Utvinnbare reserver i Troll er 1331 milliarder kubikkmeter gass, vel 1,2 milliarder fat olje og 213 millioner fat kondensat.
Partners in the unitised licence can call for a redetermination of shares as new reservoir data becomes available.
Deltakerne i lisensen kan kreve nye reforhandlinger etter hvert som de får nye kunnskaper om reservoaret.
The next time this can be done under the unitisation agreement is in 2003.
Avtalen åpner for at det kan skje igjen i 2003.
"These facilities wouldn't be able to pay for quotas corresponding to 30 per cent of their emissions unless matching costs are imposed on their competitors, which we don't expect to happen," says Mr Cappelen.
"Disse anleggene er ikke i stand til å betale for kvoter tilsvarende 30 prosent av utslippene dersom ikke tilsvarende kostnader blir pålagt konkurrentene, noe vi ikke tror kommer til å skje," sier Cappelen.
Norway's Storting (parliament) last year rejected a government proposal to tax carbon dioxide emissions from mainland industries.
Stortinget avviste i fjor et forslag fra regjeringen om å innføre avgifter for utslipp av karbondioksid (CO2) for industrien på land.
Instead, the administration was asked to develop a system for trading emissions of carbon dioxide and other gases which contribute to the greenhouse effect.
I stedet ble regjeringen bedt om å utarbeide et system for handel med utslippskvoter for karbondioksid og andre gasser som bidrar til drivhuseffekten.
This system would aim to ensure that Norway meets the emission reduction targets imposed by the Kyoto protocol of 1997.
Systemet skal føre til at Norge når de målene om reduksjon i utslipp som Kyotoavtalen fra 1997 pålegger landet.
Free quotas have been rejected by a majority on the commission.
Et flertall i kvoteutvalget har gått imot å åpne for gratiskvoter.
But a minority comprising Øystein Dahle from the Worldwatch Institute and Statoil's Gerd Halmø want free quotas to safeguard industry competitiveness.
Et mindretall bestående av Øystein Dahle fra Worldwatch institute og Statoils representant Gerd Halmø har foreslått tildeling av gratiskvoter av hensyn til industriens konkurranseevne.
The commission's report will now be circulated for comment before the government draws up its proposals for the Storting.
Utvalgets forslag skal ut på en offisiell høring før regjeringen utarbeider sitt forslag til Stortinget.
"We must expect the Storting to reject proposals which would give Norwegian industry a cost handicap in relation to its competitors when emission trading is adopted," says Mr Cappelen.
"Vi må regne med at Stortinget ikke vil akseptere at norsk industri skal få et kostnadsmessig handikap i forhold til sine konkurrenter som følge av innføring av handel med utslippskvoter, " sier Cappelen.
He believes that charging for quotas would make it difficult to continue developing Norwegian industries based on national oil and gas resources.
Ifølge ham kan kvotekostnadene gjøre det vanskelig å videreutvikle norsk industri basert på olje- og gassressursene.
"It could also mean job losses in an industry with environmental standards which rank among the highest in the world, and hit local communities in the regions."
"Det kan også føre til nedleggelse av arbeidsplasser i en industri som har en miljøstandard som er blant de høyeste i verden, og ramme lokalsamfunn i distriktene," sier han.
New total
New total
holding
holding
LTI
LTI
allocation
allocation
23 896
23 896
1470
1470
Dodson Timothy *
Dodson Timothy *
31 458
31 458
1544
1544
26 772
26 772
890
890
26 063
26 063
1743
1743
14 021
14 021
28 090
28 090
1577
1577
100 501
100 501
12936
12936
1602
1602
16 085
16 085
1329
1329
31 053
31 053
1618
1618
19 719
19 719
1724
1724
23 308
23 308
44 852
44 852
4149
4149
13 383
13 383
46 249
46 249
1601
1601
In cooperation with Danish engine-builder MAN B&W Diesel, Statoil has developed a VOC Fuel plant which can reduce emissions during loading by up to 70 per cent.
Sammen med motorfabrikken MAN B&W Diesel har Statoil utviklet et anlegg som kan redusere utslippene fra bøyelasting med opptil 70 prosent.
VOC emissions from a single cargo of offshore crude contain sufficient energy to fuel a tanker for the round trip from Statfjord in the North Sea to Rotterdam in the Netherlands.
Det er nok energi i utslippene i en enkelt oljelasting i Nordsjøen til å drive et skip tur-retur Rotterdam.
This means that collecting these fumes offers savings on bunkers oil.
Dermed er det mulig å både samle opp oljedampen og spare bunkersolje.
Using recovered VOCs as fuel also achieves a considerable reduction in exhaust gases from the ship's engines.
Brensel fra gjenvunnet oljedamp reduserer dessuten avgassene fra skipets motorer betraktelig.
Plans called for five shuttle tankers carrying oil from Statoil's Statfjord and Gullfaks in the North Sea to be fitted with VOC recovery plants by the end of 2001.
Planen var å bygge om og installere gjenvinningsanlegg på fem bøyelastere som frakter olje fra Statfjord- og Gullfaks-feltet i Nordsjøen innen utgangen av 2001.
The collapse of the voluntary deal means that this conversion project has been shelved until further notice.
Siden avtalen ikke ble noe av, har ombyggingsprosjektet blitt lagt på is inntil videre.
Byford Dolphin recently completed drilling on the southern flank of Mikkel, which was discovered in 1985 by a wildcat at the northern end of the reservoir.
Det er konklusjonen etter at riggen Byford Dolphin boret ferdig brønnen i den sørlige delen av feltet i Norskehavet.
An application for allocation to a European gas sales contract from 2002 was submitted by the field's licensees earlier this year to Norway's Gas Supply Committee, with the proviso that the new well lived up to expectations.
Rettighetshaverne i feltet søkte tidligere i år Forsyningsutvalget om tildeling av gassleveranser til kontinentet fra 2002, med forbehold om at den nye brønnen innfridde forventningene.
The appraisal results appear to confirm that the reservoir contains sufficient recoverable reserves to justify development, says Kjetil Ohm, core team leader for the Mikkel project.
Boringen synes å bekrefte at feltet inneholder utvinnbare reserver i et volum som tilsier utbygging, sier kjernelagsleder for Mikkel-prosjektet Kjetil Ohm.
But he emphasises that no decision to proceed has yet been taken.
Men han understreker at selv om resultatet synes positivt, er beslutning om utbygging ikke tatt.
The licensees will be meeting in mid-February to decide the development issue.
Rettighetshaverne møtes i midten av februar neste år for å ta stilling til utbyggingsspørsmålet.
Providing they reach agreement then, a plan for development and operation could be submitted to the authorities in the summer.
Forutsatt at de da blir enige, kan plan for utbygging og drift bli oversendt myndighetene til sommeren.
Two options are under consideration, including a subsea facility with three wells and wellstream transfer to Statoil's Åsgard B gas platform via Midgard.
Utbyggingsløsningen som vurderes er et undervannsanlegg med tre produksjonsbrønner og brønnstrømsoverføring til Åsgard B-plattformen via Midgard-feltet.
The other alternative also involves subsea production, but with the gas transferred to Shell's Draugen field.
Det andre alternativet er å sende gassen til Draugen-feltet.
That would recover about 24 billion cubic metres but carries a development price tag of NOK 2.5 billion.
Da kan om lag 24 milliarder kubikkmeter gass hentes ut, mens utbyggingskostnaden blir 2,5 milliarder kroner.
In both cases, Mikkel output would be piped through the Åsgard Transport trunkline to Statoil's Kårstø gas treatment complex north of Stavanger for processing before onward transmission to continental Europe.
Ved begge alternativene sendes gassen gjennom rørledningen Åsgard Transport til mottaksterminalen på Kårstø i Nord-Rogaland hvor den behandles før videre transport til kontinentet.
Mobil has 40 per cent of PL 092, where the state's direct financial interest (SDFI) is 30 per cent, Statoil has 20 per cent and Saga Petroleum 10 per cent.
I produksjonslisens 092 har Mobil en andel på 40 prosent, Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) 30 prosent, Statoil 20 og Saga Petroleum 10 prosent.
The SDFI holds 40 per cent of PL 121, while Mobil and Norsk Hydro have 20 per cent each and Statoil and Saga 10 per cent respectively.
I produksjonslisens 121 har SDØE 40 prosent, Mobil og Norsk Hydro begge 20 prosent og Statoil og Saga Petroleum 10 prosent hver.
Hydro is retaining all Saga's interest in PL 092 when it acquires the latter company on 1 January, but its combined share of PL 121 will be reduced to 10 per cent by transferring 20 per cent to Statoil.
Statoil overtar 20 prosent av det sammenslåtte selskapets andel i lisens 121.