natgillin/translations-raw huggingface dataset:
When the authorities circulate the 23rd round nominated blocks for public consultation, other oil companies will get a new opportunity to engage in the project.
Når myndighetene sender ut forslag for blokker til 23. konsesjonsrunde på offentlig høring, vil andre oljeselskaper få en ny anledning til å slutte seg til prosjektet.
It is expected that several companies will make use of this offer.
Det er ventet at flere selskaper vil benytte seg av dette tilbudet.
The project will immediately initiate a tender process for the seismic acquisition.
Prosjektet setter umiddelbart i gang en anbudsprosess for innhenting av seismikk.
The plan is for the seismic surveys to start in April 2014 and conclude in the autumn of the same year.
Det tas sikte på at de seismiske undersøkelsene vil starte i april 2014 og avsluttes samme høst.
The companies who will be taking part from the beginning are BP, Chevron, ConocoPhillips, Det norske oljeselskap, Eni, GDF Suez, Idemitsu, Lukoil, Lundin, Norske Shell, PGNiG, Repsol, Spike, Statoil, Suncor, VNG and Wintershall.
Selskapene som er med fra starten er: BP, Chevron, ConocoPhillips, Det norske oljeselskap, Eni, GDF Suez, Idemitsu, Lukoil, Lundin, Norske Shell, PGNiG, Repsol, Spike, Statoil, Suncor, VNG og Wintershall.
Seismic vessel Ramford Vanguard.
Innhenting av seismikk med seismikkfartøyet Ramford Vanguard.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,078,083 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.078.083 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 141.72 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 141,72 kroner.
Average share price
Gjennomsnittlig aksjepris
NOK 134.09
NOK 134,09
1,092
1 092
Di Valero, Ingrid Elisabeth
Di Valero, Ingrid Elisabeth
1,778
1 778
NOK 135.84
NOK 135,84
19,843
19 843
Hilland, Jannicke
Hilland, Jannicke
NOK 138.80
NOK 138,80
1,709
1 709
1,519
1 519
5,286
5 286
605
605
New shareholding*
Ny beholdning*
986.973887
986,973887
Following this, the share saving plan has 9,734,733 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.734.733 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares.
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer.
P.2170 lies in the Buchan Graben in the Outer Moray Firth region, an area containing the Buchan, Buzzard and Ettrick oil discoveries.
P.2170 ligger i Buchangraben i ytre Moray Firth-regionen, et område som omfatter oljefunnene Buchan, Buzzard og Ettrick.
“This transaction underpins Statoil’s exploration strategy of exploiting prolific basins and deepening in core areas.
– Denne transaksjonen er i tråd med Statoils letestrategi som innebærer å lete i produktive bassenger og satse på kjerneområder.
It further strengthens our position on the UKCS and brings a potential impact opportunity in to our portfolio,” says Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK.
Den styrker vår posisjon på britisk sokkel ytterligere, og gir oss muligheten til å legge nok et stort og lovende leteareal i vår portefølje, sier Jez Averty, Statoils direktør for leting i Norge og Storbritannia.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK.
Jez Averty, Statoil’s senior vice president for Exploration, Norway and the UK.
Following the transaction, the equity ownership in the P.2170 licence is: Statoil (operator) 70%, Jersey Oil and Gas PLC 18% and CIECO Exploration and Production (UK) Limited 12%.
Etter transaksjonen er eierfordelingen i lisens P.2170 som følger: Statoil (operatør): 70 prosent, Jersey Oil and Gas PLC: 18 prosent og IECO Exploration and Production (UK) Limited: 12 prosent.
This agreement is subject to approval by the Oil and Gas Authority (OGA).
Denne avtalen er betinget av godkjenning fra myndighetene.
“The opportunity looks promising and we are looking forward to further evaluating the data to assess the feasibility of testing the prospect.
– Området ser lovende ut, og vi ser fram til å analysere dataene nærmere for å se om vi kan teste prospektet.
It adds additional acreage and volume potential to our UK portfolio and we could potentially drill this prospect next year,” says Jenny Morris, Statoil’s Head of UK Exploration.
Det gir mulighet for å tilføre vår britiske portefølje areal og volum, og vi kan muligens bore dette prospektet neste år, sier Jenny Morris, Statoils leder for leting i Storbritannia.
Statoil UK is the operator for the Mariner field, currently under development, and has the ambition to be an active explorer on the UKCS with the belief that considerable hydrocarbon resource remains undiscovered.
Statoil UK er operatør for Mariner-feltet, som er under utbygging, og har som mål å være et aktivt leteselskap på britisk sokkel, med tro på at det fortsatt finnes betydelige hydrokarbonressurser i området som ikke er funnet.
Jenny Morris, Statoil’s Head of UK Exploration.
Jenny Morris, Statoils leder for leting i Storbritannia
Map of the P.2170 licence JPG 551 KB
Kart over P.2170-lisensen JPG 551 KB
(Photo: Shahin Abasaliyev)
(Foto: Shahin Abasaliyev)
Statoil also enters an agreement to divest a 10% share of its 25.5% holdings in Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline.
Statoil inngikk også avtale om salg av 10 % av selskapets 25,5 % andel i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The BP-operated Shah Deniz consortium today announces the final investment decision for the stage 2 development of the Shah Deniz gas field in the Caspian Sea offshore Azerbaijan.
Det BP-opererte Shah Deniz-konsortiet kunngjør i dag endelig investeringsbeslutning for steg 2-utviklingen av gassfeltet Shah Deniz i Det kaspiske hav utenfor kysten av Aserbajdsjan.
This decision triggers plans to expand the South Caucasus Pipeline (SCPX) through Azerbaijan and Georgia, to construct the Trans Anatolian Gas Pipeline (TANAP) across Turkey and to construct the Trans Adriatic Pipeline (TAP) across Greece, Albania and into Italy.
Denne beslutningen utløser planer om å utvide South Caucasus-rørledningene (SCPX) gjennom Aserbajdsjan og Georgia, å bygge gassrørledningen the Trans-Anatolian Gas Pipeline (TANAP) på tvers av Tyrkia, og den transadriatiske rørledningen (TAP) på tvers av Hellas, Albania og inn i Italia.
Together these projects will create a new Southern Gas Corridor to Europe.
Sammen vil disse prosjektene skape en ny sørlig gasskorridor til Europa.
The total cost of the Shah Deniz stage 2 and SCP Expansion projects will be around USD 28 billion.
De samlede kostnadene for Shah Deniz steg 2 og SCP Expansion-prosjektet blir rundt 28 milliarder dollar.
"The Shah Deniz stage 2 project is a significant project which will make Azerbaijan's large gas resources available for the European market.
– Shah Deniz steg 2-prosjektet er et betydelig prosjekt som gjør Aserbajdsjans store gassressurser tilgjengelig for det europeiske markedet.
It brings benefits for customers and creates value for the partners," says Helge Lund, president and CEO of Statoil.
Det gir også fordeler for kundene og skaper verdi for partnerne, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Statoil has today also signed an agreement to divest a 10% share of its 25.5% holdings in the Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline.
Statoil har i dag også inngått en avtale om salg av 10 % av selskapets 25,5 % andel i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The buyers are SOCAR (6.7%) and BP (3.3%).
Kjøperne er SOCAR (6,7 %) og BP (3,3%).
Statoil will as part of this transaction receive a total cash consideration of USD 1.45 billion.
Statoil vil som en del av denne transaksjonen få et samlet kontantvederlag på 1,45 milliarder dollar.
The effective date of the transaction is 1 January 2014.
Ikrafttredelsesdatoen for transaksjonen er 1.1.2014.
"The divestment corresponds with our strategy of portfolio optimisation based on rigid prioritisation of future investment, and capturing value created from a significant gas position," Lund says.
– Salget samsvarer med vår strategi om porteføljeoptimalisering basert på streng prioritering av framtidige investeringer, og verdiskapning gjennom en betydelig gassposisjon, fortsetter Lund.
Statoil will not participate as an investor in TANAP.
Statoil skal ikke delta som investor i TANAP.
"We have considered our potential positions throughout the project's value chain, balancing economics and risks to identify the optimal participation," says Lund.
– Vi har vurdert våre mulige posisjoner gjennom hele prosjektets verdikjede, og avveid økonomi og risiko for å identifisere hva som utgjør optimal deltakelse, sier Lund.
Statoil holds a 20% share in TAP AG, the owner of Trans Adriatic Pipeline (TAP), which is developing the pipeline for gas transport from Turkey to southern Europe.
Statoil har 20 % andel i TAP AG, som er eier av den transadriatiske rørledningen (TAP) og utvikler rørledningen for gasstransport fra Tyrkia til Sør-Europa.
The current Statoil equity production (gas and condensate) from Shah Deniz as per third quarter 2013 is 56,000 barrels of oil equivalent per day.
Statoils produksjonsandel (gass og kondensat) fra Shah Deniz per tredje kvartal 2013 er 56.000 fat oljeekvivalenter per dag.
The Shah Deniz stage 2 project includes offshore drilling and completion of 26 subsea wells and construction of two bridge-linked platforms.
Shah Deniz steg 2-prosjektet omfatter boring og komplettering til havs av 26 havbunnsbrønner og bygging av to plattformer med broforbindelse.
Onshore there will be new processing and compression facilities at Sangachal.
På land vil det bli nye prosesserings- og kompresjonsanlegg i Sangachal.
Sixteen billion cubic metres per year (bcma) of gas produced from the Shah Deniz stage 2 project will be carried some 3,500 kilometres to provide energy for millions of consumers in Georgia, Turkey, Greece, Bulgaria and Italy.
Seksten milliarder kubikkmeter (bcma) gass per år produsert fra Shah Deniz steg 2-prosjektet vil bli fraktet omkring 3.500 kilometer for å levere energi til millioner av konsumenter i Georgia, Tyrkia, Hellas, Bulgaria og Italia.
First gas is targeted for late 2018, with sales to Georgia and Turkey.
Produksjonsoppstart planlegges til slutten av 2018, med salg til Georgia og Tyrkia.
First deliveries to Europe will follow approximately a year later.
Første leveranser til Europa følger omkring ett år senere.
Statoil entered Azerbaijan in 1992 and is a partner with a 8.56% share in the oil-producing Azeri-Chiraq-Guneshli (ACG) field, the Shah Deniz gas field with a 15.5% share, and the corresponding pipelines Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) and South Caucasus Pipeline (SCP).
Statoil gikk inn i Aserbajdsjan i 1992 og er partner med 8,56 % andel i det oljeproduserende Azeri-Chiraq-Guneshli-feltet (ACG), gassfeltet Shah Deniz med 15,5 % andel, og de tilknyttede rørledningene Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) og South Caucasus Pipeline (SCP).
Investor relations Hilde Merete Nafstad, senior vice president, investor relations Tel: +47 957 83 911
Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør, investor relations Tlf.: +47 957 83 911
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America Tel: +203 570 2524
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America +203 570 2524
Media relations Knut Rostad, press spokesperson Tel: +47 905 48 990
Media relations Knut Rostad, mediekontakt Tlf.: +47 905 48 990
Shah Deniz platform - Photo Shahin Abasaliyev - Statoil JPG 8 MB
Shah Deniz platform - Photo Shahin Abasaliyev - Statoil JPG 8 MB
The Shah Deniz platform in the Caspian Sea.
Shah Deniz-plattformen i Det kaspiske hav.
Facts about the Johan Sverdrup field (PL 265, PL 501 and PL502)
Fakta om Johan Sverdrup-feltet (PL 265, PL 501 og PL502):
• Johan Sverdrup is an oil field.
• Johan Sverdrup er et oljefelt.
• Johan Sverdrup consists of a combined discovery which makes up one field.
• Johan Sverdrup består av et kombinert funn som utgjør ett felt.
• Location: Utsira High in the North Sea, 140 kilometres west from Stavanger.
• Beliggenhet: Utsirahøyden i Nordsjøen, 140 kilometer vest for Stavanger.
• The water depth is 110 metres, and the reservoir depth is 1,900 metres.
• Vanndybden er 110 meter, og reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
• We expect approval of the plan for development and operation (PDO) during the Norwegian Parliament’s (Stortinget) spring session in 2015.
• Plan for utbygging og drift (PUD) forventes behandlet i Stortingets vårsesjon 2015.
• Production start is expected at the end of 2019.
• Produksjonsstart er estimert til slutten av 2019.
• The field has a production horizon until 2050.
• Feltet har en produksjonshorisont til 2050.
• As part of the design basis it was decided early in 2013 that the field will be developed in phases.
• Som en del av design basis ble det besluttet tidlig i 2013 at feltet skal bygges ut i faser.
The first phase is the establishment of a field centre consisting of four platforms.
Første fase er etablering av et feltsenter bestående av fire plattformer.
• It is recommended to transport the oil via pipeline to the Mongstad terminal in Hordaland, and to transport the gas to Statpipe and then further to the Kårstø processing plant in northern Rogaland.
• Det anbefales at oljen fra feltet føres i rør til Mongstad-terminalen i Hordaland, og at gassen føres til Statpipe og videre til prosesseringsanlegget Kårstø i Nord-Rogaland.
• The field will receive power from land.
• Feltet skal drives med kraft fra land.
Partners:
Rettighetshavere:
At the same time, the partnership is working to award a contract for front-end engineering and design – FEED.
Samtidig jobber partnerskapet for å tildele en kontrakt for forprosjektering (front-end engineering and design – FEED).
“We need to make the final clarifications and give the individual companies the opportunity to make a proper consideration.
- Det handler om å få de siste avklaringene på plass og gi anledning til en god behandling i de enkelte selskapene.
At the same time, the partners agree that we should award the FEED contract at soon as possible in order to keep momentum,” says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field.
Samtidig er det enighet i partnerskapet om å tildele kontrakt for forprosjektering snarest mulig slik at vi opprettholder fremdriften, sier Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-feltet.
The plan is to have the plan for development and operation (PDO)approved during the Norwegian Parliament’s (Stortinget) spring session of 2015.
Planen er å få behandlet Plan for utbygging og drift (PUD) i Stortingets vårsesjon 2015.
Production start-up is expected at the end of 2019.
Produksjonsstart er estimert til slutten av 2019.
The resource estimate for the field is between 1.8 – 2.9 billion barrels of oil equivalent.
Ressursestimatet for hele feltet er mellom 1,8 og 2,9 milliarder fat oljeekvivalenter.
Media relations Ørjan Heradstvedt, media contact Tel: +47 917 78 161
Media relations Ørjan Heradstvedt, mediekontakt Tlf.: +47 917 78 161
Øivind Reinertsen, senior vice president of the Johan Sverdrup field.
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-feltet.
With a forecasted production of over 30 years, Johan Sverdrup will create value for owners and society beyond 2050.
Med en beregnet produksjonsfase på mer enn 30 år, vil Johan Sverdrup skape verdier for eierne og samfunnet utover 2050.
The oil field is the most important new development on the Norwegian continental shelf, and this is the first FEED contract awarded for the first phase of the development.
Oljefeltet er den viktigste nye utbyggingen på norsk sokkel, og dette er den første kontrakten for forprosjektering (FEED) som er tildelt i første fase av utbyggingen.
The FEED contract has an estimated value of NOK 650 million (current value).
FEED-kontrakten har en beregnet verdi på 650 millioner kroner (løpende).
Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for development and production in Norway.
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.
“With today’s letter of award, we mark a new phase for the North Sea area where our history started on the Norwegian continental shelf.
− Med denne tildelingen markerer vi starten på en ny fase i det området av Nordsjøen hvor vår historie på norsk sokkel startet.
The value creation from the Johan Sverdrup field will be significant for the partners and for Norwegian society.
Verdiskapingen fra Johan Sverdrup-feltet vil bli betydelig for rettighetshaverne og for det norske samfunnet.
In addition it will contribute substantial activity for the oil and gas industry—including the supplier industry,” says Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for development and production in Norway.
I tillegg vil det bidra med betydelig aktivitet for olje- og gassindustrien — inkludert leverandørindustrien, sier Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.
The Johan Sverdrup field development is of a magnitude comparable to the largest NCS offshore developments by establishing a new field centre with four installations and related infrastructure in the first phase.
Feltutbyggingen Johan Sverdrup er av et omfang som kan sammenlignes med de største offshoreutbyggingene som er gjort på norsk sokkel, med etablering av et nytt feltsenter med fire installasjoner og tilhørende infrastruktur i første fase.
"The contract for front-end engineering design is the key in securing optimal development of the field and maturing a concept for final investment decision by the partners.
− Kontrakten for forprosjektering er viktig for å sikre optimal utbygging av feltet og utvikling av et konsept for endelig investeringsbeslutning for partnerne.
We are pleased to have secured capacity with an experienced contractor,” says Michelsen.
Vi er glade for å ha sikret oss kapasitet hos en erfaren kontraktør, sier Michelsen.
Contract award based on strong international competition The award of the FEED contract to Aker Solutions means an important new contract for the supplier industry.
Kontraktstildelingen basert på sterk internasjonal konkurranse Tildelingen av FEED-kontrakten til Aker Solutions betyr en viktig ny kontrakt for leverandørindustrien.
Margareth Øvrum, Statoil executive vice president for technology, projects and drilling.
Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
"Statoil and its partners want competent suppliers which can contribute to safe and efficient operations.
− Statoil og de andre partnerne ønsker kompetente leverandører som kan bidra til trygg og effektiv drift.
We have considered tenders in strong competition in a global market.
VI har vurdert anbud i sterk konkurranse i et globalt marked.
This contract award is based on an assessment of several factors—such as cost, competence, capacity, quality, HSE and risk sharing suitable for a long-term cooperation," says Margareth Øvrum, Statoil executive vice president for technology, projects and drilling.
Denne kontraktstildelingen er basert på en vurdering av flere faktorer, så som kostnader, kompetanse, kapasitet, kvalitet, HMS og risikodeling som egner seg i et langsiktig samarbeid, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
New contract strategy to increase efficiency The FEED contract is the first award based on a framework agreement with Aker Solutions for the portfolio of platforms on the Johan Sverdrup field in different development stages.
Ny kontraktstrategi for økt effektivitet FEED-kontrakten er den første tildelingen basert på en rammeavtale med Aker Solutions for porteføljen av plattformer på Johan Sverdrup-feltet i ulike utviklingsfaser.
The 10-year framework agreement includes options for feasibility and concept studies, FEED and engineering and procurement management (EPma) for future phases.
Den tiårige rammeavtalen omfatter opsjoner på forstudier og konseptstudier, FEED, og prosjektering og innkjøpsledelse (EPma) for framtidige faser.
This is based on a new contracting strategy for Statoil for large-scale field developments, enabling industrialisation and standardisation across future phases to increase efficiency and reduce cost.
Dette er basert på en ny kontraktstrategi for Statoil ved utbygging av store felt, noe som gjør det mulig med industrialisering og standardisering i framtidige faser for å øke effektiviteten og redusere kostnadene.
“This contract strategy secures early access to key resources, ensures efficiency in the early phase, and a seamless handover from the FEED phase to detailed engineering—thus facilitating efficiency in the execution phase,” says Michelsen.
− Denne kontraktstrategien sørger for tidlig tilgang på viktige ressurser, sikrer effektivitet i den tidlige fasen, og en sømløs overgang fra FEED-fasen til detaljert prosjektering – noe som gir større effektivitet i gjennomføringsfasen, sier Michelsen.
The project has a high priority among the other licensees—Lundin Norway, Petoro, Det Norske oljeselskap and Maersk Oil.
Prosjektet har høy prioritet hos de andre rettighetshaverne — Lundin Norway, Petoro, Det Norske oljeselskap og Maersk Oil.
Developing the Johan Sverdrup field will draw on the experience and knowledge of the whole partnership.
Utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet vil trekke på hele partnerskapets kunnskap og erfaring.
Media contact Ørjan Heradstvedt Tlf.: +47 917 78 161
Mediekontakt Ørjan Heradstvedt Tlf.: +47 917 78 161
The Johan Sverdrup field is one of the largest oil discoveries on the Norwegian continental shelf (NCS).
Johan Sverdrup-feltet er et av de største oljefunnene på norsk sokkel.
Block 6 is located offshore north-east Greenland in a frontier area.
Blokk 6 er lokalisert utenfor kysten nord-øst for Grønland i et uutforsket område.
Statoil will hold 52.5%, ConocoPhillips will have 35% and Nunaoil will have 12.5%.
Statoil vil ha en andel på 52,5 prosent, ConocoPhillips vil ha 35 prosent og Nunaoil vil ha 12,5 prosent.
“We have been present in Greenland since the late 1980s and are constantly building experience and knowledge.
– Vi har vært til stede på Grønland siden slutten av 1980-tallet og vi har kontinuerlig bygget erfaring og forståelse.
We are taking a stepwise approach to the Arctic, building on more than 30 years of experience from the harsh environment of the Norwegian continental shelf and other Arctic and sub-Arctic regions.
Vi har en stegvis tilnærming til Arktis, som bygger på mer enn 30 års erfaring fra tøffe værforhold på norsk sokkel og andre arktiske og sub-arktiske områder.
The licence has a 16-year exploration period.
Lisensen har en leteperiode på 16 år.
The first work carried out is seismic acquisition, after which decisions on further work will be made.
Første del av arbeidet er innhenting av seismikk, hvor en først etter dette vil ta beslutninger om videre arbeid.
Statoil has carried out both shallow core drilling and scientific work in the area previously to understand the operating environment.
Statoil har utført både kjerneboring og vitenskaplig arbeid i dette området tidligere for å bygge forståelse av de operasjonelle forholdene.
"We recognise that this is a challenging area, but it is also potentially prospective.
– Vi ser at dette er et utfordrende område, men et område som også er potensielt prospektivt.
And we believe that Arctic resources in the future will become important to meeting the world’s energy demand.
Og vi tror arktiske ressurser vil spille en viktig rolle i å møte fremtidens energibehov.
Being in a frontier area, this licence is a long-term project for Statoil and the company will follow its stepwise approach, not going faster than technology allows," says Hansen.
Siden dette er i et uutforsket område er dette et langsiktig prosjekt for Statoil, og vi vil følge vår stegvise tilnærming og ikke bevege oss raskere enn teknologien tillater, sier Hansen.
This is not the first time Statoil has carried out activities in Greenland.
Dette er ikke første gang Statoil gjennomfører aktivitet på Grønland.
In the 1990s, Statoil drilled an exploration well in the Fylla area west of Greenland – but the company relinquished this exploration license in 2002.
På 1990-tallet boret Statoil en letebrønn i Fylla-området vest for Grønland - men selskapet leverte tilbake lisensen i 2002.