natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Secondly, Statoil will utilise its superior gas position to deliver value in strong and growing markets.
For det andre benytter Statoil sin ledende gassposisjon til verdiskapning i et sterkt og voksende marked.
Thirdly, the company will leverage its leadership in complex offshore projects, and build material positions in 3-5 business clusters in addition to the NCS.
For det tredje utnytter selskapet sin posisjon innen komplekse offshore-prosjekter, og bygger viktige posisjoner i 3-5 områder internasjonalt.
Fourthly, it will continue to strengthen its resource base through leading exploration activities.
For det fjerde fortsetter selskapet å styrke sin ressursbase gjennom en letevirksomhet som allerede har gitt gode resultater.
Finally, the company will further enhance shareholder return through active portfolio management.
Endelig vil selskapet styrke verdiskapningen og avkastning til aksjonærene gjennom fortsatt aktiv porteføljeforvaltning.
A new industrial horizon in Norway
En ny industriell horisont i Norge
Statoil sees three long term business clusters on the NCS - the North Sea, the Norwegian Sea and the Barents Sea.
Norsk sokkel har tre langsiktige produksjonsområder – Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
The Skrugard discovery provides renewed optimism for the whole Barents region.
Skrugard-funnet gir fornyet optimisme for hele Barentshavet.
It also reaffirms the long term perspective of the NCS, where there is a set of opportunities based on current producing assets and access to new, promising areas.
Funnet bekrefter også det langsiktige perspektivet på norsk sokkel, som fortsatt gir en rekke muligheter fra produserende felt og gjennom tilgang til nye områder.
The delineation agreement between Norway and Russia, and statements from the Norwegian government on its intent to give access to new acreage, adds to a positive outlook for the Barents Sea.
Delelinjeavtalen mellom Norge og Russland og signaler fra norske myndigheter om rask tilgang til nye områder i Barentshavet forsterker de positive utsiktene.
The company will maximise the value of the North Sea through operational improvements, IOR measures and development of satellite fields.
Statoil vil maksimere verdien fra Nordsjøen gjennom driftsmessig forbedring, økt utvinningsgrad og utbygging av satellittfelt.
The development of new fields, such as Valemon, Gudrun and Dagny/Ermintrude represents a significant business opportunity.
Utbyggingen av nye felt, som Valemon, Gudrun og Dagny/Ermintrude, representerer betydelige forretningsmuligheter.
In the Norwegian Sea cluster, the company will fast track the projects in the pipeline, and is looking at further growth options, including opening of the resource rich areas of Nordland VI and VII.
I Norskehavet vil selskapet gjennomføre hurtigutbygginger og se på ytterligere vekstmuligheter, inkludert åpning av de ressursrike områdene i Nordland VI og VII.
Capturing value from gas
Verdskapning fra gass
Natural gas is emerging as the most plentiful, cost efficient and cleanest of fossil fuels.
Ressursgrunnlaget for naturgass er stort og gass er det mest kostnadseffektive og reneste av fossile brensler.
There is a particularly strong case for an increased use of gas in power generation.
Spesielt innen produksjon av elektrisitet fremstår gass som svært attraktiv.
Gas is cost competitive with coal, nuclear and renewables, which allows for even higher gas prices.
Gass er konkurransedyktig i forhold til kull, kjernekraft og fornybar energi, hvilket muliggjør høyere gasspriser fremover.
Growing demand for gas in Asia will also impact prices in Europe through export of LNG.
Økende etterspørsel etter gass i Asia vil også påvirke prisene i Europa gjennom salg av LNG.
Statoil is well positioned to take part in this expected growth in the gas markets.
Statoil er godt posisjonert for å ta del i den forventede veksten i gassmarkedene.
The positive outlook for gas, and the opportunities for enhanced value creation in the expanding markets worldwide, covers conventional as well as unconventional resources.
De positive prognosene for gass, og mulighetene for økt verdiskapning i voksende markeder globalt, omfatter konvensjonelle så vel som ukonvensjonelle ressurser.
Further information
kontaktpersoner
Hilde Merete Nafstad, senior vice president, investor relations Mobile: +47 957 83 911
Hilde Merete Nafstad, direktør, IR Mobil: +47 957 83 911
Jannik Lindbæk jr, vice president, media relations Mobile: +47 977 55 622
Jannik Lindbæk jr, informasjonsdirektør, media relations Mobil: +47 977 55 622
With premium positions on a revitalised Norwegian Continental Shelf (NCS) and a world class project portfolio, Statoil is positioned to deliver strong shareholder returns.
Med en ledende posisjon på en revitalisert norsk sokkel og en førsteklasses prosjektportefølje, er Statoil posisjonert for å levere god avkastning for selskapets aksjonærer.
With a premium project portfolio and strong commitment to leverage the company’s competitive strengths, we will continue our journey, says Helge Lund, president and CEO of Statoil.
Med en sterk prosjektportefølje og evne til å utnytte selskapets konkurransemessige fortrinn, vil vi videreføre utviklingen, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
- The industry has changed considerably since we listed the company.
- Olje- og gassindustrien har endret seg betydelig siden 2001.
Today we announce a strategy that reflects those changes and how we address them to the benefit of our shareholders, Lund adds.
I dag presenterer vi en strategi som svarer på disse endringene og viser hvordan vi møter dem til beste for selskapet og våre aksjonærer, tilføyer Lund.
Statoil grew production at a compound annual growth rate (CAGR) of 3% in the last decade, excluding the Hydro merger.
Statoils produksjon har hatt en årlig vekstrate (CAGR) på 3 % de siste ti årene, når Hydro-fusjonen holdes utenfor.
Production is expected to continue growing at the same rate over the next ten years, reaching a level of above 2.5 million barrels of oil equivalents (boe) per day in 2020.
Produksjonsveksten forventes å fortsette på samme nivå det neste tiåret og gi en produksjon på over 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020.
“This sale marks an important step in aligning ownership interests in the Halten Bank area,” says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway.
"Salget er et viktig skritt for å samordne eierstrukturen på Haltenbanken," sier konserndirektør Henrik Carlsen i Undersøkelse og produksjon Norge.
He adds that this realignment will ensure good commercial development and operation.
Han legger til at samordningen vil sikre en god forretningsutvikling og drift.
Reservoir pressure on Njord is falling and the field has entered tail-end production.
Reservoartrykket på Njord er fallende, og feltet er kommet i haleproduksjon.
By lowering the pressure on the first and second stage separators it will be possible to increase production from individual wells and maintain production in each for an extended period.
Ved å senke trykket på første og andre trinns separator vil man kunne øke produksjonen fra de enkelte brønnene og holde liv i hver enkelt brønn lengre.
Ivar Aasheim, head of NCS field development.
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
“Owing to the complexity of the Njord reservoir the recovery rate of proven resources is currently roughly 23%.
- På grunn av et komplisert reservoar på Njord er utvinningsgraden av påviste ressurser per i dag på ca 23 prosent.
The aim is to increase the recovery rate to 30%.
Målet er å øke utvinningsgraden til 30 prosent.
This type of measure is important with a view to maintaining production on the Norwegian continental shelf (NCS),” states Ivar Aasheim, head of NCS field development.
Denne type tiltak er viktig for å opprettholde produksjonen på norsk sokkel, framholder Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
There is currently a great deal of activity in the Njord area.
Det er høy aktivitet i området rundt Njord.
The Njord northwest flank project six kilometres northwest of the Njord platform is now being carried out.
Njord Nordvestflanken-prosjektet er under gjennomføring.
It consists of two new long-distance wells drilled directly from Njord and tied back to the platform.
Denne utbyggingen, seks kilometer nordvest for Njord-plattformen, består av to nye langtrekkende brønner som bores direkte fra Njord og kobles til plattformen.
Several wells will be drilled in coming years.
Flere brønner vil bli boret de kommende årene.
In addition, Hyme fast-track is being processed via Njord.
I tillegg skal Hyme hurtigutbygging (fast-track) prosesseres via Njord.
“In combination with the low-pressure production project these measures will prolong the lifetime of Njord until 2020,” explains Njord production head Arve Rennemo.
- Sammen med lavtrykksproduksjonsprosjektet vil disse tiltakene forlenge levetiden for Njord fram til 2020, forteller Arve Rennemo, produksjonsdirektør for Njord.
The low-pressure production project on Njord will boost volumes by roughly 18.5 million barrels of oil equivalents alone and extend the field’s working life by two to three years.
Prosjektet for lavtrykksproduksjon på Njord alene øker volumene med ca 18,5 millioner fat oljeekvivalenter og forlenger levetiden med to til tre år.
Investments in low-pressure production amount to roughly NOK 500 million.
Investeringene i lavtrykksproduksjon beløper seg til om lag 500 millioner kroner.
The contracts for Njord low-pressure production modification and the Hyme topside has been awarded to Reinertsen.
Modifikasjonskontrakt for Njord lavtrykksproduksjon og Hyme topside er tildelt selskapet Reinertsen.
The contract for compressor procurement and installation was awarded in March of this year to GE Oil & Gas.
Kontrakt på anskaffelse og installasjon av kompressor til Njord lavtrykksproduksjon ble tildelt i mars i år til GE Oil&Gas.
Project execution will take place in the autumn of 2012 and the start-up of low pressure production on Njord is scheduled for the fourth quarter of 2012.
Prosjektgjennomføringen skjer høsten 2012, og oppstart av lavtrykkproduksjon på Njord er berammet til fjerde kvartal 2012.
The champagne bottle splashed “holy” water from the Ol spring over bright yellow steel when it was broken during the traditional naming ceremony at the yard.
Champagneflasken knuser og spruter ”hellig” vann fra Olskjelda over knallgult stål.
Performing this deed was Jørgen Suul, a Kværner Verdal employee who had proposed the name Idun for the structure.
Gudfaren er han som foreslo navnet Idunn: Jørgen Suul, ansatt ved Kværner Verdal.
“Today’s ceremony marks an important milestone on the way to starting production in 2014,” says Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil.
- Dåpen i dag er en viktig milepæl på veien mot produksjonsstart i 2014, sier Anders Opedal, direktør for Prosjekter i Statoil.
Discovered in 1974, Gudrun has had to wait for 40 years before being converted from find to producing field.
Gudrun ble funnet i 1974, først førti år seinere blir funnet til felt.
“We’ve take a long time to understand this reservoir, which is complex and demanding,” explains Jan Einar Malmin, Statoil’s venture manager for the field.
- Vi har brukt lang tid på å forstå reservoaret på Gudrun, det er komplekst og krevende, sier Jan Einar Malmin, Statoils direktør for Gudrun.
With high pressure and temperature, the formation still hides secrets.
Gudrun har høyt trykk og høy temperatur, og reservoaret skjuler fortsatt hemmeligheter.
Its name can actually mean “hidden knowledge” in Old Norse.
Faktisk betyr navnet Gudrun ”skjult kunnskap”.
The plan for development and operation (PDO) estimates recoverable reserves at 132 million barrels of oil equivalent – but this figure is by no means set in stone.
I plan for utbygging og drift anslår Statoil at utvinnbare reserver er på 132 millioner fat oljeekvivalenter.
New technology, greater knowledge of the area and re-use of existing offshore infrastructure have finally made it possible for Statoil and partner GDF Suez to develop the field.
Ny teknologi, ny kunnskap om området og gjenbruk av eksisterende infrastruktur gjør at feltet nå endelig bygges ut av Statoil og partner GDF Suez.
“Cost efficiency and secure development are goals for all our whole portfolio,” says Opedal.
- Kostnadseffektive og sikre utbygginger er et mål for hele vår portefølje, sier Opedal.
“With our strong focus on costs and time, good planning and ownership of these plans are crucial.”
Vi har sterkt fokus på kostnader og tid, da er god planlegging og eierskap til planene helt vesentlig.
That’s now been done, and the structure will soon be towed out to the field.”
Nå er det døpt og skal snart seiles ut til feltet, sier Opedal.
Terje Masdal, project manager for the Gudrun facility, praised the yard for delivering the jacket on time despite delays in delivering materials along the way.
Terje Masdal, Statoils prosjektleder for Gudrun-anlegget, berømmet verftet for å ha levert understellet i tide, til tross for forsinkede materialleveranser underveis.
(Photo: Eva Sleire)
(Foto: Eva Sleire)
Gudrun lies north of the Sleipner fields in the North Sea and was discovered in 1974.
Gudrun ligger nord for Sleipner-feltene i Nordsjøen og ble funnet i 1974.
It is due to come on stream in the first quarter of 2014.
Produksjonen på feltet skal etter planen starte 1. kvartal 2014.
This installation will have a plant for separating oil, gas and water before the hydrocarbons are sent in a separate pipeline to Sleipner East.
Plattformen får anlegg for separasjon av olje, gass og vann før hydrokarbonene sendes i separate rør til Sleipner.
Licensees: Statoil 75%, GDF Suez E&P Norge 25%.
Partnere: Statoil 75 prosent (operatør), GDF Suez 25 prosent.
Gudrun in brief
Gudrun-feltet
The steel jacket for the Gudrun platform was named at Kværner Verdal on 22 June.
Understellet til Gudrun-plattformen ble døpt ved Kværner Verdal 22. juni.
Jannicke Nilsson, Statoil’s location manager in Bergen.
Jannicke Nilsson, Statoils plassjef i Bergen.
“Our goal is to establish a joint workplace where we ensure optimal cooperation and knowledge sharing, so that our core activities are well equipped to further develop Statoil in the region.
- Vårt mål er å etablere en felles arbeidsplass hvor vi sikrer optimal kunnskapsdeling og samhandling, slik at kjernevirksomheten er godt rustet for utvikling av Statoil i regionen.
The new building will encompass all aspects of our business, and we can hardly wait until it is finished,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s location manager in Bergen.
Det nye bygget tar inn i seg alle aspekter i våre aktiviteter, og vi gleder oss skikkelig til det står ferdig, sier Jannicke Nilsson, Statoils plassjef i Bergen.
Around 60% of Statoil’s activities on the Norwegian continental shelf are operated from Bergen, in addition to a significant amount of research work.
Fra Bergen opereres rundt 60 prosent av Statoils virksomhet på norsk sokkel, samtidig som det foregår en betydelig forskningsvirksomhet.
New Sandsli When the project is complete in 2014, Sandsliveien will have a whole new look.
Et nytt Sandsli Når prosjektet er ferdig i 2014, vil Sandsliveien framstå ganske annerledes enn i dag.
In addition to the office building, the project will include construction of a new shared reception area and canteen, a new parking garage, new exercise facilities and a new outdoor area.
I tillegg til kontorbygget, vil det bygges et nytt felles resepsjonsområde og kantine, ny garasje, nye treningsfasiliteter og et nytt utendørs oppholdsområde.
A total of 55,000 square metres of new area will be built during the next three years.
Totalt vil det bygges 55 000 kvadratmeter nytt areal i løpet av de neste tre årene.
“This is an important milestone for Statoil, and we look forward to working with Skanska on this project.
- Dette er en viktig milepæl for Statoil, og vi ser fram til å jobbe sammen med Skanska på dette prosjektet.
For us, HSE and high-quality work will top the agenda,” says Statoil’s asset owner in Global Business Services, Svein Harald Storli.
For oss vil fokus på HMS og kvalitet i arbeidet være øverst på agendaen, sier prosjekteier i Global Business Services i Statoil, Svein Harald Storli.
Better infrastructure
Bedrer infrastruktur
Svein Harald Storli, Statoil’s asset owner in Global Business Services.
Svein Harald Storli, prosjekteier i Global Business Services i Statoil.
The infrastructure in the area will also be upgraded with measures including a walkway between Sandslihaugen and Sandsliveien, as well as a new roundabout and entrance to Sandsliveien.
Blant annet skal det bygges en gangbro mellom Sandslihaugen og Sandsliveien, samt en ny rundkjøring og innkjørsel til Sandsliveien.
Skanska was also awarded these activities under a separate contract.
Disse aktivitetene er blitt tildelt i en separat kontrakt.
A dedicated user project has also been established to ensure that the new office building will accommodate the needs of the organisation,” says Storli.
Det er også etablert et eget brukerprosjekt som skal sørge for at det nye kontorbygget bygges i henhold til de behov organisasjonen har, understreker Storli.
Sandsliveien in 2014.
Sandsliveien i 2014.
The UK Energy Minister, Charles Hendry MP, visited the new gas storage facility today to mark its official opening.
Storbritannias energiminister Charles Hendry var til stede i Aldbrough for å markere den offisielle åpningen av anlegget.
Six of the nine caverns at Aldbrough are already storing gas.
Gass er allerede lagret i seks av de ni saltkavernene i Aldbrough.
All three of the remaining caverns should be ready for operation by the summer of 2012.
Alle de tre gjenværende kavernene skal være klare for drift innen sommeren 2012.
When fully commissioned, Aldbrough will ultimately have the capacity to store around 330mcm (million cubic metres) of gas.
Når hele anlegget i Aldbrough står ferdig, vil det ha lagerkapasitet til rundt 330 millioner kubikkmeter gass.
It will have the capacity to deliver gas to the National Transmission System at a rate of up to 40mcm per day, equivalent to the average daily consumption of eight million homes, and the ability to have up to 30mcm of gas per day injected.
Det vil kunne levere inntil 40 millioner kubikkmeter gass per dag til National Transmission System (TNS), tilsvarende det daglige forbruket til åtte millioner hjem, og motta inntil 30 millioner kubikkmeter gass per dag.
The companies’ total investment in the development and construction of Aldbrough is expected to be around GBP 435 million.
Selskapenes samlede investeringer i utvikling og bygging av anlegget ventes å ligge på rundt 435 millioner britiske pund.
The companies have the consent to extend the Aldbrough development, but concluded during 2010 that an investment decision on the extension should be deferred while the UK government develops its gas security policy.
Selskapene har tillatelse til å utvide Aldbrough-utbyggingen, men konkluderte i løpet av 2010 med at investeringsbeslutningen om utvidelse bør utsettes mens britiske myndigheter utarbeider sin politikk om gassikkerhet.
SSE already owns and operates a 325-mcm gas storage facility at Hornsea, 18 kilometres from the Aldbrough site.
SSE eier og driver allerede et gasslagringsanlegg med en kapasitet på 325 millioner kubikkmeter gass i Hornsea, som ligger 18 kilometer fra anlegget i Aldbrough.
“This project is a fantastic example of how close co-operation with our neighbours can bring real benefits.
Dette prosjektet er et fantastisk eksempel på hvordan vi oppnår fordeler i samarbeid med våre naboer.
The facility and workforce here in Aldbrough will make a vital contribution to the UK’s energy security.”
Anlegget og arbeidsstyrken her i Aldbrough vil ha stor betydning for energisikkerheten i Storbritannia.
Ministers and officials are naturally keen to make sure that the UK’s gas supplies can withstand unusual infrastructure, political or weather events and have seen for themselves the benefits that a new facility like Aldbrough can bring.”
Ministrene er naturligvis ivrige etter å sikre at gassforsyningen i Storbritannia kan tåle uvanlige hendelser knyttet til infrastruktur, politikk eller værforhold, og har sett selv fordelene ved et anlegg som dette.
Not only are we the largest supplier of natural gas to the UK, but we are actively investing to ensure that the security of supply is maintained and the demand for flexibility is managed.
Vi er ikke bare den største leverandøren av naturgass til Storbritannia, men vi investerer aktivt for å opprettholde en sikker forsyning og håndtere behovet for fleksibilitet.
The UK needs to ensure that it can access reliable and flexible sources of gas for decades to come in order to efficiently meet its climate commitments.
Storbritannia må være sikre på at de har tilgang til pålitelige og fleksible gassforsyningskilder i flere tiår framover for å kunne møte sine klimaforpliktelser på en effektiv måte.
The Aldbrough gas storage facility is an important piece of the energy puzzle for Statoil, SSE and the UK.”
Gasslagringsanlegget i Aldbrough er en viktig brikke i energipuslespillet til Statoil, SSE og Storbritannia.
Picture from the official opening in Aldbrough JPG 1 MB
Bilde fra den offisielle åpningen av gasslageret i Aldbrough JPG 1 MB
Kjetil Johnsen (left), managing director of Statoil UK, Charles Hendry, UK Energy Minister, and Alistair Phillips-Davies, generation and supply director of SSE, at the official opening in Aldbrough.
Fra venstre: Kjetil Johnsen, administrerende direktør i Statoil UK, Storbritannias energiminister Charles Hendry og Alistair Phillips-Davies, direktør for kraftproduksjon og -forsyning i SSE.
Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for NCS field development
Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel
”The approval of Hyme in record time shows that fast-track developments now are accepted as an important approach to infrastructure-led discoveries on the Norwegian continental shelf (NCS).
- At Hyme er godkjent på rekordtid viser at hurtigutbygginger nå er akseptert som viktig for økt oljeutvinning fra områder nær etablerte felt på norsk sokkel.
By reducing the time from discovery to first oil by means of standardised solutions, we make small-size discoveries profitable,” says Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for NCS field development.
Ved å korte ned tiden fra funn til produksjon med bruk av standardløsninger, gjør vi mindre funn lønnsomme, sier Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Discovered in June 2009, the Hyme field is located 19 kilometres north-east of the Njord field on the Halten Terrace.
Hyme-feltet ble funnet i juni 2009 og ligger 19 kilometer nordøst for Njord-feltet på Haltenbanken.
The development calls for a production well and a water injection well through a subsea template with four well slots.
Det skal bygges ut med en produksjonsbrønn og en vanninjeksjonsbrønn via en havbunnsramme med fire brønnslisser.
The field will be tied in to existing infrastructure on the Njord A platform, which has idle processing capacity.
Feltet skal kobles til eksisterende infrastruktur på Njord A-plattformen, som har ledig prosesseringskapasitet.
Location: The Halten Terrace in the Norwegian Sea, 19 kilometres north-east of Njord
Beliggenhet: Haltenbanken i Norskehavet, 19 km øst for Njord
Recoverable volumes: 24 million barrels of oil equivalent
Utvinnbare volumer: 24 mboe
Investments: NOK 4.5 billion (current value)
Investeringer: 4,5 mrd NOK løpende
Production start: Scheduled for the first quarter of 2013
Produksjonsstart: Planlagt til første kvartal 2013
Partners: Statoil (operator) 35%, Petoro 7.5%, GDF SUEZ E&P Norge AS 20%, E.ON Ruhrgas Norge AS 17.5%, VNG Norge AS 2.5% and Norwegian Energy Company ASA 17.5%.
Partnere: Statoil (operatør) (35 prosent), Petoro (7,5), GDF SUEZ E&P Norge AS (20), E.ON Ruhrgas Norge AS (17,5), VNG Norge AS (2,5) og Norwegian Energy Company ASA (17,5).
The approval was given the same day as Norwegian petroleum and energy minister Ola Borten Moe presented the main elements of the Norwegian government’s petroleum report.
Godkjenningen skjedde samme dag som olje- og energiminister Ola Borten Moe kunne presentere hovedpunktene i Regjeringens petroleumsmelding.