natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“It’s been a long process, but I’d praise everyone involved for their commitment to finding a good integrated solution.”
Det har vært en lang prosess, men jeg vil berømme de involverte for vilje til å finne en god helhetlig løsning, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge i Statoil.
Plans call for Gudrun to be developed with a platform for partial processing and export of the field’s oil and gas.
Gudrun-feltet er planlagt bygget ut med en plattform for delvis behandling og transport av olje og gass.
Worth about NOK 450 million, this job has been awarded after an international tendering process based on technical and commercial criteria.
Det er lagt tekniske og kommersielle kriterier til grunn for tildelingen av kontrakten som har en verdi på om lag 450 millioner kroner.
The work will primarily be done in Aker Verdal.
Arbeidene skal i hovedsak skje ved Aker Verdal.
Other major assignments to be awarded include:
Øvrige større kontrakter omfatter:
construction of the topsides with processing facilities
bygging av dekk med prosessanlegg
living quarters
boligkvarter
modification work on Sleipner A
modifikasjonsarbeider på Sleipner A-plattformen
heavy lifting and installation
tungløft og installasjon
pipeline fabrication and laying
fabrikasjon og installasjon av rørledninger
drilling.
boring
Invitations to tender will be issued in the near future, with the contracts due to be awarded at a later date.
Anbudsinvitasjon blir sendt ut om kort tid og kontraktene vil bli tildelt på et senere tidspunkt.
Basis for further development
Åpner for flere utbygginger
“Gudrun was originally discovered in 1974,” Michelsen notes.
– Gudrun ble første gang påvist i 1974.
And the platform and transport solution adopted here provides a good basis for developing other oil and gas fields in the area,” says Michelsen.
Plattform- og transportløsningen på Gudrun skaper et godt grunnlag for utbygging av flere olje- og gassfelt i dette området, sier Øystein Michelsen.
Gudrun in brief
Fakta om Gudrun
North Sea oil and gas field in production licence 025, about 55 kilometres north of the Sleipner installations
Olje- og gassfelt midt i Nordsjøen i lisensområde PL025, om lag 55 kilometer nord for Sleiper-installasjonene
Licensees in PL 025: Statoil (operator) 46.8%, Marathon Petroleum 28.2% and GdF Suez 25%
Rettighetshavere i PL 025: Statoil, operatør (46,8 prosent), Marathon Petroleum (28,2 prosent) og GdF Suez (25 prosent)
The field is being developed with a steel production platform
Feltet bygges ut med produksjonsplattform med stålunderstell
Equipped for partial stabilisation of oil and gas
Prosessanlegg for delvis stabilisering av olje og gass
Living quarters with 40 cabins
Boligkvarter med 40 lugarer
Transport of oil and gas to Sleipner A
Transport av olje og gass til Sleipner A-plattformen
Power supplied by cable from Sleipner East
Strømforsyning gjennom kabel fra Sleipner
The development plan has a total price tag of about NOK 21 billion
Planen har en samlet investeringsramme på om lag 21 milliarder kroner
Oil and gas will be produced from a Jurassic reservoir
Olje og gass produseres fra reservoar av jura alder
The reservoir lies in 4,200-4,700 metres of water, and has a pressure of up to 820 bar
Trykket i reservoaret er opp til 820 bar.
The platform will have 16 well slots.
Plattformen har 16 brønnslisser.
Plans call for seven production wells.
Det skal bores 7 produksjonsbrønner.
The other slots can be used for additional drilling to boost recovery from Gudrun or for wells from other fields.
Øvrige slisser kan benyttes til ytterligere brønner for å øke produksjon fra Gudrun eller brønner fra andre felt
Production is scheduled to begin in 2014.
Planlagt produksjonsstart i 2014
“The decision marks an important milestone in the continued development of this part of the Norwegian continental shelf,” says Øystein Michelsen.
– Dette er en viktig milepæl i arbeidet for å videreutvikle denne delen av Nordsjøen.
“I’m very pleased that we now can submit an integrated plan supported by all the partners in the Gudrun licence,” says Øystein Michelsen, executive vice president of Exploration & Production Norway.
– Jeg er svært glad for at vi endelig kan levere inn en helhetlig plan på vegne av hele partnerskapet i Gudrun-lisensen, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
New North Sea platform
Ny nordsjøplattform
Plans call for Gudrun to be developed with a traditional steel platform standing on the seabed.
Gudrun planlegges utbygget med en plattform stående på havbunnen med en tradisjonell stålstruktur.
The platform will have capacity for partial processing of oil and gas, before the hydrocarbons are piped to Sleipner.
Plattformen får kapasitet for delvis behandling av olje og gass, før hydrokarbonene sendes i rør til Sleipner.
High reservoir pressure and temperature call for special technology.
Reservoaret har høyt trykk og høy temperatur
“Based on our experience from similar conditions, especially on the Kvitebjørn and Kristin fields, we can develop Gudrun with tested technology,” underlines Michelsen.
– Erfaringene fra lignende forhold, særlig på Kvitebjørn- og Kristin-feltene, gjør at vi kan bygge ut Gudrun med utprøvd teknologi, understreker Michelsen.
Major contract to Aker
Stor kontrakt til Aker
“Gudrun will form a good basis for developing other oil and gas fields in the area,” says Michelsen.
– Gudrun vil skape et godt grunnlag for utbygging av flere olje- og gassfelt i dette området, sier konserndirektøren.
Investment in field installations, pipelines and drilling of production wells will total nearly NOK 21 billion (nominal).
Samlede investeringer for installasjonene på feltet, rørledninger og boring av produksjonsbrønner er nesten 21 milliarder kroner (løpende).
A contract for engineering, procurement and construction (EPC) of the steel jacket has been awarded to Aker Solutions.
Kontrakt for ingeniørarbeider, innkjøp og fabrikasjon (EPC) av plattformunderstellet er tildelt Aker Solutions.
Invitations to tender for the other major contracts will be issued in the near future.
Anbudsinvitasjon for øvrige store kontrakter blir sendt ut om kort tid.
North Sea oil and gas field in production licence 025, about 55 kilometres north of the Sleiper installations
Olje- og gassfelt midt i Nordsjøen i lisensområde PL025, om lag 55 kilometer nord for Sleiper-installasjonene
Power is supplied to the platform by cable from Sleipner
Plattformen forsynes med strøm gjennom kabel fra Sleipner
Production is scheduled to start in 2014
Planlagt produksjonsstart i 2014
Licensees: Statoil, operator (46.8%), Marathon Petroleum (28.2%) and GdF Suez (25%)
Rettighetshavere: Statoil, operatør (46,8 prosent), Marathon Petroleum (28,2) og GdF Suez (25)
Illustration of the Gudrun platform PDF 58 kB
Illustrasjon av Gudrun-plattformen PDF 58 kB
Photo: Gudrun plan submitted to the authorities JPG 1 MB
Bilde til nedlasting: Gudrun-plan levert til myndighetene JPG 1 MB
Tor Madsen (left), head of the Gudrun steering committee, and Einar Erfjord, project manager for Gudrun, submitted this morning the plan for development and production of the field to State Secretary Robin Martin Kåss of the Ministry of Petroleum and Energy.
Tor Madsen (t.v.), leder for Gudruns styringskomité og Einar Erfjord, prosjektleder for Gudrun, overleverte i formiddag planen for utbygging og drift av feltet til statssekretær Robin Martin Kåss i Olje- og energidepartementet.
“Together with the other discoveries on Tampen in 2009 – such as Vigdis Nordøst, Pan/Pandora and Titan – the Lower Lunde find will help maintain production from the major fields in the area during coming years,” says Nicholas Ashton, who is head of infrastructure-led exploration in the Tampen area.
– Sammen med andre funn på Tampen gjort i 2009, som Vigdis Nordøst, Pan/Pandora og Titan, er Lower Lunde-funnet et bidrag til å opprettholde produksjonen fra de store feltene i området i årene fremover, sier Nicholas Ashton som er letesjef for feltnær leting i Tampen-området.
The Snorre Unit licensees will consider tying in production from the find to Snorre.
Rettighetshaverne i Snorre Unit vil vurdere å produsere funnet mot Snorre-feltet.
Well 34/4-2 A was drilled by the Ocean Vanguard rig, which will now proceed to production licence PL128 in the Norwegian Sea to drill the Fossekall prospect et on exploration well 6608/10-14 S, where Statoil is operator.
Brønn 34/4-12 A ble boret av boreriggen Ocean Vanguard, som nå skal til utvinningstillatelse PL128 i Norskehavet for å bore prospektet Fossekall på undersøkelsesbrønn 6608/10-14 S, der Statoil er operatør.
Partners: Statoil (operator) (33.3%), Petoro AS (30.0%), ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (11.6%), Idemitsu Petroleum Norge AS (9.6%), RWE Dea Norge AS (8.3%), Total E&P Norge AS (6.2%) and Hess Norge AS (1.0%).
Partnere: Statoil (operatør) (33,3 prosent), Petoro AS (30,0), ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (11,6), Idemitsu Petroleum Norge AS (9,6), RWE Dea Norge AS (8,3), Total E&P Norge AS (6,2) og Hess Norge AS (1,0).
Ocean depth in area: 382 metres
Havdyp i området: 382 meter
Total well depth: 2652 metres
Totalt dyp for brønnen: 2652 meter
The purpose of the Statoil-operated well was to prove petroleum in the Upper Triassic reservoir rocks that belong to the lower parts of the Lunde formation.
Hensikten med den Statoil-opererte undersøkelsesbrønnen var å påvise petroleum i øvre Trias reservoarbergarter tilhørende nedre deler av Lunde-formasjonen.
The find has been named Lower Lunde, and its size has been estimated to be between 6 and 19 million barrels of oil equivalents.
Funnet har fått navnet Lower Lunde, og størrelsen er anslått til å være mellom 6 og 19 millioner fat oljeekvivalenter.
The well formations are of good reservoir quality.
Bergartene i brønnen var av god reservoarkvalitet.
The well was not formation tested, though samples were taken and data collected.
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er tatt prøver og samlet inn data.
Lindbæk comes to Statoil from his present position as senior vice president Corporate Communication in Aker Solutions.
Lindbæk kommer til Statoil fra sin nåværende stilling som kommunikasjonsdirektør i Aker Solutions.
Lindbæk is an experienced communications professional with a broad background.
Lindbæk har bred erfaring fra ulike kommunikasjonsstillinger.
He has previously served as partner and consultant in leading Norwegian consultancy agencies and as communications director for Microsoft Norway.
Han har bakgrunn som partner og rådgiver i ledende norske konsulentselskaper innen kommunikasjon og som kommunikasjonsdirektør i Microsoft Norge.
Prior to this Lindbæk served as adviser and secretary to the board at GIEK - the Norwegian governmental institute for export credit guarantees and insurance.
Tidligere har Lindbæk arbeidet som rådgiver og styresekretær i Garantiinstituttet for eksportkreditt (GIEK).
Jannik Lindbæk holds a cand. polit. degree in Comparative Politics from the University of Bergen and a Master of Science from London School of Economics.
Jannik Lindbæk er cand polit i sammenlignende politikk fra Universitetet i Bergen, og Master of Science fra London School of Economics.
Jannik Lindbæk
Jannik Lindbæk
Statoil’s US subsidiary Statoil Natural Gas (SNG) has concluded transportation agreements with Tennessee Gas Pipeline (a subsidiary of El Paso Corp), and Texas Eastern Transmission (a subsidiary of Spectra Energy Corp), ensuring Statoil the right to transport up to 2 billion cubic metres (bcm) per year/200 000 mcf/day directly from the Northern Marcellus production area to New York City and the surrounding areas.
Statoils amerikanske datterselskap, Statoil Natural Gas (SNG), har inngått transportavtaler med Tennessee Gas Pipeline (et datterselskap av El Paso Corp), og Texas Eastern Transmission (et datterselskap av Spectra Energy Corp), som sikrer Statoil retten til å transportere inntil 2 milliarder kubikkmeter (bcm) per år/200 000 mcf/dag direkte fra den nordlige delen av Marcellus produksjonsområde til New York City og områdene rundt.
“This is an important breakthrough for Statoil’s gas marketing position in the US,” said executive vice president for Natural Gas, Rune Bjørnson.
– Dette er et viktig gjennombrudd for Statoils markedsposisjon for gass i USA, sier konserndirektør for Naturgass, Rune Bjørnson.
Rune Bjørnson, executive vice president for Natural Gas
Rune Bjørnson, konserndirektør for Naturgass
“These agreements secure access to some of the main pipeline systems for gas in the New York City area and thereby help maximize the value of our gas produced in the Marcellus shale.
– Disse avtalene gir adgang til sentrale rørledningssystemer for gass til New York City-området og er dermed et viktig bidrag for å sikre høyest mulig verdi på gassen vi produserer i Marcellus skifergassområde.
We expect that this will create attractive sales opportunities in New York City, New Jersey and surrounding areas in what is regarded the most attractive gas market in the US,” Bjørnson added.
Vi forventer at dette vil skape gode salgsmuligheter i New York City, New Jersey og områdene rundt, i det som anses som det mest attraktive gassmarkedet i USA, tilføyer Bjørnson.
Hilde Nafstad, heading up SNG, said: “The Manhattan area of New York City is in our view a particularly interesting market with strong underlying gas demand growth due to its large and growing population, commercial growth and the environmental benefits due to increased fuel switching from heavy oil.”
– Manhattan-området i New York City er etter vår mening et spesielt interessant marked, med en sterk underliggende vekst i etterspørselen etter gass på grunn av en stor og voksende befolkning, kommersielle vekst og miljøfordelene ved skifte fra tungolje til gass.
The transportation capacity contracts are expected to commence in November 2013 after an anticipated project permitting and construction period.
Kontraktene knyttet til transportkapasiteten forventes å starte i november 2013 etter en forventet prosjektgodkjenning og en byggeperiode.
Consolidated Edison is a local distribution company serving over one million customers in New York City.
Consolidated Edison er et lokalt distribusjonsselskap som betjener over en million kunder i New York City.
Statoil acquired a 32.5% interest in Chesapeake’s Marcellus shale gas acreage in November 2008.
Statoil kjøpte en andel på 32,5 % i Chesapeakes skifergassområde Marcellus i november 2008.
Statoil’s equity production from the Marcellus shale gas play is expected to increase to at least 50,000 boepd in 2012 (approx. 3 bcm) and at least 200,000 boepd (approx. 10 bcm) after 2020.
Statoils egenproduksjon av skifergass i Marcellus-formasjonen ventes å øke til minst 50.000 fat oljeekvivalenter per dag (foe/dag) i 2012, og minst 200.000 foe/dag etter 2020.
+47 481 259 78
+47 481 259 78
The transportation agreements secure access to some of the main pipeline systems for gas in the New York City area.
Transportavtalene gir adgang til sentrale rørledningssystemer for gass til New York City-området.
But Mr Hope nevertheless believes that a discussion of traffic around platforms with the authorities would be appropriate.
Hope mener likevel at det bør være på sin plass å diskutere trafikken rundt plattformene med myndighetene.
Two Scottish trawlers were observed heading for Statoil’s unstaffed Sleipner B platform in the North Sea during the morning of 8 January.
To fiskebåter ble i morgentimene 8. januar observert med kurs mot den ubemannede Statoil-opererte Sleipner B-plattformen i Nordsjøen.
15/1-10
15/1-10
147,11
147,11
15/2-10
15/2-10
128,88
128,88
3647
3647
Number of acquired shares and new total share holding are listed in the table below.
Antall kjøpte aksjer og ny beholdning framgår av tabellen nedenfor.
”Kårstø has shown a strong commitment and a systematic approach to the HSE challenges for many years,” said chief executive Helge Lund when he presented the award at the corporate summit today, 3 March.
– Kårstø har vist en sterk forpliktelse og systematisk tilnærming til HMS-utfordringene gjennom mange år, sa konsernsjef Helge Lund da han delte ut prisen under Corporate Summit i dag, 3. mars.
Kårstø wins the award for their project on simultaneous development and operation.
Kårstø vinner prisen for prosjektet «samtidig utbygging og drift».
Through many years a large workforce has been involved in improving the robustness of the plant.
Gjennom flere år har en stor arbeidsstyrke jobbet med å robustgjøre anlegget ytterligere.
The effort has involved a number of critical activities at the processing plant, in parallel with regular operation.
Arbeidet har omfattet en rekke kritiske aktiviteter i prosessanlegget, parallelt med den normal driften.
Still, the organisation has achieved excellent HSE results.
Likevel har organisasjonen oppnådd svært gode HMS-resultater.
Safe work and deliveries
Både jobbet og levert sikkert
“Through good planning Kårstø has improved their understanding of risk across the whole organisation, and thereby identified any risk before it occurred,” said Lund.
– Gjennom god planlegging har Kårstø forbedret risikoforståelsen på tvers av hele organisasjonen, og med dette identifisert risiko før den oppsto.
“They have worked systematically with partners and suppliers to involve them in their HSE effort.”
De har arbeidet systematisk med partnere og leverandører for å involvere dem i HMS-arbeidet, sa Lund.
During high project activities in connection with the plant upgrade the Kårstø gas hub has carried out safe operations with high regularity.
Samtidig med høy prosjektaktivitet i oppgradering av anlegget har gassknutepunktet Kårstø operert sikkert og med høy regularitet.
The processing plant at Kårstø has been in operation since 1985 and is a complex plant with six process trains and a large operating staff.
Prosessanlegget på Kårstø har vært i drift siden 1985 og er et komplisert anlegg med seks prosesstog og et stort antall personer som drifter anlegget.
Local initiatives important
Viktig med lokale initiativ
There were a total of 80 nominees to the HSE award, an increase from 60 nominees last year.
Totalt var det 80 nominasjoner til HMS-prisen, en økning fra 60 nominasjon i fjor.
Six of them were nominated as finalists and visited by the HSE award committee.
Blant nominasjonene ble seks finalister plukket ut og besøkt av HMS-pris komiten.
Head of HSE in Statoil Gunnar Brevik presented the six finalists to the participants at the corporate summit and emphasised that all the finalists should feel like winners.
HMS-direktør i Statoil, Gunnar Brevik, presenterte de seks utvalgte for deltagerne på Corporate Summit, og understreket at alle finalistene burde føle seg som vinnere.
“The finalists represent a wide range of our HSE work and underline the importance of local initiatives for improved HSE efforts,” said Helge Lund.
– Finalistene representerer et bredt spekter av vårt HMS-arbeid og understreker viktigheten av lokale initiativ for bedre HMS-prestasjoner, sa Helge Lund.
Chief executive Helge Lund (from left) together with Ståle Nordal, construction manager for the Kårstø Expansion Project, Leif Heiberg, manager at Kårstø, Gunnar Breivik, Statoil’s head of HSE and Kjetil Ohm, head of processing and transportation in Natural Gas.
Fra venstre: konsernsjef Helge Lund, byggesjef for Kårstø Expansion Project, Ståle Nordal, områdesjef på Kårstø, Leif Heiberg, HMS-direktør i Statoil, Gunnar Breivik og direktør for prosessering og transportering i Naturgass, Kjetil Ohm.
Manager at Kårstø Leif Heiberg (left) and construction manager for the Kårstø Expansion Project Ståle Nordal, shouted with joy from the stage in Stavanger Forum when they received the company’s highest HSE reward.
Områdesjef på Kårstø Leif Heiberg (t.v.) og Ståle Nordal, byggesjef for Kårstø Expansion Project, jublet fra scenen i Stavanger Forum da de fikk selskapets øverste HMS-utmerkelse.
On 15 January Stavanger district court passed a judgement in the case between the State, represented by the Ministry of Petroleum and Energy, and Statoil ASA.
Stavanger tingrett avsa den 15. januar dom i saken mellom staten v/Olje- og energidepartementet og Statoil ASA.
The State was awarded a NOK 378 million post-tax judgment, plus a penalty interest from 24 January 2002.
Staten ble i dommen tilkjent et beløp på 378 millioner kroner etter skatt, samt forsinkelsesrenter fra 24. januar 2002.
Under the settlement the amount is increased to NOK 500 million after tax, and the total pre-tax amount of interest is fixed at NOK 375 million, corresponding to NOK 270 million after tax.
Forliket innebærer at beløpet økes til 500 millioner kroner etter skatt, samt at det samlede rentebeløpet fastsettes til 375 millioner kroner før skatt, tilsvarende 270 millioner etter skatt.
The interest represents an effective interest rate which is slightly lower than the penalty interest.
Rentebeløpet representerer en effektiv rentesats som er noe lavere enn forsinkelsesrente.
Under the settlement both parties waive their rights to appeal Stavanger district court's judgment.
Forliket innebærer at begge parter avstår fra å anke Stavanger tingretts dom.
Any renewed processing of the case in the court of appeal would have involved the use of extensive personnel-related and financial resources for both parties, and an uncertain final result.
En eventuell fornyet behandling i lagmannsretten som følge av en anke ville for begge parter medført bruk av omfattende ressurser så vel personellmessig som økonomisk, og med et usikkert endelig utfall.
Statoil is pleased that this case has now been finally solved.
Statoil er tilfreds med at saken nå har funnet sin endelige løsning.
The Kårstø processing plant north of Stavanger.
Kårstø prosessanlegg.
The official signing of the Chirag Oil Project sanction resolution took place in Azerbaijan’s capital city Baku.
Den offisielle godkjenningen av oljeprosjektet Chirag fant sted på en seremoni i hovedstaden Baku.
Statoil holds an 8.6% share in ACG, Operator BP has a 34.1% stake, followed by Chevron at 10.2%, Azeri state owned SOCAR with 10%, INPEX with 10%, ExxonMobil at 8%, TPAO at 6.8%, Devon with 5.6%, ITOCHU at 3.6% and Hess with 2.7%.
Statoil har en andel på 8,6 % i ACG, operatøren BP har en andel på 34,1 %, etterfulgt av Chevron med 10,2 %, det statseide selskapet SOCAR med 10 %, INPEX med 10 %, ExxonMobil med 8 %, TPAO med 6,8 %, Devon med 5,6 %, ITOCHU med 3,6 % og Hess med 2,7 %.
The Chirag Oil Project sanction was signed in Baku on Tuesday by SOCAR president Rovnaq Abdullayev, left, and BP Azerbaijan President Rashid Javanshir.
Avtalen om Chirag-prosjektet ble signert i Baku 9. mars av SOCAR-president Rovnaq Abdullayev (t.v.) og Rashid Javanshir, leder for BP Aserbajdsjan.
ACG is presently developed with five full-scale offshore production platforms and the onshore Sangachal terminal.
ACG er så langt utbygd med fem fullskala produksjonsplattformer i havet og den landbaserte Sangachal-terminalen.
The SOCAR-developed Shallow Water Gunashli (SWG), on the north-western tip of the field, is also tied into ACG’s infrastructure.
Den SOCAR-utbygde Gunashli-strukturen (Shallow Water Gunashli, SWG), på grunt vann i den nordvestlige enden av feltet, er også knyttet til infrastrukturen på ACG-feltet.
Despite extensive development and output exceeding a million barrels of oil equivalents, growth opportunities still abound on ACG.
Til tross for omfattende utbygging og produksjon på over en million fat oljeekvivalenter (foe), er det fortsatt betydelige vekstmuligheter på ACG.
New beginning
Ny start
“The Chirag Oil Project is a breakthrough project with a new long-term growth vision for the Azeri- Chirag -Gunashli reservoir that enables its further recovery and resource management,” says Statoil’s asset manager in the ACG team Rune Hansen.
– Oljeprosjektet Chirag er et gjennombrudd med en ny langsiktig vekstambisjon for ACG-reservoaret som muliggjør videre utvinning og ressursstyring, sier Statoils områdeleder i ACG-gruppen Rune Hansen.
“This project is expected to deliver another 360 million barrels oil total to the partnership.
– Det forventes at dette prosjektet vil levere ytterligere 360 millioner fat olje til partnerne.
It will also optimise the main Pereriv reservoir.
Det vil også optimalisere det største reservoaret, Pereriv.