natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Thanks to the gift from Statoil we can now help even more people with food, shelter, clean water and warm clothes or blankets,” says Mollekleiv.
Takket være gaven fra Statoil kan vi nå hjelpe enda flere av disse menneskene med mat, husly, rent vann og varme klær eller ulltepper, sier Mollekleiv.
Arriving from the yard in South Korea the rig has started its first assignment on the NCS.
Riggen kom rett fra verftet i Sør-Korea og er i gang med sitt første oppdrag på norsk sokkel.
The Songa Enabler drilling rig has started drilling a new injection well for CO2 gas on the Snøhvit field off the coast of Hammerfest.
Boreriggen Songa Enabler har startet boringen av en ny injeksjonsbrønn for CO2-gass på Snøhvit-feltet utenfor Hammerfest.
Next a production well will be drilled for replenishment of gas for Hammerfest LNG.
Deretter starter boringen av en produksjonsbrønn som skal gi påfyll av gass til Hammerfest LNG.
Snøhvit is still the only LNG project in the world capturing and storing CO2 separated from the well stream in a dedicated formation offshore.
Snøhvit er fortsatt det eneste LNG-prosjektet i verden hvor CO2 som skilles fra brønnstrømmen blir fanget og lagret i en egen formasjon offshore.
A new CO2 injection well is now required.
Nå er det behov for en ny CO2 injeksjonsbrønn.
After the new CO2 injector is installed, the rig will move on to drill the first new production well at Snøhvit since the field came on stream in 2007.
Etter at den nye CO2-injektoren er på plass, går boreriggen rett over til å bore den første nye produksjonsbrønnen på Snøhvit etter at feltet startet opp i 2007.
The drilling campaign is planned to last until Christmas.
Borekampanjen er planlagt å vare fram til jul.
Prevents carbon leak
Hindrer CO2-lekkasje
The CO2 solution project was established in 2013 in order to build and install a new CO2 injection well, replacing the original injector that over time would leak CO2 into the gas reservoir on the Snøhvit field.
I 2013 ble prosjektet «CO2 solution project» etablert for å bygge og installere en ny CO2 - injeksjonsbrønn til erstatning for den opprinnelige injeksjonsbrønnen, som over tid ville lekket CO2 inn i gassreservoaret på Snøhvit-feltet.
“Hammerfest LNG needed replenishment of gas in order to maintain the high production and capacity utilisation at the plant, while ensuring sustainable CO2 storage.
– Hammerfest LNG trenger påfyll av mer gass for å opprettholde den høye produksjonen og kapasitetsutnyttelsen ved anlegget samtidig som vi må sørge for en bærekraftig CO2-lagring.
This project is therefore important to Statoil,” says Geir Owren, asset owner representative for the project.
Derfor er prosjektet viktig for Statoil, sier Geir Owren, oppdragsleder for prosjektet.
The new subsea facility was built and installed without injuries and well within the budget of NOK 2.5 billion.
Det nye havbunnsanlegget ble bygget og installert uten skader og godt innenfor budsjettrammen på 2,5 milliarder kroner.
“The distance to the Barents Sea presents extra challenges with regard to mobilisation and sailing time, which requires careful planning, thorough preparations and close cooperation with the suppliers.
– Avstanden til Barentshavet gir ekstra utfordringer med hensyn til mobilisering og seilingstid, dermed kreves nøye planlegging, grundige forberedelser og tett samarbeid med leverandørene.
We are pleased both with the equipment suppliers and marine operations, which resulted in successful project implementation,” says project leader Sveinung Øvretveit.
Vi er godt fornøyd med både utstyrsleveranser og marine operasjoner, som resulterte i en vellykket prosjektgjennomføring, sier prosjektleder, Sveinung Øvretveit.
The next big development step for Hammerfest LNG is the development of the Askeladd field, which is part of the plan for development and operation of the Snøhvit licence.
Det neste store utbyggingstrinnet for Hammerfest LNG er utbyggingen av Askeladd-feltet som inngår i planen for utbygging og drift av Snøhvit-lisensen.
It is expected to come on stream in 2020/2021.
Det er forventet oppstart i 2020/2021.
This development step will help ensure full utilisation of the capacity at Hammerfest LNG.
Dette utbyggingstrinnet vil bidra til fortsatt full kapasitetsutnyttelse på Hammerfest LNG.
Facts about Snøhvit
Fakta om Snøhvit
produces LNG (liquified natural gas), LPG ( liqufied petroleum gases) and condensate from the Snøhvit field in the Barents Sea, 143 kilometres off Hammerfest
produserer LNG (liquified natural gas), LPG ( liqufied petroleum gases) og kondensat fra Snøhvit-feltet i Barentshavet, 143 kilometer utenfor Hammerfest
annual capacity: 4.2 million tonnes of LNG
årlig kapasitet: 4,2 millioner tonn LNG
the onshore plant Hammerfest LNG has been online since 2007
landanlegget Hammerfest LNG har vært i produksjon siden 2007
captures 650,000 tonnes of CO2 per year from the feed gas, storing it on the seabed – corresponding to the emission from 400 000 cars
fanger 650.000tonn CO2 pr. år fra fødegassen og lagrer den på havbunnen – noe som tilsvarer utslippet fra 400.000 biler
enough gas reserves to maintain production until 2055
gassreserver til å holde produksjonen i gang til 2055
See also
Se også
The Snøhvit development in the Barents Sea
Snøhvit-utbyggingen i Barentshavet
Statoil has, on behalf of relevant licensees, exercised options for previously awarded drilling service contracts for fixed installations.
Statoil har, på vegne av aktuelle lisenspartnere, utøvet opsjoner for tidligere tildelte kontrakter på boretjenester til faste installasjoner.
Options have been exercised for 17 installations on the Norwegian continental shelf.
Utøvelsen av opsjonene gjelder 17 installasjoner på norsk sokkel.
In 2012 Statoil awarded contracts for four years with options for three times two-year extension to Archer, KCA Deutag and Odfjell.
Statoil tildelte i 2012 kontrakter for fire år med tre opsjoner på to år til Archer, KCA Deutag og Odfjell.
The company now extends the contracts with the suppliers, exercising the first option.
Selskapet forlenger avtalene med leverandørene, med utøvelse av første opsjon.
The option period will last from 1 October 2016 to 1 October 2018, with some changes to the scope awarded.
Opsjonsperioden vil vare fra 1. oktober 2016 til 1. oktober 2018, med noen endringer i tildelingsomfang.
Geir Tungesvik, Statoil’s senior vice president for drilling and well.
Geir Tungesvik, direktør for Boring og brønn i Statoil.
Options have been exercised for the following suppliers and installations:
Disse leverandørene har fått utøvd opsjon på følgende installasjoner:
KCA Deutag: Oseberg B, C, South, East - Gullfaks A, B, C
KCA Deutag: Oseberg B, C, Sør, Øst - Gullfaks A, B, C
Odfjell Drilling: Grane - Heidrun
Odfjell Drilling: Grane - Heidrun
Archer: Statfjord A, B, C – Visund – Njord – Sleipner A – Snorre A, B
Archer: Statfjord A, B, C – Visund – Njord – Sleipner A – Snorre A, B
“The suppliers have demonstrated innovation and submitted good proposals for continued development of these services, and Statoil is positive to continuing the work with all of the three companies.
– Leverandørene har vist evne til nytenking og levert gode forslag til fortsatt utvikling av disse tjenestene, og Statoil er positiv til å kunne fortsette arbeidet med alle tre selskapene.
The current contracts will help maintain activity on competitive terms in a market challenged by profitability,” says Geir Tungesvik, Statoil’s senior vice president for drilling and well.
Kontraktene vi har nå vil bidra til å opprettholde aktivitet med konkurransedyktige betingelser i en tid der aktivitetsnivået utfordres av lønnsomhet, sier Geir Tungesvik, direktør for Boring og brønn i Statoil.
Statoil, along with its partners, has finalized a 19-month exploration drilling program offshore Newfoundland.
Statoil har, i samarbeid med partnerne, fullført en 19-måneders leteboringskampanje utenfor kysten av Newfoundland.
The purpose of the drilling program was to increase the robustness of the Bay du Nord project and to test new areas of the Flemish Pass Basin.
Formålet med boreprogrammet var å gjøre Bay du Nord-prosjektet mer robust, og teste nye områder i Flemish Pass-bassenget.
Nine wells were drilled safely and efficiently by the Seadrill West Hercules in the Flemish Pass Basin, located approximately 500 kilometres east of St. John’s, Newfoundland and Labrador.
Ni brønner ble boret på en sikker og effektiv måte av Seadrills West Hercules-rigg i Flemish Pass-bassenget, som ligger om lag 500 kilometer øst for St.
The results have improved Statoil’s understanding of the frontier Flemish Pass Basin.
Resultatene har styrket Statoils forståelse av det uutforskede Flemish Pass-bassenget.
The drilling program included four exploration wells in close vicinity of the 2013 Bay du Nord discovery, as well as three appraisal wells on the discovery.
Boreprogrammet omfattet fire letebrønner i nærheten av Bay du Nord-funnet fra 2013, i tillegg til tre avgrensningsbrønner tilknyttet funnet.
In addition, two exploration wells were drilled in areas outside the Bay du Nord discovery.
I tillegg ble det boret to letebrønner i områder utenfor Bay du Nord-funnet.
The program was conducted in a harsh offshore environment; however, with strong operational and HSE performance, setting several records on drilling speed during the campaign.
Boreprogrammet ble gjennomført i værharde områder til havs, men med gode operasjonelle og HMS-relaterte resultater, og det ble satt flere borerekorder i løpet av kampanjen.
The drilling program has resulted in two discoveries of oil at the Bay de Verde and Baccalieu prospects in the Bay du Nord area, both of which add to the resource base for a potential development at the Bay du Nord discovery.
Boreprogrammet har ført til to oljefunn i prospektene Bay de Verde og Baccalieu i Bay du Nord-området, og begge styrker ressursgrunnlaget for en eventuell utbygging av Bay du Nord-funnet.
The appraisal and near-field exploration of the Bay du Nord discovery has reduced key reservoir uncertainties and confirmed that the volumes are within the original volume range of the 300 to 600 million barrels of recoverable oil initially estimated by Statoil in 2013, but potentially towards the lower end of the range.
Avgrensningsbrønnen og den feltnære letingen ved Bay du Nord-funnet har redusert viktige usikkerhetsmomenter knyttet til reservoaret, og bekreftet at volumene er innenfor den opprinnelige rekkevidden på 300 til 600 millioner fat utvinnbar olje, som Statoil anslo i 2013, men muligens nærmere den nedre enden av anslaget.
Erling Vågnes, senior vice president, Statoil Exploration, Northern Hemisphere.
Erling Vågnes, direktør for Statoils letevirksomhet på den nordlige halvkule.
Download - Grand Banks map PDF 1 MB
Kart over Grand Banks PDF 1 MB
“We are encouraged by the discoveries in the Bay de Verde and Baccalieu wells and the results of the appraisal wells,” said Erling Vågnes, senior vice president, Statoil Exploration, Northern Hemisphere.
– Vi er oppmuntret av funnene i Bay de Verde- og Baccalieu-brønnene, og av resultatene i avgrensningsbrønnene.
“Based on the improved understanding of the Flemish Pass Basin petroleum system, we are maturing further prospects that may add volumes to Bay du Nord.”
Basert på økt forståelse av petroleumssystemet i Flemish Pass-bassenget, modner vi flere prospekter som kan øke volumene i Bay du Nord, sier Erling Vågnes, direktør for Statoils letevirksomhet på den nordlige halvkule.
“The Flemish Pass Basin offshore Newfoundland is a frontier area, where only 17 wells have been drilled in the entire basin – in an area that is 30,000 km2,”said Vågnes.
– Flemish Pass-bassenget utenfor kysten av Newfoundland er et uutforsket område, der det bare er boret 17 brønner i hele bassenget, i et område som dekker 30.000 kvadratkilometer.
“This drilling campaign has been critical both to maturing the Bay du Nord discovery as well as evolving our knowledge of the greater basin and Newfoundland offshore – which remains a core exploration area for Statoil.”
Denne borekampanjen har vært svært viktig, både for å modne Bay du Nord-funnet, og for å utvide våre kunnskaper om hele bassenget og havområdet utenfor Newfoundland, som er et av Statoils kjerneområder for letevirksomhet, sa Vågnes.
The drilling program began in November 2014 and was extended by one month to incorporate the drilling of Baccalieu, a well on a licence awarded by the C-NLOPB in the 2015 land sale, which Statoil was able to progress from access to well-completion in four months.
Boreprogrammet startet i november 2014, og ble forlenget med en måned for å inkludere boringen av Baccalieu, en brønn i en lisens som ble tildelt av C-NLOPB i lisenssalget i 2015, som Statoil klarte å gjennomføre fra tilgang til sluttført boring på fire måneder.
Statoil’s assessment of the commercial potential of the Bay du Nord discovery is ongoing.
Statoil vurderer fortsatt det kommersielle potensialet i Bay du Nord-funnet.
Paul Fulton, president, Statoil Canada.
Paul Fulton, president, Statoil Canada.
Knut Rostad Media relations Statoil ASA 011-47-905-48-990 knuros@statoil.com
For mer informasjon: Knut Rostad Mediekontakt Statoil ASA 011-47-905-48-990 knuros@statoil.com
Grand Banks map
Grand Banks map
Van der Veer was the Chief Executive Officer in the international oil and gas company Royal Dutch Shell Plc (Shell) in the period 2004 to 2009, when he retired.
Jeroen van der Veer var konsernsjef i det internasjonale olje- og gasselskapet Royal Dutch Shell Plc (Shell) i perioden 2004 til 2009, da han gikk av med pensjon.
Van der Veer thereafter continued as a non-executive director on the board of Shell until 2013.
Van der Veer fortsatte deretter som medlem av styret i Shell frem til 2013.
He started to work for Shell in 1971 and has experience within all sectors of the business.
Han begynte i Shell i 1971, og har erfaring innenfor alle deler av selskapets virksomhet.
Van der Veer is inter alia the chair of the supervisory boards of ING Bank NV and Royal Philips Electronics and member of the supervisory board of Boskalis Westminster Groep NV, and has significant competence within corporate governance.
Van der Veer er blant annet styreleder i ING Bank NV og Royal Philips Electronics og styremedlem i Boskalis Westminster Groep NV, og har betydelig kompetanse innen eierstyring og selskapsledelse (corporate governance).
The election enters into effect from 18 March 2016 and until the ordinary election of shareholder-elected members to the board of directors in 2017.
Valget er gjort med virkning fra 18. mars 2016 og fram til det ordinære valget av aksjonærvalgte medlemmer til styret i 2017.
Jeroen van der Veer was elected in accordance with the proposal from the nomination committee.
Jeroen van der Veer ble valgt i henhold til valgkomiteens innstilling.
All enquiries to be directed through Statoil Corporate Press Office, Bård Glad Pedersen, +47 918 01 791
Forespørsler formidles gjennom informasjonsdirektør i Statoil, Bård Glad Pedersen, +47 918 01 791
“This represents a unique industry collaboration which brings together all the companies loading oil off Norway,” says project manager Egil Tveit in Statoil.
"Dette er et unikt industrisamarbeid hvor samtlige selskaper som bøyelaster olje på sokkelen deltar.
In the first instance, recovery plants will be installed on eight shuttle tankers.
I første omgang skal VOC-anlegg (volatile organic compounds) installeres på åtte bøyelastere.
Two are already in place, while the others are under construction or at the planning stage.
To har allerede anlegg på plass mens seks er under bygging eller planlegging.
The first eight units will be operational during the winter, and similar facilities are due to be in place on all shuttle tankers serving Norwegian fields by the end of 2005.
I løpet av vinteren skal de åtte første anleggene være operative.
Operators Statoil, Esso, Shell and Norsk Hydro have formed an executive committee for the partnership, and will take decisions on its behalf.
Operatørselskapene Statoil, Esso, Shell og Norsk Hydro danner en styringskomité, og tar beslutninger på vegne av samarbeidsgruppen.
Statoil has already installed recovery plants on its Åsgard A and Norne production ships in the Norwegian Sea, allowing these fields to store crude without releasing VOCs.
Statoil har fra før installert VOC-anlegg på produksjonsskipene Åsgard A og Norne i Norskehavet.
See the press release from the partnership.
Se pressemelding fra samarbeidsgruppen.
An agreement on reducing volatile organic compounds (VOCs) emitted during offshore loading of crude is being signed today, 25 June, by 23 licensees in Norwegian oil fields.
Hele 23 rettighetshavere i oljefelt på norsk sokkel signerer i dag, 25. juni, en avtale om å samarbeide for å redusere utslippene av oljedamp (VOC) ved bøyelasting på feltene.
Statoil has been in touch with its three employees at Krechba.
Statoil har vært i kontakt med sine tre ansatte på Krechba.
They are not injured and they are safe.
Alle tre er uskadd og i sikkerhet.
Statoil is working on getting an overview of the situation, but has so far no information about anybody being injured during the attack.
Vi jobber med å få oversikt over situasjonen, men har så langt ingen informasjon om at noen er skadd som en følge av angrepet.
Statoil has mobilised its emergency response organisation in Stavanger.
Statoil har mobilisert sin beredskapsorganisasjon i Stavanger.
The joint venture organisation in Hassi Messaoud has mobilised its emergency response organisation.
Joint Venture organisasjonen i Hassi Messaoud har mobilisert sin beredskapsorganisasjon.
Next of kin to Statoil employees in Algeria may call this tel. no: 51 99 00 02.
Det er opprettet et telefonnummer for pårørende til Statoil-ansatte i Algerie: 51 99 00 02
In moving towards a low-carbon energy system, new renewables may increase from just over one percent of total primary energy demand in 2014 to almost twenty percent in 2050.
Ved å bevege oss mot et lavkarbon energisystem, kan nye fornybare energikilder øke fra litt over én prosent av det samlede primære energibehovet i 2014 til nærmere 20 prosent i 2050.
In a scenario that is consistent with the 2-degree target, oil reduces its share from 31 to 23 percent, while gas remains at around 20 percent.
I et scenario som er i samsvar med togradersmålet reduseres oljeandelen fra 31 til 23 prosent, mens gass holder seg på rundt 20 prosent.
“We believe it is possible to realise energy emission reductions consistent with the 2-degree target, but it will require immediate and coordinated global action.
– Vi mener at det er mulig å oppnå utslippsreduksjoner som er i tråd med togradersmålet, men det vil kreve umiddelbare tiltak og koordinert global innsats.
We should not underestimate the needed transformation, both in terms of energy efficiency improvements, fuel mix changes and modified consumer behaviour.
Vi bør ikke undervurdere de endringene som er nødvendig innenfor energieffektivitet, energimiks og forbrukeratferd.
Unfortunately, many factors today work against such a transformation,” says Chief economist in Statoil, Eirik Wærness.
Dessverre ser vi i dag mange faktorer som motvirker en slik endring, sier sjeføkonom i Statoil, Eirik Wærness.
Today Statoil published the 7th edition of its Energy Perspectives report.
I dag legger Statoil fram den 7. utgaven av sin Energy Perspectives-rapport.
It describes three different scenarios for global macroeconomic development, energy demand, energy mix, and energy-related greenhouse gas emissions.
Den beskriver tre ulike scenarier for hvordan verdensøkonomien, energibehovet, energimiksen og energirelaterte klimagassutslipp utvikler seg.
For the first time the forecast period is extended to 2050.
For første gang er prognoseperioden forlenget til 2050.
Recognising the uncertainties of predicting future energy markets, the report contains three different scenarios about the future, building on different sets of assumptions;
Siden det er svært stor usikkerhet knyttet til hvordan energimarkedene vil se ut i framtiden, inneholder rapporten tre ulike scenarier for utviklingen basert på forskjellige sett av forutsetninger:
Eirik Wærness, chief economist in Statoil.
Sjeføkonom Eirik Wærness
Energy Perspectives 2017 - main page
Energy Perspectives 2017 - hovedside
Energy Perspectives 2017 PDF 3 MB
Energy Perspectives 2017 PDF 3 MB
Energy Perspectives 2017 - presentation at the press conference PDF 1 MB
Energy Perspectives 2017 - presentation at the press conference PDF 1 MB
Reform: The starting point is the national climate commitments of the Paris agreement (COP21).
Reform: Utgangspunktet er de nasjonale klimaforpliktelsene i Paris-avtalen (COP21).
It gradually puts more weight on market-driven developments in global energy markets, with policies playing a supportive role.
Scenariet legger gradvis større vekt på en markedsdrevet utvikling i de globale energimarkedene, der politikk spiller en støttende rolle.
Renewal: An ambitious and very challenging back-casted scenario delivering a trajectory for energy-related emissions consistent with the 2-degree target.
Renewal: Et ambisiøst og svært utfordrende scenario, som tar utgangspunkt i hva som skal til og viser hvordan vi kan nå en utviklingsbane for energirelaterte utslipp i tråd med togradersmålet.
Rivalry: A future which is impacted by geopolitical and economic conflict and larger differences between regions, both with regards to economic development and transformation of the energy systems.
Rivalry: En framtid som er påvirket av geopolitiske og økonomiske konflikter og større regionale forskjeller, både med tanke på økonomisk utvikling og endring i energisystemene.
The main development trends in all scenarios are that the global population is growing, more people are becoming part of the global middle class, economic growth is continuing, and hence the underlying global demand for products, services, and activities that require energy is increasing.
De viktigste utviklingstrendene i alle scenariene er at verdens befolkning øker, flere mennesker blir en del av den globale middelklassen, den økonomiske veksten fortsetter, og dermed øker den underliggende globale etterspørselen etter energibaserte produkter, tjenester og aktiviteter.
A possible route to large emission reductions
En mulig vei til store utslippsreduksjoner
Renewal is the scenario that describes a possible route towards energy-related emissions consistent with a 2-degree target.
Renewal er det scenariet som beskriver en mulig vei for å oppnå energirelaterte CO2-utslipp som er i samsvar med togradersmålet.
This will require unprecedented global cooperation on policies and regulations, and on technology development related to energy supply and demand.
Dette vil kreve et koordinert globalt samarbeid om politikk og regelverk, samt betydelig teknologiutvikling, innen energiforsyning og -etterspørsel.
As an example, average annual improvement in energy efficiency, measured by the global energy intensity, must be three times higher than what we have experienced the last 25 years.
Som et eksempel må gjennomsnittlig årlig forbedring i energieffektivitet, målt etter den globale energiintensiteten, være tre ganger høyere enn det vi har erfart de siste 25 årene.
Continuing global greenhouse gas emissions at today’s levels is not sustainable.
Det er ikke bærekraftig å holde de globale klimagassutslippene på dagens nivå.
“Failing to transform the world’s energy systems will have negative effects across the globe and for all parts of society.
– Dersom vi ikke klarer å endre verdens energisystemer, vil det ha negativ påvirkning på hele verden og alle deler av samfunnet.
We support a development where the world moves in a sustainable direction where climate change targets are met along with other important sustainable development goals as set out by the UN,” says Statoil’s CEO Eldar Sætre.
Vi støtter en utvikling der verden beveger seg i en bærekraftig retning, der klimamål nås sammen med andre viktige mål FN har fastsatt for en bærekraftig utvikling, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
Global oil demand
Global etterspørsel etter olje
Oil demand is expected to increase into the 2020s.
Etterspørselen etter olje ventes å øke inn på 2020-tallet.