natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The discovery in the M prospect is interesting and may be relevant for further investigation when seen in the context of other discoveries in the area.
Funnet i M-prospektet er interessant og kan, sett i sammenheng med andre funn i området, være aktuell for videre utvikling.
The well was not formation strength-tested, but comprehensive data collection and testing has been carried out.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well was drilled to a vertical depth of 1804 metres below the sea surface.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1804 meter under havflaten.
Well 25/11-25 S was drilled by the semi-submersible drilling rig Transocean Winner, which will now drill exploration well 25/11-25 A as a lateral branch well, to prove the presence of petroleum in a nearby prospect in the same production licence.
Brønn 25/11-25 S ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen "Transocean Winner", som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/11-25 A, som sidesteg, for å påvise petroleum i et nærliggende prospekt i samme utvinningstillatelse.
Licencees in production licence PL169: StatoilHydro (operator) (57 percent), Petoro (30) and ExxonMobil (13).
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene PL169: StatoilHydro (operatør) (57prosent), Petoro (30), ExxonMobil (13).
Gazprom holds a 51% stake in Shtokman Development AG while Total holds 25% and StatoilHydro a 24% stake.
Gazprom har en 51 prosent eierandel i Shtokman Development AG, mens Total har en eierandel på 25 prosent og StatoilHydro 24 prosent.
The company is registered in Switzerland.
Selskapet er registrert i Sveits.
Shtokman Development AG will be organizing the project engineering, development, construction, financing and exploitation of first phase facilities related to the development of the Shtokman field.
Shtokman Development AG blir ansvarlig for prosjektering, utvikling, konstruksjon, finansiering og utnyttelse av anleggene i første fase av Shtokman-utbyggingen.
Among other things, Russian and international subcontractors for FEED studies have already been identified and a site has been chosen for the technical and transportation complex near Teriberka in the Murmansk region.
Det er også utpekt aktuelle russiske og internasjonale underleverandører til FEED-studiene, og beliggenhet er valgt for det tekniske anlegget og transportkomplekset nær Teriberka i Murmansk-regionen.
“This strategic partnership of our companies brings together long experience, vast resources and advanced technologies which are fundamental to the success of this unique project, which will guarantee reliable and long-term gas supplies for European consumers.
– Det strategiske samarbeidet mellom våre selskaper gir oss en kombinasjon av lang erfaring, store faglige ressurser og avansert teknologi, noe som er avgjørende for at dette unike prosjektet skal lykkes og som vil sikre pålitelige, langsiktige gassleveranser til våre europeiske kunder.
The establishment of the Shtokman Development Company marks the starting point in the realization of the development of the Shtokman field,” said Alexey Miller.
Etableringen av Shtokman Development markerer starten på realiseringen av Shtokman-utbyggingen, sa Alexey Miller.
“The creation of this joint company by Gazprom, Total and StatoilHydro is a major milestone allowing us to combine our forces and experiences in large developments in harsh and remote environment to meet the challenges of the Shtokman project,” said Christophe de Margerie.
– Når Gazprom, Total og StatoilHydro sammen etablerer dette selskapet, er det en viktig milepæl som gjør det mulig å kombinere våre krefter og erfaringer fra store utbygginger i værutsatte og vanskelig tilgjengelige områder for å møte utfordringene knyttet til Shtokman-prosjektet, sa Christophe de Margerie.
“Shtokman can become a locomotive for new developments in the arctic region, with safe operations under cold and harsh condition.
– Shtokman kan bli en pådriver for nye utbygginger i arktiske områder, med sikre operasjoner under kalde og klimatisk krevende forhold.
We look forward to the next stages in cooperating with Gazprom and Total on this large and challenging project by contributing with our competence and experience from the Norwegian Continental Shelf,” said Helge Lund.
Vi ser fram til de neste fasene av samarbeidet med Gazprom og Total i dette store og utfordrende prosjektet, hvor vi vil bidra med vår kompetanse og erfaring fra norsk sokkel, sa Helge Lund.
The Shtokman field is situated in the central region of the Russian sector of the Barents Sea.
Shtokman-feltet ligger i det sentrale området av russisk sektor i Barentshavet.
The deposit holds C1+C2 reserves of 3.8 trillion cubic meters of gas and around 37 million tons of gas condensate.
Totale tilstedeværende ressurser er cirka 3.800 milliarder kubikkmeter gass og omkring 37 millioner tonn gasskondensat.
The Shtokman gas condensate field will become a resource base for deliveries of Russian gas - both pipeline and LNG - to markets of the Atlantic basin.
Gass- og kondensatfeltet Shtokman blir en ressursbase for leveranse av russisk gass – både i rørledning og som LNG – til markeder rundt Atlanterhavsbassenget.
Sevmorneftegaz, a wholly-owned subsidiary of Gazprom, holds gas and gas condensate exploration and exploitation licenses.
Sevmorneftegaz, som er et heleid datterselskap av Gazprom, innehar lete- og utvinningslisensene for gass- og gasskondensat.
Phase one of the development of the deposit provides for a yield of 23.7 billion cubic meters of natural gas per annum, the start of pipeline deliveries to commence in 2013 and LNG in 2014.
Fase én av utbyggingen sikrer en produksjon på 23,7 milliarder kubikkmeter gass per år, med planlagt oppstart av rørledningsleveransene i 2013 og LNG-leveranser i 2014.
On 13 July 2007, Gazprom and Total signed a Framework Agreement on the main terms of cooperation in the development of the first phase of the Shtokman gas condensate field.
13. juli 2007 inngikk Gazprom og Total en rammeavtale om hovedbetingelsene for samarbeidet om utbyggingen av første fase av Shtokman.
Gazprom and StatoilHydro signed a similar Agreement on 25 October 2007.
Gazprom og StatoilHydro undertegnet en tilsvarende avtale 25. oktober 2007.
The Agreement stipulates that a special purpose company will be the owner of the infrastructure of the first phase of the field for 25 years after the field begins production.
Avtalen fastslår at et eget selskap vil bli eier av infrastrukturen for første fase av feltet i 25 år etter at feltet starter produksjon.
The relations between the special purpose company and OOO Sevmorneftegaz will be based on a contract that says that the company will bear all the financial, geological and technical risks in the production of gas and condensate and the production of LNG.
Forholdene mellom dette selskapet og OOO Sevmorneftegaz vil bygge på en kontrakt som sier at selskapet skal bære all finansiell, geologisk og teknisk risiko knyttet til produksjon av gass og kondensat og produksjon av LNG.
OAO Gazprom retains 100% of the shares of OOO Sevmorneftegaz and all the rights to the marketing of the production.
OAO Gazprom eier 100 prosent av alle aksjer i OOO Sevmorneftegaz og alle rettigheter til markedsføring av produksjonen.
Facts about Shtokman:
Fakta om Shtokman:
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations Tel: +47 906 49 144, + 47 51 99 77 90
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR Tlf: +47 906 49 144 (mobil) eller + 47 51 99 77 90
Lars Bjelvin, media relations manager Russia Tlf: +47 48295667, +74959673818
Lars Bjelvin, informasjonssjef, Internasjonal undersøkelse og produksjon, Russland Tlf: +47 48295667, +74959673818
Christophe de Margerie, CEO of Total (left), Alexey Miller, Chairman of Gazprom Management Committee, and Helge Lund, CEO of StatoilHydro.
Christophe de Margerie, konsernsjef i Total (t.v.), Alexey Miller, konsernsjef i Gazprom og konsernsjef i StatoilHydro, Helge Lund.
(Photo: Scanpix)
(Foto: Scanpix)
Originally due to run for 85 kilometres, this connecting link in the North Sea will now be only 32 kilometres long.
Mens røret ifølge den opprinnelige planen ville blitt 85 kilometer langt, blir det nå 32 kilometer.
Total costs for the new solution will be about NOK 840 million, a reduction of roughly NOK 230 million from the original concept.
Totalkostnadene for den nye løsningen er om lag 840 millioner kroner.
Gas from the Gullfaks satellites will take a shortcut to the Statpipe transport system via a new export pipeline from Gullfaks A and C.
Gass fra Gullfaks-satellittene skal via Gullfaks A- og C-plattformene i Nordsjøen ta beinveien til Statpipe gjennom et nytt eksportrør.
(Photo: Roar Lindefjeld)
(Foto: Roar Lindefjeld)
Its cargo comes from the world's most northerly export facility for LNG (Liquefied Natural Gas) at Melkøya outside Hammerfest in Finnmark.
Gassen kommer fra verdens nordligste eksportanlegg for LNG (Liquefied Natural Gas) på Melkøya utenfor Hammerfest i Finnmark.
"This is an historic occasion," says Rune Bjørnson, StatoilHydro's executive vice president for the Natural Gas business area.
– Dette er en historisk dag, sier Rune Bjørnson, StatoilHydros konserndirektør for naturgass.
"For over 20 years StatoilHydro has supplied the American market with crude oil from the North Sea and the Norwegian Sea.
– I over 20 år har StatoilHydro forsynt det amerikanske markedet med olje fra Nordsjøen og Norskehavet.
Now were are also supplying gas from the Norwegian continental shelf.
Nå leverer vi også gass fra norsk sokkel.
For the American market, this means improved security of supply.
For det amerikanske markedet betyr dette en økt forsyningssikkerhet.
For our part, we will continue to develop to become an even more flexible supplier of energy for our customers," says Bjørnson.
Vi på vår side skal fortsette med å utvikle oss til å bli en enda mer fleksibel energileverandør overfor våre kunder, sier Bjørnson.
StatoilHydro has a significant gas position and is Europe's second largest supplier of gas.
StatoilHydro har en betydelig gassposisjon og er i dag Europas nest største leverandør av gass.
The company has been a stable and reliable supplier of piped gas for many years.
Selskapet har gjennom mange år vært en stabil og pålitelig leverandør av gass transportert i rør.
Through the development of the Snøhvit-field in the Barents Sea, StatoilHydro's marketing of gas is becoming ever more global.
Gjennom utbyggingen av Snøhvit-feltet i Barentshavet blir StatoilHydros markedsføring av gass stadig mer global.
"In order to meet future energy demand I believe that we will see shipments of gas between continents in the same way as we have seen with oil.
– For å dekke framtidig energietterspørsel tror jeg at vi på samme måte som vi har flyttet olje mellom kontinentene også kommer til å se en tilsvarende utvikling innen gass.
Through the LNG production from the Snøhvit field, gas can be distributed over the whole world.
Gjennom LNG-produksjonen på Snøhvit-feltet kan gassen rutes til kunder over hele verden.
Gas is becoming a global commodity," says Bjørnson.
Gass er i ferd med å bli en global handelsvare, sier Bjørnson.
The licencees for the Snøhvit-field: StatoilHydro (operator) (33.53 percent), Petoro (30.00), Total E&P Norway (18.40), Gaz de France (12), Hess (3,26) and RWE Dea Norway (2.81).
Rettighetshavere for Snøhvit-feltet: StatoilHydro (operatør) (33,53 prosent), Petoro (30), Total E&P Norge (18,40), Gaz de France (12), Hess (3,26) og RWE Dea Norge (2,81).
Snøhvit is the first development in the Barents Sea.
Snøhvit er den første utbyggingen i Barentshavet.
With no surface installations, natural gas is brought to land and cooled for liquificiation at the export facility for LNG.
Uten installasjoner på havoverflaten bringes naturgassen til land og kjøles ned og gjøres flytende ved eksportanlegget for LNG.
StatoilHydro will market a total of 4 billion cubic metres of gas annually at the field's full capacity.
StatoilHydro skal markedsføre totalt 4 milliarder kubikkmeter gass årlig ved full produksjon på feltet.
StatoilHydro has a long-term long term throughput arrangement with the Cove Point-terminal which is an import for gas to the US east coast.
StatoilHydro har en langsiktig leieavtale ved Cove Point-terminalen som er en mottaksterminal for gass på USAs østkyst.
Here, liquefied natural gas is delivered, stored and regassified to become pipeline gas.
Her blir flytende gass regassifisert, lagret og omdannet til salgsgass for videre transport til kundene i rørledningssystemer.
Since 2003, StatoilHydro has delivered LNG to Cove Point from suppliers in Trinidad, Algeria and Egypt.
StatoilHydro har siden 2003 levert gass inn til Cove Point med laster fra leverandører i Trinidad, Algerie og Egypt.
The company administers a third of the import capacity for LNG at the terminal today.
Selskapet disponerer en tredjedel av mottakskapasiteten for LNG ved terminalen i dag.
This amounts to around 2.4 billion cubic metres of gas annually.
Dette utgjør totalt rundt 2,4 milliarder kubikkmeter gass årlig.
The import terminal at Cove Point is now being expanded, and StatoilHydro has secured all of the new capacity.
Mottaksterminalen Cove Point bygges nå ut, og StatoilHydro har sikret seg all den nye kapasiteten.
StatoilHydro will thus achieve access to capacity amounting to some 10 billion cubic metres of gas annually from 2009.
StatoilHydro vil dermed få en kapasitetstilgang på rundt 10 milliarder kubikkmenter gass årlig fra 2009.
In brief:
Fakta:
Arctic Discoverer docked at Cove Point at around 14:30 p.m. local time yesterday .
Om lag klokka 14.30 amerikansk tid klappet båten "Arctic Discoverer" til kai på mottaksterminalen for gass på Cove Point .
After some hours of depressurisation, the emergency situation was called off.
Etter noen timer med trykkavlastning kunne beredskapssituasjonen avblåses.
The emergency preparedness organisation was mobilised and relevant authorities alerted.
Beredskapsorganisasjonen ble mobilisert og relevante myndigheter varslet.
For the year 2007, net income was NOK 44.6 billion compared to NOK 51.8 billion in 2006.
For året 2007 var resultatet 44,6 milliarder kroner, mot 51,8 milliarder kroner i 2006.
The decrease in net income from the fourth quarter of 2006 to the fourth quarter of 2007 was mainly due to an increase in operating and administrative expenses, primarily related to the previously announced restructuring costs and other costs arising from the merger, amounting to NOK 10.7 billion before tax.
Resultatnedgangen fra fjerde kvartal 2006 til fjerde kvartal 2007 skyldtes hovedsakelig økte drifts- og administrasjonskostnader, hovedsakelig knyttet til tidligere annonserte fusjonskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen på til sammen 10,7 milliarder kroner før skatt.
Following the closing of the merger, restructuring costs were booked in the fourth quarter.
Etter fullføring av fusjonen ble fusjonskostnadene bokført i fjerde kvartal.
In addition, the decrease in net income is explained by negative impact from derivatives, loss on financial items and a high tax rate.
Resultatnedgangen kan også forklares av negativ innvirkning av derivater, tap på finansposter og høy skatteprosent.
«The merger has strengthened our financial capacity, our competence and resources base and thereby our competitiveness.
- Fusjonen har styrket vår økonomiske kapasitet, kompetanse og ressursgrunnlag og dermed vår konkurransedyktighet.
The restructuring costs represent an investment to achieve significant synergy gains from the merger in the coming years,» says Helge Lund, StatoilHydro’s chief executive.
Fusjonskostnadene utgjør en investering for å hente ut betydelige synergieffekter fra fusjonen i kommende år, sier Helge Lund, konsernsjef i StatoilHydro.
Total oil and gas entitlement production in the fourth quarter of 2007 was 1.818 million barrels of oil equivalents (mmboe) per day.
Samlet bokført egenproduksjon av olje og gass i fjerde kvartal 2007 var 1,818 millioner fat oljeekvivalenter (mmfoe) per dag.
The annual production for 2007 was 629 mmboe compared to 623 mmboe in 2006.
Den samlede produksjonen for 2007 var 629 mmfoe, mot 623 mmfoe i 2006.
«2007 was a historical year for StatoilHydro with a high activity level.
- 2007 var et historisk år for StatoilHydro med høyt aktivitetsnivå.
We completed one of the biggest mergers in our industry and already have the new organisation up and running.
Vi fullførte en av de største fusjonene i bransjen og den nye organisasjonen er allerede i full virksomhet.
15 new projects came on stream, our exploration activity level was high both on the Norwegian Continental Shelf and internationally, and we have gained access to world class exploration acreage and resources underpinning our future growth», says Lund.
15 nye prosjekter ble satt i drift, leteaktiviteten vår var høy både på norsk sokkel og internasjonalt, og vi har fått tilgang til leteområder av verdensklasse, noe som gir et godt grunnlag for vår fremtidige vekst, sier Lund.
The chief executive points to the group’s acquisition of oil sands assets in Canada and the agreement to join as a partner in the Shtokman Development Company as two important building blocks for international growth.
Konsernsjefen peker på konsernets oppkjøp i kanadisk oljesand og avtalen om å gå inn som partner i Shtokman Development Company som to viktige byggeklosser for internasjonal vekst.
The fourth quarter of 2007 is the first quarter for which financial statements of the merged StatoilHydro organisation are being presented.
Fjerde kvartal 2007 er første kvartal hvor det presenteres regnskap for den fusjonerte StatoilHydro-organisasjonen.
Historical data have been restated as if the merged company had existed for all periods.
Historiske data er omgjort som om det fusjonerte selskapet hadde eksistert i hele perioden.
StatoilHydro’s Board of Directors proposes to the annual general meeting an ordinary dividend of NOK 4.20 per share for 2007, as well as NOK 4.30 per share in special dividend.
StatoilHydros styre foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 4,20 kroner per aksje for 2007, samt 4,30 kroner per aksje i ekstraordinært utbytte.
In 2006 the ordinary dividend paid by Statoil ASA was NOK 4.00 per share, while the special dividend amounted to NOK 5.12 per share.
I 2006 var ordinært utbytte utbetalt av Statoil ASA 4,00 kroner per aksje, mens ekstraordinært utbytte var på 5,12 kroner per aksje.
Net operating income in the fourth quarter of 2007 was NOK 30.8 billion compared to NOK 35.2 billion in the fourth quarter of 2006.
Driftsresultatet i fjerde kvartal 2007 var 30,8 milliarder kroner, sammenlignet med 35,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
The decrease was mainly due to restructuring and other costs arising from the merger amounting to NOK 10.7 billion and losses on derivatives of NOK 3.6 billion.
Nedgangen var hovedsakelig knyttet til fusjonskostnader og andre kostnader som følge av fusjonen på 10,7 milliarder kroner og tap på derivater på 3,6 milliarder kroner.
The decrease in net operating income was partly offset by lower impairment of property plant and equipment charges and a 37% increase in lifted volumes of oil and gas in International E&P, which contributed NOK 2.0 billion and NOK 2.7 billion, respectively.
Nedgangen i driftsresultatet ble delvis motvirket av lavere nedskrivning av anleggsmidler og 37 % økning av løftede volumer med olje og gass i internasjonal U&P, noe som bidro med 2,0 milliarder kroner, respektive 2,7 milliarder kroner.
In 2007, net operating income was NOK 137.2 billion compared to NOK 166.2 billion in 2006.
I 2007 var driftsresultatet 137,2 milliarder kroner, sammenlignet med 166,2 milliarder kroner i 2006.
The decrease was mainly due to an increase in operating, selling and administrative expenses stemming in part from restructuring and other costs arising from the merger described above, losses on derivatives of NOK 10 billion, new fields coming on stream and increased activity levels.
Nedgangen var hovedsakelig knyttet til en økning i drifts-, salgs- og administrasjonsutgifter delvis som følge av kostnader knyttet til omstilling og andre kostnader forbundet med ovennevnte fusjon, tap på derivater på 10 milliarder kroner, oppstart av nye felt, og økte aktivitetsnivåer.
Total oil and gas entitlement production in the fourth quarter of 2007 was 1.818 mmboe per day, compared to 1.748 mmboe per day in the fourth quarter of 2006.
Total egenproduksjon olje- og gass i fjerde kvartal 2007 var 1,818 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,748 mmfoe per dag i fjerde kvartal 2006.
Annual equity production was 1.839 mmboe in 2007.
Årlig egenproduksjon i 2007 var 1,839 mmfoe.
Total oil and gas liftings in the fourth quarter of 2007 were 1.786 mmboe per day, compared to 1.705 mmboe per day in the same period of 2006.
Samlet olje- og gassløfting i fjerde kvartal 2007 var 1,786 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,705 mmfoe per dag i tilsvarende periode i 2006.
This is equivalent to an underlift of 32 mboe per day in the fourth quarter of 2007.
Dette tilsvarer et overløft på 32 mfoe per dag i fjerde kvartal 2007.
In 2007, total oil and gas liftings were 1.735 mmboe per day compared to 1.698 mmboe per day 2006.
I 2007 var samlet olje- og gassløfting 1,735 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,698 mmfoe per dag i 2006.
Exploration expenditure in the fourth quarter of 2007 was NOK 5.2 billion, compared to NOK 5.0 billion in the fourth quarter of 2006.
Leteutgiftene i fjerde kvartal 2007 var 5,2 milliarder kroner, sammenlignet med 5,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
In 2007 the exploration expenditure was NOK 14.2 billion, compared to NOK 13.4 billion in 2006.
I 2007 var leteutgiftene 14,2 milliarder kroner, sammenlignet med 13,4 milliarder kroner i 2006.
The increase in exploration expenditure was mainly due to higher drilling activity and increased expenditures on seismics internationally.
Økningen i leteutgiftene var hovedsakelig knyttet til høyere boreaktivitet og et omfattende seismikkprogram internasjonalt.
Exploration expenditure reflects the period’s exploration ,activities.
Leteutgiftene gjenpeiler letevirksomheten i perioden.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period’s change in capitalised exploration expenditure.
Letekostnadene i perioden omfatter leteutgifter justert for periodens endring i balanseførte leteutgifter.
Exploration expenses in the fourth quarter of 2007 amounted to NOK 4.5 billion compared to NOK 4.0 billion in the fourth quarter of 2006.
I fjerde kvartal 2007 var letekostnadene 4,5 milliarder kroner, sammenlignet med 4,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
Annual exploration expenses amounted to NOK 11.3 billion and NOK 10.7 billion in 2007 and 2006, respectively.
Årlige letekostnader var 11,3 milliarder kroner og 10,7 milliarder kroner i henholdsvis 2007 og 2006.
A total of 18 exploration and appraisal wells were completed in the fourth quarter of 2007, four on the NCS and 14 internationally.
Totalt ble 18 lete- og avgrensningbrønner fullført i fjerde kvartal 2007, fire på norsk sokkel og 14 internasjonalt.
Five wells were confirmed discoveries.
Fem brønner er bekreftede funn.
The number of exploration wells completed in the fourth quarter of 2006 was 17.
Antall letebrønner som ble fullført i fjerde kvartal 2006 var 17.
In addition, one exploration extension well was completed.
I tillegg ble en leteforlengelse boret.
Drilling in 16 appraisal and exploration wells and two exploration extension wells was ongoing at the end of 2007.
Boring av 16 avgrensnings- og letebrønner og to leteforlengelser pågikk ved utgangen av 2007.
In 2007, a total of 71 exploration and appraisal wells were completed, 24 on the NCS and 47 internationally.
I 2007 ble til sammen 71 lete- og avgrensningbrønner fullført, 24 på norsk sokkel og 47 internasjonalt.
Two exploration extension wells were completed in the same period.
To leteforlengelser ble fullført i samme periode.
Thirty-four of the exploration and appraisal wells were confirmed discoveries, 16 on the NCS and 18 internationally.
Trettifire av lete- og avgrensningsbrønnene var bekreftede funn, 16 på norsk sokkel og 18 internasjonalt.
Both exploration extension wells were discoveries.
Begge leteforlengelser var funn.