natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The result proves that the effort pays off: In fact, Troll B has soon produced three times more than the expected volume stated in the plan for development and operation (PDO).
Resultatet er bevis på at innsatsen har lønnet seg: Troll B har faktisk snart produsert tre ganger mer enn det som var oppgitt som forventet volum i Plan for utbygging og drift (PUD).
Revenues for the common good
Til inntekt for fellesskapet
When Troll B came on stream in 1995, nine oil wells and one gas injector had been pre-drilled.
Da Troll B startet produksjonen i 1995 var ni oljebrønner og en gassinjektor forboret.
For more than 21 years the platform has delivered high oil volumes with excellent regularity.
I mer enn 21 år har plattformen levert solide mengder olje med meget høy regularitet.
The average daily oil production has been 20,600 cubic metres.
I snitt er det produsert 20600 kubikkmeter per dag.
In 2016 the average will be 12,000 cubic metres per day, an impressive rate for a 21-year-old "oil lady".
I 2016 vil gjennomsnittet være på 12000 kubikkmeter per dag, en imponerende rate for en «oljedame» på 21 år.
Making good money: Based on the average oil price for the years in production, one billion barrels of oil from Troll B has given a revenue of NOK 268 billion.
Slikt blir det også penger av: En milliard fat olje fra Troll B har, basert på gjennomsnittlig oljepris for årene i produksjon, gitt en inntekt på 268 milliarder norske kroner.
Around 200 of these billions have been channelled back to the Norwegian state through direct ownership and taxes – almost 75%.
Rundt 200 av disse milliardene har gått tilbake til den norske staten gjennom direkte eierskap og skatt – nesten 75 prosent.
"The combined oil and gas produced from the Troll field so far represent values worth NOK 1300 billion.
– Oljen og gassen som samlet er produsert fra Troll-feltet så langt representerer verdier for 1300 milliarder kroner.
After 20 years of production Troll will probably be the highest oil producing field on the NCS for the fourth year in a row.
Etter 20 års produksjon ligger Troll an til å bli norsk sokkels høyest oljeproduserende felt for fjerde år på rad.
Troll B is delivering high regularity and good HSE results, and this is the result of dedicated employees doing a fantastic job every day, both offshore and onshore," says Lars Høier, vice president of Troll operations.
Troll B leverer høy regularitet og gode HMS-resultater, og dette er resultat av dedikerte medarbeidere som gjør en fantastisk innsats hver dag, både i havet og på land, sier Lars Høier, produksjonsdirektør på Troll.
Still more wells
Stadig flere brønner
During the past years Troll B has had a "flat" production profile thanks to an efficient and active drilling programme as well as technology development and implementation.
Troll B har de senere årene hatt en «flat» produksjonsprofil takket være effektivt og aktivt boreprogram samt teknologiutvikling og -implementering.
We still forecast another 8-10 years of oil production on the platform.
Fortsatt er det utsikter til oljeproduksjon på plattformen de neste 8-10 år.
In 2015 a new record was set when a distance of 145,000 metres were drilled in the reservoir.
Gjennom 2015 ble det satt ny rekord i tilbakelagt distanse i reservoaret, med nye 145000 borede reservoarmeter.
The budget aims for start-up of 15 new wells in 2016.
Det er budsjettert med oppstart av 15 nye brønner i 2016.
The Troll field is divided into three main areas: 1) Troll East contains two thirds of the gas reserves on Troll, in addition to hosting the Troll A and Troll-Oseberg gas injection project (TOGI).
Troll-feltet er delt i tre hovedområder: Troll Øst som inneholder to tredjedeler av gassreservene på Troll og hvor Troll A og Troll-Oseberg gassinjeksjonsprosjekt (TOGI) er plassert.
2) Troll Oil Gas Province contains one third of the Troll gas reserves as well as a 13-metre thin oil layer.
Deretter Troll Olje Gassprovins som inneholder en tredjedel av gassreservene på Troll samt et tynt oljelag på 13 meter.
3) Troll Oil Province mainly contains oil.
I tillegg kommer Troll Oljeprovins som hovedsakelig inneholder olje.
The Troll Oil development was originally based on production from the oil province with potential to cover future production from the gas province.
Utbyggingen av Troll Olje var opprinnelig basert på produksjon fra oljeprovinsen med mulighet for å dekke en fremtidig produksjon fra gassprovinsen.
Troll B is currently producing oil from the whole oil province and parts of Troll Oil Gas Province.
Troll B produserer i dag olje fra hele oljeprovinsen og deler av Troll Olje Gassprovins.
Troll B is located east of the oil province, around 100 kilometres west of Bergen and around 50 kilometres from the Oseberg field centre.
Troll B er lokalisert øst for oljeprovinsen, cirka 100 kilometer vest for Bergen og cirka 50 kilometer fra Oseberg Feltsenter.
The distance between Troll A and Troll B is approximately 20 kilometres.
Avstanden mellom Troll A og Troll B er omtrent 20 kilometer.
Facts about Troll
Fakta om Troll
(Photo: Grégory Maillot/Point Of Views)
(Foto: Grégory Maillot/Point Of Views)
Statoil and Argentina’s leading energy company YPF have entered into an agreement to jointly explore hydrocarbons in the Bajo del Toro block in the Neuquén Basin onshore Argentina.
Statoil og Argentinas ledende energiselskap, YPF, har inngått avtale om felles leting etter hydrokarboner i den landbaserte Bajo del Toro-blokken i Neuquén-bassenget i Argentina.
The preliminary agreement (term sheet) between the companies was signed yesterday in Geneva by Statoil’s executive vice president for Exploration, Tim Dodson, and YPF’s vice president for business development & development engineering, Sergio Giorgi.
Den foreløpige avtalen (intensjonsavtalen) mellom selskapene ble signert i går i Genève av Statoils konserndirektør for leting, Tim Dodson, og YPFs direktør for forretningsutvikling, Sergio Giorgi.
Statoil will enter the Bajo del Toro exploration permit in the Neuquén Basin as a partner with a 50 % participating interest, with the operator YPF retaining a 50 % interest.
Statoil går inn i letelisensen Bajo del Toro i Neuquén-bassenget som partner med 50 % deltakerandel, mens operatøren YPF beholder 50 % andel.
As a consideration, Statoil shall recognize to YPF past cost incurred in the block and fund 100% of the cost of certain future activities in the block (promote).
Som vederlag skal Statoil godtgjøre YPF for tidligere kostnad som er påløpt i blokken og finansiere 100% av kostnaden for visse fremtidige aktiviteter.
The Bajo del Toro exploration block represents a country-entry for Statoil into Argentina.
Avtalen om Bajo del Toro-lisensen representerer en ny landinntreden for Statoil.
“This is a light oil exploration project in a world-class unconventional resource play, the Vaca Muerta formation.
– Dette er et leteprosjekt med potensial for lettolje i en skiferformasjon av verdensklasse, Vaca Muerta.
The opportunity has an excellent fit with Statoil’s sharpened strategy, and is in line with our exploration strategy of delivering profitable, high-quality resources,” says Tim Dodson.
Muligheten passer veldig godt inn i Statoils spissede strategi og er i tråd med letestrategien vår om å levere lønnsomme ressurser av høy kvalitet, sier Tim Dodson.
“We are very pleased to expand our cooperation with YPF, the leading player in the Neuquén Basin, and look forward to work closely with them to unlock the potential in the Bajo del Toro block,” says Dodson.
– Vi er glade for å utvide samarbeidet med YPF, den ledende aktøren i Neuquén-bassenget, og ser fram til å samarbeide tett med selskapet for å avdekke potensialet i Bajo del Toro-blokken, sier Dodson.
“Bringing in a new international player like Statoil into the country shows confidence in Vaca Muerta as a promising shale play and in YPF as a leading operator.
– At en ny internasjonal aktør som Statoil etablerer seg i landet er uttrykk for tro på Vaca Muerta som en lovende skiferformasjon og tillit til YPF som ledende operatør.
We are pleased to expand the cooperation between both companies”, says YPF Chairman, Miguel Angel Gutierrez.
Vi er glade for å utvide samarbeidet mellom selskapene, sier YPFs styreleder Miguel Angel Gutierrez.
Map of the Bajo del Toro block PNG 177 KB
Kart over Bajo del Toro-lisensen PNG 177 KB
Argentina map PNG 149 KB
Argentina-kart PNG 149 KB
Photo of Tim Dodson and Sergio Giorgi (Photo by Grégory Maillot/Point Of Views) JPG 4 MB
Foto av Tim Dodson og Sergio Giorgi (Foto: Grégory Maillot/Point Of Views) JPG 4 MB
The Bajo del Toro exploration permit covers an area of 157 km2 (38,800 acres), located in the Neuquén Basin in the west-central part of Argentina.
Bajo del Toro-lisensen strekker seg over et område på 157 km2 i Neuquén-bassenget i den vestlige/sentrale delen av Argentina.
The Vaca Muerta formation is the main target in the basin.
Vaca Muerta-formasjonen er hovedmålet i bassenget.
In the next few months, the parties will conclude the final agreements.
I kommende måneder skal partene inngå de endelige avtalene.
Prior to closing of the deal, the agreements have to be approved by the Neuquén provincial authorities.
Før dette må avtalene godkjennes av myndighetene i provinsen Neuquén.
In 2016, Statoil signed a technical study agreement with YPF to map exploration opportunities in a large area of the continental slope offshore Argentina.
I 2016 inngikk Statoil en avtale med YPF om faglige undersøkelser for å kartlegge letemuligheter i et stort område på kontinentalsokkelskråningen utenfor kysten av Argentina.
The Vaca Muerta geological formation onshore Argentina
Den landbaserte geologiske formasjonen Vaca Muerta
Argentina’s unconventional oil and gas resources are among the world’s largest
Argentinas ukonvensjonelle olje- og gassressurser er blant verdens største og rikeste.
Argentina's Neuquén province is the country's most prolific hydrocarbon basin.
Neuquén-provinsen er landets mest produktive hydrokarbonbasseng.
The Nequen province is located in the west of the country, at the northern end of Patagonia.
Provinsen ligger vest i landet, i den nordlige delen av Patagonia.
Vaca Muerta has attracted a number of international oil companies, which are exploring and producing in the country.
Vaca Muerta har de siste 5-10 årene tiltrukket seg en rekke internasjonale oljeselskaper, som nå utforsker og produserer olje og gass direkte fra kildebergarten.
About YPF
Om YPF
YPF is the main energy company in Argentina, with a share in the production of oil and gas of 43% in the local market and 56% in naphtha.
YPF er det viktigste energiselskapet i Argentina, med en andel i olje- og gassproduksjonen på 43 % i det lokale markedet og 56 % i nafta.
YPF is leader in the production of unconventional resources.
YPF er ledende innen produksjon av ukonvensjonelle ressurser.
It is an integrated energy company that generates a varied offer: natural gas, electricity, fuels, petrochemical inputs, lubricants and agro products, among others.
Det er et integrert energiselskap med variert produksjon: blant annet gass, elektrisitet, drivstoffer, petrokjemiske råstoffer, smøremidler og agro-produkter.
It has more than 1500 gas stations that allow the supply the country. www.ypf.com
UPF har mer enn 1500 bensinstasjoner som forsyner landet. www.ypf.com
Statoil is an international energy company present in more than 30 countries.
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i over 30 land.
Its mission is to bring energy to a growing population to create value for its shareholders and the communities where the company operates.
Vårt hovedformål er å levere energi til en befolkning i stadig vekst, og skape verdi for aksjonærene og for lokalsamfunnene der vi driver virksomhet.
Statoil's philosophy focuses on the idea that industrial development, led by capable and talented people, can create value for society.
Statoils filosofi bygger på at industriell utvikling, ledet av dyktige medarbeidere, kan skape verdi for samfunnet.
The project delivered is more than NOK 1 billion below the estimate of the plan for development and operation (PDO), reducing costs from NOK 4.8 billion to around NOK 3.7 billion.
Prosjektet er levert mer enn én milliard kroner under PUD-estimat, kostnadene er redusert fra 4,8 til ca 3,7 milliarder kroner.
"I am pleased to see that the project starts up four months ahead of plan, demonstrating good and efficient project management," says Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil.
– Det er gledelig at prosjektet starter opp fire måneder før plan.
Torger Rød
Torger Rød
"Over time we have focused on reducing costs and raising the profitability of our projects to ensure long-term activity and value creation on the Norwegian continental shelf (NCS).
– Vi har over tid jobbet målrettet med å få ned kostnadene og øke lønnsomheten i våre prosjekter for å ivareta langsiktig aktivitet og verdiskapning på norsk sokkel.
Based on a smart concept using standard solutions and existing infrastructure, Gullfaks Rimfaksdalen strongly proves that we are on the right track to succeed on this work," continues Rød.
Gjennom et smart konsept som bruker standardløsninger og utnytter eksisterende infrastruktur, er Gullfaks Rimfaksdalen et godt eksempel på at vi er på rett vei for å lykkes i dette arbeidet, fortsetter Rød.
The licensees are Statoil (operator) (51%), Petoro (30%) and OMV (19%).
Partnere er Statoil (operatør) (51 prosent), Petoro (30) og OMV (19).
"The volumes from Gullfaks Rimfaksdalen help us reach our ambition of maintaining production and a high activity level on the NCS beyond 2030.
– Volumene fra Gullfaks Rimfaksdalen bidrar til vår ambisjon om å opprettholde produksjonen og et fortsatt høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel utover 2030.
We have a well-developed infrastructure and we will keep realising opportunities in the North Sea," says Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development and Production Norway.
Vi har en velutviklet infrastruktur og vil fortsette å realisere muligheter i Nordsjøen, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for utvikling og produksjon for norsk sokkel.
Arne Sigve Nylund
Arne Sigve Nylund
"This development leads to more production, improved value creation and higher activity level on Gullfaks, and also throughout the value chain related to the field," continues Nylund.
– Utbyggingen betyr mer produksjon, økt verdiskapning og høyere aktivitetsnivå på Gullfaks og i hele verdikjeden som er knyttet til feltet , fortsetter Nylund.
The Gullfaks Rimfaksdalen development consists of a standard subsea template with two simple gas production wells, and possibilities for tie-in of two more wells.
Gullfaks Rimfaksdalen er bygget ut med en standard havbunnsramme med to enkle gassproduksjonsbrønner, med mulighet for tilknytning av ytterligere to brønner.
The well stream is connected to the existing pipeline leading to the Gullfaks A platform.
Brønnstrømmen er koblet opp mot eksisterende rør til Gullfaks A-plattformen.
Gullfaks Rimfaksdalen is one of Statoil’s fast-track projects, aiming to realise resources quickly and inexpensively, for example by using existing infrastructure while it is still available.
Gullfaks Rimfaksdalen er ett av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter, hvor målet er å realisere ressurser raskt og billig, blant annet gjennom å benytte eksisterende infrastruktur mens den ennå er tilgjengelig.
Location: In the North Sea, around 5-15 kilometres southwest of the Gullfaks A platform
Lokasjon: I Nordsjøen om lag 5-15 kilometer sørvest for Gullfaks A-plattformen
Depths: water depth of around 135 metres, 3200 metres below the seabed
Dybde: om lag 135 meters vanndyp, 3200 meter under havbunnen
The Gullfaks field is operated from Statoil’s office at Sandsli in Bergen
Gullfaks-feltet driftes fra Statoils kontor på Sandsli i Bergen
Illustration of Gullfaks Rimfaksdalen JPG 8 MB
Illustrasjon av Gullfaks Rimfaksdalen JPG 8 MB
Facts about the Gullfaks area
Fakta om Gullfaks-området
Focus on ONS: How we see the future of our industry
Focus on ONS: How we see the future of our industry
Statoil has agreed a further sale of non-core assets in its US onshore portfolio, the third in the southern Marcellus in the last two years.
Statoil har inngått avtale om salg av eiendeler som ligger utenfor selskapets kjerneområde i USA, det tredje i sørlig del av Marcellus de siste to årene.
In the latest transaction, Statoil will divest some of its non-operated interests in the US state of West Virginia to Antero Resources Corporation (“Antero”) for approximately USD 96 million in cash.
I den siste transaksjonen selger Statoil noen av sine partner-opererte eierandeler i delstaten West Virginia til Antero Resources Corporation (“Antero”) mot et kontantvederlag på om lag 96 millioner USD.
This follows the announcement by Antero on 9 June 2016 of the acquisition of Southwestern Energy Company’s (”Southwestern”) interest in the same assets.
Dette kommer etter at Antero 9. juni 2016 kunngjorde kjøp av Southwestern Energy Companys (”Southwestern”) andel i samme område.
Statoil and Antero have agreed on a price equivalent to that agreed between Southwestern and Antero.
Statoil og Antero er blitt enige om en pris tilsvarende den som ble avtalt mellom Southwestern og Antero.
The acreage is primarily located in Wetzel, Tyler and Doddridge Counties and is operated by Southwestern.
Området, der Southwestern er operatør, ligger hovedsakelig i Wetzel, Tyler og Doddridge Counties.
Statoil’s net acreage included in this transaction is approximately 11,500 acres and its average working interest is 19%.
Statoils nettoareal som inngår i denne transaksjonen er omkring 11 500 acres, og selskapets gjennomsnittlige eierandel er 19%.
As with the two previous transactions, the divestment increases Statoil’s financial flexibility and allows capital to be focused on core activities in order to maximise value creation.
Som de to tidligere transaksjonene øker salget Statoils finansielle fleksibilitet og gjør at kapital kan konsentreres til kjernevirksomhet for å maksimere verdiskapningen.
The two previous transactions were:
De to tidligere transaksjonene var:
In December 2014, Statoil agreed to reduce its working interest in its non-operated southern Marcellus asset from 29% to 23% in a USD 394 million transaction with Southwestern Energy.
I desember 2014 inngikk Statoil avtale om å redusere sin eierandel i den partneropererte sørlige delen av Marcellus-området fra 29 % til 23 % i en transaksjon til en verdi av 394 millioner USD med Southwestern Energy.
In May 2016, Statoil divested its operated properties in the US state of West Virginia to EQT Corporation for USD 407 million in cash.
I mai 2016 solgte Statoil sine egen-opererte eiendeler i delstaten West Virginia til EQT Corporation mot et kontantvederlag på 407 millioner USD.
“The US business is one of the focus areas in Statoil’s international strategy.
– Den amerikanske virksomheten er et av satsingsområdene i Statoils internasjonale strategi.
We will continue actively to manage the portfolio, optimise field developments, and step up efficiency improvements and cost reduction measures,” says Torgrim Reitan, executive vice president of Development and Production USA.
Vi vil fortsette å aktivt styre porteføljen, optimalisere feltutbygginger, og trappe opp effektiviseringstiltak og kostnadsreduserende tiltak, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for Development and Production USA.
In the Marcellus Statoil retains its operated properties in the US state of Ohio and its c. 350,000 net acre non-operated position.
I Marcellus beholder Statoil sine egen-opererte eiendeler i delstaten Ohio og sin partner-opererte posisjon på omkring 350 000 acres.
The transaction is expected to close by the third quarter of 2016, subject to certain conditions being met.
Transaksjonen forventes å bli fullført innen tredje kvartal 2016, forutsatt at visse vilkår blir oppfylt.
Torgrim Reitan, executive vice president of Development and Production USA.
Torgrim Reitan, konserndirektør for Development and Production USA.
Our operations in USA
Our operations in USA
Map of our activities in the Marcellus area JPG 2 MB
Map of our activities in the Marcellus area JPG 2 MB
Founded in Copenhagen last week, the new body represents 14 of the major gas companies with operations in countries around the Baltic.
Baltic Gas ble stiftet i København sist uke, og er en interesseforening for 14 av de store gasselskapene som har aktiviteter i landene rundt Østersjøen.
It will work to promote consumption of this fuel and to strengthen the integration of the regional transport network.
Foreningen skal arbeide for å fremme gassbruken og styrke integreringen av transportnettet i regionen.
"Statoil wants to be involved in influencing these developments."
Statoil vil gjerne være med på å påvirke denne utviklingen," sier Liland.
The association is already considering a study of possible interaction between gas and electricity in the Baltic region.
Foreningen vurderer allerede å gjennomføre en studie av mulig samspill mellom gass- og elektrisitet i Baltikum.
That would be pursued in cooperation with the Baltrel organisation, which links electricity companies in the area.
Dette skal eventuelt skje i samarbeid med Baltrel, som er en sammenslutning av elektrisitetsselskapene i området.
Oil and gas will be piped from there through existing pipelines to Mongstad and Kollsnes respectively.
Videre går olje og gass i eksisterende rørledninger videre til henholdsvis Mongstad og Kollsnes.
Capital expenditures have been reduced from initially approximately NOK 3.5 billion to the current estimate of approximately NOK 1 billion.
I forarbeidet med prosjektet er investeringsanslagene redusert fra om lag 3,5 milliarder kroner til dagens estimat på nær 1 milliard kroner.
The duo-lateral well to be drilled is some seven kilometres long, the first kilometres being shared by the two laterals.
Grenbrønnen som skal bores er om lag sju kilometer lang, der de første kilometerne er felles for de to grenene av brønnen.
“Combined with the use of an available well slot in an existing subsea template this reduces the costs of the project substantially.
– I tillegg til at vi bruker ledig brønnslisse i en eksisterende bunnramme, reduserer dette kostnadene i prosjektet betraktelig.
The project is profitable also in the current oil price environment,” Rød says.
Prosjektet er lønnsomt også med dagens oljepris, sier Rød.
The field is scheduled to come on stream in the third quarter of 2017.
Planlagt produksjonsstart er i 3. kvartal 2017.
The project will thus yield a return in the same year as investments are made.
Dermed vil prosjektet gi inntekter samme år som de største investeringene gjøres.
“Byrding will add new profitable volumes from the Troll / Fram area, boosting the activity and production on the Troll C platform,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president for Operations West.
– Byrding bidrar med nye lønnsomme volumer fra Troll / Fram-området og vil bety økt aktivitet og produksjon på Troll C plattformen, sier Gunnar Nakken, områdedirektør for drift vest i Statoil.
According to plans Byrding will remain on stream for 8-10 years.
Byrding vil etter planen produsere i 8-10 år.
Partners: Statoil Petroleum AS (operator) 45%, Wintershall Norge AS 25%, Idemitsu Petroleum Norge AS 15% and Engie E&P Norge 15%
Partnere: Statoil Petroleum AS (operatør) (45 prosent), Wintershall Norge AS (25), Idemitsu Petroleum Norge AS (15) og Engie E&P Norge (15)
Discovery year: 2005
Funnår: 2005
Location: north of the Fram field in the North Sea
Lokasjon: nord for Fram-feltet i Nordsjøen
Water depth: 360 metres
Vanndyp: 360 meter
In the peak period in 2017/2018 Byrding is expected to produce almost 8,000 barrels of oil equivalent per day
Byrding vil produsere på topp i 2017/2018 og forventet daglig produksjon vil da være nær 8.000 fat oljeekvivalenter per dag
Relevant pages
Relevante sider
The Troll field in the North Sea
Fakta om Troll-feltet i Nordsjøen
The Fram field in the North Sea
Fakta om Fram-feltet i Nordsjøen
Reserves projected at 110 million barrels of oil equivalent the investments are estimated at NOK 8.2 billion (2015).
Utbyggingen gir 110 millioner fat oljeekvivalenter og investeringene er anslått til 8,2 millarder kroner (2015).