natgillin/translations-raw huggingface dataset:
About 150 candidates are admitted to Statoil’s apprenticeship programme each year, and serve their apprenticeships either offshore or at land-based facilities.
Gjennom Statoils lærlingeprogram tas det hvert år på landsbasis inn rundt 150 nye kandidater som får sin læretid på en installasjon i havet eller på et av våre landanlegg.
This particular programme focuses on recruiting apprentices from Norway’s three northernmost counties.
Dette programmet har spesielt fokus på inntak av lærlinger fra våre tre nordligste fylker.
Furthermore, in the next few years, Statoil will need to recruit many skilled workers and young engineers to make up the numbers as the “big generation change” approaches in a few years’ time.
Videre vil Statoil de nærmeste årene ta inn et større antall fagarbeidere og unge ingeniører for å fylle opp i rekkene når «det store generasjonsskiftet» om noen år slår inn for full kraft.
“During this autumn, we will be hiring new operators here at Melkøya.
– På Melkøya skal det i løpet av høsten ansettes nye operatører.
This will offer excellent opportunities for local professionals who want to live and work in Hammerfest,” says Unni Fjær.
Det vil gi mulighet for lokale fagarbeidere som ønsker å bo og jobbe i Hammerfest, sier Fjær.
Future phases of the Kai Kos Dehseh steam assisted gravity drainage (SAGD) project are also under study.
Det pågår også studier av framtidige faser i den totale utviklingen av det SAGD-baserte Kai Kos Dehseh-prosjektet.
Statoil originally entered Kai Kos Dehseh through the acquisition of North American Oil Sands Corporation in 2007.
Statoil gikk inn i Kai Kos Dehseh-prosjektet gjennom oppkjøp av North American Oil Sands Corporation i 2007.
Statoil’s oil sands leases are located approximately 120 kilometres south of Fort McMurray in the Athabasca region of north east Alberta.
Statoils oljesandlisenser ligger omkring 120 kilometer sør for Fort McMurray i Athabasca-regionen nordøst i Alberta.
“We will proceed with several research and technology innovations and tests at the LDP project and if successful will apply them to future phases of development to drive economic efficiency and reduce environmental impact, including CO2 reductions at our Alberta operations.”
– Vi skal fortsette med flere forsknings- og teknologibaserte innovasjoner og tester i LDP-prosjektet.
Statoil has committed to a 5-year technology plan, which will provide the basis for the company’s ambition to reduce CO2 emissions intensity by more than 40% by 2025.
Statoil har satset på en femårig teknologiplan som vil danne grunnlag for selskapets ambisjon om å redusere karbonutslippene med mer enn 40 prosent innen 2025.
Statoil Canada Ltd. is the operator of Kai Kos Dehseh with a 60% ownership in the project, while PTT Exploration and Production of Thailand is a partner with a 40% ownership.
Statoil Canada Ltd. er operatør for Kai Kos Dehseh med 60 prosents eierandel i prosjektet, mens thailandske PTT Exploration and Production er partner med 40 prosents eierandel.
Building on more than 35 years of experience from oil and gas production on the Norwegian continental shelf, Statoil is committed to accommodating the world's energy needs in a responsible manner, applying technology and creating innovative business solutions.
Basert på mer enn 35 års erfaring fra olje- og gassproduksjon på norsk sokkel, anvender vi teknologi og nyskapende forretningsløsninger for å møte verdens energibehov på en ansvarlig måte.
Leismer Demonstration Project (LDP) in Alberta.
Demonstrasjonsprosjektet Leismer (LDP) i Alberta.
“Studies carried out in 2010 show that the pressure in the Shetland layer is sufficiently high that the formation strength alone does not constitute a full barrier against leakage to the sea bed.
Studier gjennomført i 2010 viser at vi har et trykk i Shetland som tilsier at formasjonsstyrken alene ikke utgjør en fullverdig barriere mot lekkasje til havbunnen.
However, in our view, the sands in the Hordaland formation, which lie above the Shetland and Lista formations, have sufficient capacity to compensate for this.
Det er imidlertid vår oppfatning at sandene i Hordalandformasjonen, som ligger over Shetland- og Listaformasjonene, har tilstrekkelig kapasitet til å kompensere for dette.
We do not therefore consider it probable that leaks will occur to the formations above the Hordaland layer,” he says.
Vi anser det derfor ikke som sannsynlig at det vil forekomme lekkasje til formasjoner over Hordaland, sier leder for Gullfaks, Gunnar Nakken.
“During the autumn of 2010 we have closed down 20 wells, mainly water injection wells, after a review of the integrity of all the wells in the field.
I løpet av høsten 2010 har vi etter en gjennomgang av integritet til alle brønner på feltet, stengt ned 20 brønner.
As a consequence of reduced water injection (pressure support), a further 30 wells were closed down in 2010 to maintain the pressure balance in the field.
Som en konsekvens av redusert vanninjeksjon (trykkstøtte) er ytterligere 30 brønner stengt ned i 2010 for å opprettholde trykkbalansen i feltet.
We are now continuing to work systematically to get as many as possible of these wells into production again,” says Nakken.
Vi jobber nå systematisk videre for å få flest mulig av disse brønnene i produksjon igjen, sier Nakken.
“Statoil believes that our operations at Gullfaks are safe and responsible.
Statoil er av den oppfatning at vi driver sikkert og forsvarlig på Gullfaks.
Wells with problems relating to their integrity have been closed down.
Brønner med integritetsproblemer er stengt ned.
We are monitoring the pressure in all wells at the field in order to continually confirm our evaluations and conclusions,” he says.
Vi overvåker trykket i samtlige brønner på feltet, for å kontinuerlig bekrefte våre vurderinger og konklusjoner, sier Nakken.
“We are keeping the PSA, the Norwegian Petroleum Directorate, partners, employee representatives and the safety organisation updated on developments at Gullfaks, so that they are reassured that we have responsible and safe operations at the field at all times.”
Vi holder jevnlig Ptil, OD, partnere, tillitsvalgte og verneapparatet oppdatert om utviklingen på Gullfaks, slik at de skal være sikre på at vi har en forsvarlig og sikker drift av feltet til enhver tid.
Chief health and safety representative Terje Herland at Gullfaks has been involved in the preceding process and also during earlier evaluations of Shetland.
Hovedverneombud Terje Herland på Gullfaks har vært med i prosessen i forkant og også under tidligere evalueringer av Shetland.
“I consider the situation now to be better and I am not concerned for the safety of personnel at the field,” says Herland.
- Jeg vurderer situasjonen nå som bedre og er ikke bekymret for personellsikkerheten på feltet, sier Herland.
Safety takes top priority
Sikkerheten har høyeste prioritet
“Our people must be safe at work, that is our top priority,” says Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for Development and Production Norway.
- Våre folk skal være trygge på jobb, det har første prioritet sier Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon Norge.
Statoil takes any expression of concern from its personnel seriously.
Statoil tar meldinger om at medarbeidere har følt seg uttrygge på alvor.
“When our people say that they don’t feel safe at work, then we take action,” says Michelsen.
- Når våre folk gir uttrykk for ikke å være trygge på jobb, tar vi aktivt tak i dette.
We are also working with our union reps and safety delegates to make sure that people feel safe.”
Vi samarbeider også med våre tillitsvalgte og verneombud for å sikre at folk skal føle seg trygge, sier Michelsen.
Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for Development and Production Norway.
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon Norge
“We work continuously to improve our safety efforts,” says Michelsen.
- Vi arbeider kontinuerlig med å bli bedre på sikkerhet.
“Our most important common task is to secure a good development of our work processes and compliance with our governing documentation.
Vår viktigste felles oppgave er å sikre en god utvikling av arbeidsprosesser og etterlevelse av styrende dokumentasjon.
This will mean that the safety level offshore will be strengthened further.
Dette vil medføre at sikkerhetsnivået på sokkelen blir ytterligere styrket, sier Michelsen.
“We recognise that we could have been clearer in our dialogue with the Petroleum Safety Authority Norway (PSA).
- Vi ser at vi kunne vært tydeligere i vår løpende dialog med Petroleumstilsynet.
After the well C6 incident in 2010 there has been frequent contact between the PSA and Statoil.
Etter C6-hendelsen i 2010 har det vært hyppig kontakt mellom Petroleumstilsynet og Statoil.
After we intensified the work of mapping the condition of wells on the Gullfaks field, we presented our findings in meetings with the PSA and the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) on 16 and 21 December.
Etter at vi i 2010 intensiverte arbeidet med å kartlegge tilstanden i brønner på Gullfaks-feltet, presenterte vi arbeidet i møter med tilsynet og Oljedirektoratet den 16. og 21. desember.
We acknowledge that the level of detail in the information given at these meetings has been inadequate and we will clarify with the PSA the need for further information in this work.”
Vi erkjenner at detaljeringsgraden av informasjon i disse møtene ikke har vært tilstrekkelig og vi vil avklare behov for ytterligere informasjon med tilsynet i det videre arbeidet, sier Michelsen.
Since May 2010, Statoil has worked systematically to survey all of the wells in the whole of the main field.
Statoil har siden mai 2010 arbeidet systematisk med å kartlegge alle brønner på hele hovedfeltet.
Inspections made during the autumn have indicated a pressure build-up in several wells in certain areas, chiefly in wells which are used for injecting water.
Undersøkelser i løpet av høsten har indikert trykkoppbygning på flere brønner i enkelte områder, i all hovedsak i brønner som brukes til å injisere vann.
There would appear to be a connection between pressure build-up in the Shetland group and the Lista formation, and the position of wells with pressure build-up.
Det synes å være en sammenheng mellom trykkoppbygning i Shetlandsgruppen og Listaformasjonen, og plasseringen av brønner med trykkoppbygning.
This led to the shut-down of 20 wells on the field.
Dette har ført til stengning av 20 brønner på feltet.
Most of these wells are water injectors, wells which are made to avoid pressure decrease in the reservoir.
De fleste av disse brønnene er vanninjektorer, brønner som er laget for å unngå at trykket synker i reservoaret.
To safeguard the reserves and to facilitate production at a later date, we have shut down a further 30 wells.
For å ivareta reservene, og legge til rette for produksjon på et senere tidspunkt, er ytterligere 30 brønner stengt.
This will also ensure a longer lifetime for the reservoir and it has not been done for safety reasons.
Dette vil også sørge for at reservoaret får en lengre levetid, og er altså ikke utløst av sikkerhetshensyn.
The incident at Gullfaks C last May was caused by a leakage in a casing.
Hendelsen på Gullfaks C i mai i fjor skyldtes en lekkasje til et foringsrør.
Nothing similar has occurred in the wells we have now shut down.
Det har ikke skjedd noe tilsvarende i brønnene som når er stengt ned.
Subsurface conditions at Gullfaks
Undergrunnsforholdene på Gullfaks
“The Gullfaks situation is demanding but manageable, with regard to both personnel and the environment.” says Michelsen.
- Situasjonen på Gullfaks er krevende, men forsvarlig både med hensyn til personell og miljø, sier Michelsen.
He emphasises that in the time ahead Statoil will maintain its dialogue with the supervisory authorities, partners, the NPD and the safety delegate service, making sure that they are kept constantly updated about the status and development of the Gullfaks field.
Han understreker at Statoil også framover vil opprettholde dialogen mot tilsynsmyndigheter, partnere, Oljedirektoratet og verneapparatet, og sørge for at de til enhver tid er oppdatert om status og utviklingen på feltet.
No leakage has been established from the reservoir, either to the seabed or to the shallow layers as a result of Statoil’s operations at Gullfaks.
Det er ikke påvist lekkasje fra reservoaret til havbunnen eller til de grunne lagene som en følge av Statoils drift på Gullfaks.
There are natural pockmarks in the Gullfaks field resulting from the movement, or migration, of gas in the subsurface.
Gullfaks-feltet har naturlige groper (pockmarks) på feltet som følge av at gass vandrer (migrasjon) i undergrunnen.
These are natural leakages which have occurred since gas and oil were formed in the formations tens of millions of years ago.
Dette er naturlige lekkasjer som har pågått siden dannelsen av gass og olje i formasjonene for flere titalls millioner år siden.
This is also why the Gullfaks field today consists mainly of oil, and only a little gas.
Dette har også ført til at Gullfaks-feltet i dag i all hovedsak består av olje, og lite gass.
We have not detected any increase in the number of pockmarks after the field was mapped in 1979 and we are monitoring this continuously.
Det er ikke påvist noen økning i antall groper etter at feltet ble kartlagt i 1979, og dette overvåkes kontinuerlig.
The natural movement, or migration, of gas in the formations is one of the factors which have made Gullfaks a complex field to drill wells in.
Den naturlige bevegelsen (migrasjon) av gass i formasjonene er en av årsakene til at Gullfaks er et komplekst felt å bore brønner i.
The combination of somewhat unpredictable pressure conditions in the rocks above the reservoir, and how much pressure the formation can tolerate is an important challenge.
Kombinasjonen av til dels uforutsigbare trykkforhold i bergarten over reservoaret og hvor mye trykk formasjonen tåler er en viktig utfordring.
This sometimes causes demanding conditions that we have been familiar with since we began operations for oil recovery from Gullfaks in 1986.
Dette bidrar tidvis til krevende forhold, noe som har vært kjent siden starten for oljeutvinning på Gullfaks i 1986.
“We invest considerable resources to develop technology and solutions which will ensure that all of our drilling operations and all of our production are safe and secure,” says Michelsen.
- Vi investerer betydelige ressurser i utvikling av teknologi og løsninger som skal sørge for at alle våre boreoperasjoner og all vår produksjon er trygg og sikker, sier Michelsen.
The recovery strategy at Gullfaks has been based on injecting water into the main reservoir to replace the volumes we extract in oil.
Utvinningsstrategien på Gullfaks har vært basert på å injisere vann i hovedreservoaret for å erstatte de volumene vi tar ut i olje.
The result of this technology has made it possible to realise a recovery factor of more than 60%, while the normal factor for this type of reservoir is between 30% and 50%.
Resultatet av denne teknologien har gjort det mulig å realisere en utvinningsgrad på over 60 prosent, mens det vanlige for denne type reservoar er mellom 30 og 50 prosent.
Thorough surveillance
Grundig overvåkning
The field is monitored continuously by gathering well data.
Feltet overvåkes kontinuerlig gjennom innhenting av brønndata.
Seismic data and seabed surveys are also analysed regularly.
Seismiske data og havbunnsundersøkelser analyseres jevnlig.
For the past 10 years we have observed and mapped a high-pressure zone which lies partly at the top of the Shetland rock formation and at the bottom of the Lista rock formation which lies above Shetland.
De siste ti årene er det observert og kartlagt en høytrykkssone som befinner seg dels i toppen av bergartsformasjonen Shetland, og i bunnen av bergartsformasjonen Lista, som ligger over Shetland.
This high-pressure zone has spread to a certain extent.
Denne høytrykksonen har hatt en viss spredning.
This is partly due to pressure build-up which occurs naturally and partly to changes in pressure resulting from water injection which has unintentionally taken different paths than the reservoir.
Dels skyldes dette trykkoppbygning som skjer naturlig, dels skyldes det trykkendringer som følge av vanninjisering som utilsiktet har gått til andre veier enn reservoaret.
Statoil has studied these pressure conditions since 2003 and the result of the latest study was in November 2010.
Statoil har siden 2003 studert disse trykkforholdene, og den siste studien forelå november 2010.
The study of the Shetland and Lista formations showed that the high pressure has contributed to reducing the margins between the formation’s pressure and strength.
Studien av formasjonen i Shetland/Lista viste at det høye trykket har bidratt til at marginene mellom formasjonstrykk og formasjonsstyrke er blitt redusert.
The Hordaland group and the Utsira formation lie above Shetland.
Over Shetland ligger Hordalandgruppen og Utsiraformasjonen.
Analyses have been carried out of these.
Det er gjennomført nye analyser av disse.
The conclusion is that they will be able to contain any leakage should a fracture occur in the Shetland formation.
Konklusjonen er at de vil holde på en eventuell lekkasje som følge av oppsprekking i Shetland.
They will thereby serve as a barrier against movement of liquids and gas and prevent any leakage to the seabed.
De vil dermed tjene som en barriere mot bevegelse av væske og gass og hindre lekkasje til havbunnen.
Contact: Ola Anders Skauby, press spokesperson Development and Production Norway Phone: +47 90 59 85 19
Kontaktperson: Ola Anders Skauby, pressetalsperson Utvikling og produksjon Norge Telefon: 90 59 85 19
All North Sea wells are required to have two independent barriers to secure the integrity of the wells.
Alle brønner i Nordsjøen har krav om to uavhengige barrierer for å sikre integriteten til brønnene.
As announced earlier, 20 Gullfaks wells are shut down as a precautionary measure where there is a suspicion of weakened integrity in the wells.
20 brønner er som kjent stengt ned på Gullfaks som et føre var prinsipp der det er mistanke om svekket integritet ved brønnene.
At the meeting, the PSA were given information about the status of these wells and Statoil’s further plans.
I møtet fikk Ptil informasjon om status på disse brønnene og hva Statoil planlegger videre.
“The wells will now be examined in detail to evaluate their integrity,” says Gunnar Nakken, vice president for Gullfaks operations.
- Brønnene blir nå gjennomgått i detalj for å evaluere integriteten.
“If it turns out that there is a deficiency in the barriers, we will act on this and repair them.
Dersom det viser seg at det er svikt i barrierene vil vi gjøre tiltak og reparere disse.
The pressure situation in the Shetland formation means that the well paths for relief wells are demanding.
Trykksituasjonen i Shetlandsformasjonen medfører at brønnbaner for avlastningsbrønner er krevende.
Statoil confirmed in the meeting that updated plans for relief wells exist.
Statoil bekreftet overfor Ptil at vi har oppdatert beredskapsplanene for avlastningsbrønner på feltet.
“The safety of our colleagues and our suppliers on the Norwegian continental shelf (NCS) is our highest priority.
– Sikkerheten for våre medarbeidere og våre leverandører på sokkelen har høyeste prioritet.
We are now focusing intensely on this dialogue and Gullfaks management is now looking specifically into how we can strengthen it,” says executive vice president Øystein Michelsen.
Dette har vi sterk fokus på, og Gullfaksledelsen ser nå konkret på hvordan vi kan styrke denne dialogen, sier konserndirektør Øystein Michelsen.
Several topical issues
Flere aktuelle tema
Statoil has for some time noted a number of media articles in which employees have spoken out, saying that they are worried about offshore working conditions.
Statoil har over tid registrert en del oppslag i media der ansatte har stått frem og sagt at de er bekymret for å arbeide offshore.
In similar fashion, management has received some concerned reports on the same matters from individuals and the safety delegates on Gullfaks.
Ledelsen har likeledes mottatt noen bekymringsmeldinger fra enkeltpersoner og verneombudstjenesten på Gullfaks knyttet til samme tema.
“These are matters that Statoil takes very seriously and we will pursue them closely together with our employee representatives and the safety delegates,” says Michelsen.
– Dette er forhold Statoil tar svært alvorlig og vil følge nøye opp i samarbeid med våre tillitsvalgte og verneombudstjenesten, sier Michelsen.
The operational model is now subject to an evaluation which will consider how to utilise the resources and shared functions of the model.
Driftsmodellen er nå gjenstand for en evaluering der det skal vurderes hvordan resurssene og fellesfunksjonene i modellen utnyttes.
In this connection, the safety delegates on Gullfaks have pointed to several issues that it is vital to address in the evaluation.
Vernetjenesten på Gullfaks har i denne sammenheng påpekt flere forhold som det er viktig å behandle i denne evalueringen.
Restructuring the safety delegate service
Omlegging av vernetjenesten
After the merger, and with the introduction of a new operational model, a review of the safety delegate service was also conducted.
I forbindelse med fusjonen og innføring av ny driftsmodell ble det og foretatt en gjennomgang av modell for vernetjenesten.
The principle of the new model is that the chief safety delegates belong to a specific installation, an arrangement that will allow for a closer dialogue and direct, on-the-spot interaction with platform management.
Den nye modellen legger opp til at hovedverneombudene får tilhørighet til en installasjon noe som igjen kan legge til rette for tettere dialog og direkte inngrep med den lokale plattformledelsen.
For Gullfaks, the restructuring will mean that the chief safety delegates have a dedicated role vis-à-vis the installation in question.
For Gullfaks vil omleggingen medføre at hovedverneombudene får en dedikert rolle mot den enkelte installasjon.
“The issues that the safety delegates on Gullfaks have raised, in connection with the restructuring of the safety delegate service, will be dealt with in our continuing work on the field-specific change to a new arrangement.
Forholdene som en samlet vernetjeneste på Gullfaks har påpekt knyttet til omleggingen av vernetjenesten blir behandlet i det videre arbeidet med den feltspesifikke omleggingen til ny ordning.
We are ready to work closely with the chief safety delegates on Gullfaks,” says Michelsen.
Vi er innstilt på å jobbe tett sammen med hovedverneombudene på Gullfaks, sier Michelsen.
Sub-surface conditions
Undergrunnsforhold
Well integrity and other sub-surface matters have been on the agenda of the Gullfaks organisation since the well incident on Gullfaks C in May last year.
Brønnintegritet og andre forhold knyttet til undergrunn har preget dagsorden i Gullfaks organisasjonen siden brønnhendelsen på Gullfaks C i mai fjor.
The investigation revealed several areas that need to be tackled, among them well monitoring.
Granskingen avdekket av vi har flere områder å gripe tak i, blant annet overvåking av brønner.
This has resulted in our closing 20 wells on the field.
Det har medført at vi nå har stengt ned 20 brønner på feltet.
The wells are now being scrutinised in order to evaluate their integrity.
Brønnene blir nå gjennomgått i detalj for å evaluere integriteten.
If it should emerge that there is a fault in the barriers, we will implement remedial measures.
Dersom det viser seg at det er svikt i barrierene vil vi gjøre tiltak og reparere disse.
In addition, the pressure conditions in the Shetland formation and drilling of relief wells are areas where all our expertise has been applied in a thorough and extensive programme of work of late.
I tillegg til dette har også trykkforholdene i Shetlandformasjonen og boring av avlastningsbrønner vært tema hvor vår ekspertise på disse områdene har gjort et omfattende og grundig arbeid siste tiden.