natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"Our assessment suggests that global growth will continue at an average of 2.8 per cent per year over the coming three decades.
- Våre estimater indikerer at den globale veksten vil fortsette med gjennomsnittlig 2,8 prosent per år de neste tre tiårene.
This is close to the average of the previous 30 years, even though we expect a gradual slowdown in growth towards 2040," says Statoil chief economist Klaus Mohn.
Dette er nær gjennomsnittet for de foregående 30 årene, selv om vi venter en gradvis reduksjon i veksten mot 2040, sier Statoils sjeføkonom Klaus Mohn.
According to the outlook, the future expansion in global energy demand will be significantly slower than for economic activity, with an average annual growth of only 1.1% (from 13 bn toe in 2010 to 18 bn toe by 2040).
Ifølge selskapet vil veksten i den globale energietterspørselen bli betydelig lavere enn den økonomiske veksten, med en gjennomsnittlig økning på bare 1,1 prosent (fra 13 mrd toe i 2010 til 18 mrd toe i 2040).
"Demand will increase for all types of energy.
- Etterspørselen vil øke for alle typer energi.
Natural gas as a fuel of the future
Gass som et drivstoff for fremtiden
Global oil demand is expected to reach a plateau by 2030: "Following steady annual growth around 1.0 mbd, global oil demand is expected to slow down during the 2020s, before it levels out just above 100 mbd around 2030," says chief analyst Eirik Wærness.
Verdens etterspørsel etter olje ventes å nå et platå innen 2030: - Etter jevn årlig vekst rundt 1 million fat per dag ventes oljeetterspørselen å reduseres noe i 2020-årene, før den flater ut i overkant av 100 millioner fat per dag rundt 2030, sier sjefsanalytiker Eirik Wærness.
This is due to slowing economic growth, rising energy efficiency and further penetration of electricity and gas.
Dette følger av svakere økonomisk vekst, økt energieffektivitet og ytterligere utbredelse av elektrisitet og gass.
Klaus Mohn, Statoil chief economist
Statoils sjeføkonom Klaus Mohn.
Natural gas is seen as a fuel of the future: "Global gas demand is projected to increase by 60 per cent by 2040.
Gass sees som et drivstoff for fremtiden: - Verdens etterspørsel etter gass ventes å øke med 60 prosent innen 2040.
Positive drivers include significant new available supply at moderate costs and environmental policies," says Wærness.
Driverne er betydelige nye tilgjengelige ressurser til moderat kost, samt miljø- og klimapolitikken, sier Wærness.
Natural gas is the cleanest fossil fuel, and Statoil believes that natural gas will serve as an important and cost-efficient means to meet the challenge of global warming.
Gass er det reneste fossile brennstoffet, og Statoil tror gass vil utgjøre en betydelig og kostnadseffektiv måte å møte utfordringen med global oppvarming.
This development is driven by climate and environmental policies, energy security concerns, as well as price and cost developments.
Denne utviklingen drives av miljø- og klimapolitikk, energisikkerhet samt utvikling i pris og kostnader.
Policies may drive greener energy change
Politikk kan gi grønnere utvikling
"Reduction in global CO2 emissions are possible if governments could agree on sufficiently tough coordinated policy measures."
- Reduksjon i globale CO2-utslipp er mulig hvis myndighetene kan bli enige om tilstrekkelig tøffe koordinerte politiske tiltak, sier Wærness.
Global CO2 emissions increased by an annual average of 1.8% between 1990 and 2009; totaling around 30 billion tons per year in 2009.
Globale CO2-utslipp økte med et årlig gjennomsnittlig på 1,8 prosent fra 1990 til 2009, til totalt rundt 30 milliarder tonn per år i 2009.
Chief analyst Eirik Wærness
Sjefsanalytiker Eirik Wærness
"Given the outlook for economic growth, current trends in energy and climate policies and the stickiness of energy-consuming capital equipment, energy-related CO2 emissions are projected to continue increasing until about 2030.
- Gitt prognosene for økonomisk vekst, dagens utvikling i energi- og klimapolitikken og langsiktigheten til energiforbrukende kapitalutstyr, ventes energirelaterte CO2-utslipp å fortsette økningen frem mot rundt 2030.
From 2030, we expect lower energy demand growth, increased share of renewables and the effects of carbon capture and storage (CCS) to deliver lower emissions going forward," says Wærness.
Fra 2030 venter vi likevel at lavere energietterspørselsvekst, økt andel av fornybar energi og effekten fra karbonfangst og lagring vil bidra til lavere utslipp i årene fremover, sier Wærness.
Considering alternative scenarios
Presenterer alternative scenarier
One alternative is characterised by higher growth and energy demand, higher energy efficiency and somewhat tougher climate policies, while the other is based on lower growth, lower energy demand and lower energy efficiency.
Ett scenario karakteriseres av høyere vekst og energietterspørsel, høyere energieffektivitet og noe tøffere klimapolitikk, mens det andre er basert på lavere vekst, lavere energietterspørsel og lavere energieffektivitet.
Energy Perspectives 2012 PDF 6 MB
Energy Perspectives 2012 PDF 6 MB
EP 2012 Press seminar PDF 583 kB
EP 2012 Press seminar PDF 583 kB
It foresees significant progress for energy efficiency, but global energy demand is still expected to increase by more than 40 per cent towards 2040.
Prognosen viser betydelig økning i energieffektiviteten, men energietterspørselen ventes likevel å øke med mer enn 40 prosent mot 2040.
(Photo: Rosneft)
(Foto: Rosneft)
This concludes the first implementation agreements envisaged in the strategic cooperation that the two companies entered into on 5 May, 2012.
Dette er de første avtalene som signeres innenfor samarbeidsavtalen som selskapene inngikk 5. mai 2012.
"The speed with which we are proceeding reflects our joint commitment and determination to realize the potential of the strategic cooperation," he continues.
- Den raske fremdriften reflekterer vårt felles engasjement for å realisere potensialet i vår samarbeidsavtale, fortsetter han.
The agreement on exploration cooperation identifies an Area of Mutual Interest in the Norwegian Barents Sea for the 22nd Licensing Round.
Avtalen om letesamarbeid identifiserer et område for samarbeid i den norske delen av Barentshavet for den 22. lisensrunden.
Following the execution of this agreement, Rosneft will initiate the process to become pre-qualified as licensee on the Norwegian Continental Shelf.
Rosneft vil nå gå gjennom prosessen med å bli kvalifisert som lisensdeltaker på norsk sokkel.
"We are happy to see our cooperation – launched in May – develop so rapidly" says Rosneft President Igor Sechin
- Vi er glade for at vårt samarbeid som startet i mai utvikler seg så raskt, sier Rosnefts president Igor Sechin.
"The documents signed today testify to a high level of mutual confidence between the two companies and great teamwork by their project groups.
- Avtalene vi har signert i dag vitner om høy gjensidig tillit mellom de to selskapene og et utmerket samarbeid mellom våre prosjektteam.
The Joint Technical Evaluation Agreement covers shale oil deposits at the Khadumsky formation in the Stavropol territory and highly viscous oil located below the gas cap at the Severo-Komsomolsky field in the Yamalo-Nenets autonomous district.
Avtalen om tekniske studier dekker skiferolje ressurser i Khadumsky-formasjonen i Stavropol-området og tungoljeressurser under en gasskappe i Severo-Komsomolsky-feltet i Yamal-Nenets autonome område.
If the parties see development of these fields as commercially viable they will set up an operating company with Rosneft and Statoil holding respectively 66.67% and 33.33% equity stakes.
Hvis partene kommer fram til at utviklingen av disse feltene er kommersielt gjennomførbar, vil de etablere ett felles selskap som Rosneft og Statoil vil eie med respektive 66,67 og 33,33 prosents andel.
Statoil will cover all agreed expenditures of the technical studies, including seismic surveying and drilling of vertical and horizontal wells.
Statoil vil dekke alle omforente kostnader for de tekniske studiene, inkludert seismikk og boring av vertikale og horisontale brønner.
Following the signing of the agreements today, Statoil and Rosneft will now focus on how to structure the cooperation to explore the Perseevsky license block in the Russian Barents Sea and three blocks in the Sea of Okhotsk, namely Magadan 1, Lisyansky and Kashevarovsky.
Etter signeringen av dagens avtaler, vil Statoil og Rosneft nå fokusere på å strukturere letesamarbeidet på Perseevsky lisensblokken i den russiske delen av Barentshavet og de tre blokkene i Okhotskhavet, Magadan 1, Lisyansky og Kashevarovsky.
The strategic cooperation agreement also envisages the acquisition by Rosneft of interests in selected Statoil international projects.
Den strategiske samarbeidsavtalen omfatter også at Rosneft kan kjøpe andeler av utvalgte internasjonale Statoil-prosjekter.
Photo from the signing ceremony (Photo: Rosneft) JPG 4 MB
Foto fra signeringen (Foto: Rosneft) JPG 4 MB
Statoil CEO Helge Lund (right) and Rosneft Chairman and President Igor Sechin.
Statoils konsernsjef Helge Lund (t.h.) og Rosneft president Igor Sechin.
(Photo: Rosneft) JPG 2 MB
(Foto: Rosneft) JPG 2 MB
The agreements were signed by Statoil CEO Helge Lund (right) and Rosneft Chairman and President Igor Sechin.
Avtalene ble signert av konsernsjef Helge Lund (t.h.) i Statoil og styreformann og president Igor Sechin i Rosneft.
This will make it possible to test whether emissions from amine technologies will be under the limit values set by the Norwegian Climate and Pollution Agency (Klif).
Dermed vil det bli mulig å teste om utslipp fra aminteknologier kommer til å være under de grenseverdiene som er satt av Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif).
“We are very pleased that we have developed a toolbox that enables us to analyse emissions from open amine facilities for capture of CO2, including assessing the degree to which humans and the environment are exposed to hazardous components from such facilities,” says Arne Myhrvold, head of HSE in Statoil’s CCM project.
- Vi er svært fornøyd med å ha utviklet en verktøykasse som gjør oss i stand til å analysere utslipp fra åpne aminanlegg for fangst av CO2, herunder vurdere i hvilken grad mennesker og miljø blir eksponert for helsefarlige komponenter fra slike anlegg, sier Arne Myhrvold, HMS-leder i CCM prosjektet i Statoil.
The work on the toolbox has been an important part of the CCM technology qualification process, which started in the autumn of 2011.
Arbeidet med verktøykassen har vært en viktig del av teknologikvalifiseringsprosessen for CCM som startet høsten 2011.
The toolbox includes sampling, treatment and analysis of emissions from amine facilities to both air and water.
Verktøykassen omfatter prøvetaking, behandling og analyse av utslipp fra aminanlegg både til luft og vann.
The methods include extensive variables linked to formation, degradation and spread in the atmosphere, as well as exposure to potential hazardous substances from amine emissions.
Metodene inkluderer omfattende variabler knyttet til både dannelse, nedbryting og spredning i atmosfæren og eksponering av mulige helsefarlige stoffer fra amin-utslipp.
“Until now, the methods for calculating these emissions have not been good enough, and this has been one of the most significant uncertainty factors in relation to health risk linked with amine-based CO2 capture facilities.
- Fram til nå har det ikke eksistert tilstrekkelige og gode nok metoder for å beregne utslipp, noe som har vært et av de viktigste usikkerhetsmomentene i forhold til helserisiko knyttet til aminbaserte CO2 fangstanlegg.
The methods developed through this work is a confirmation that the decision to carry out a technology qualification process was sensible,” says Myhrvold.
Arbeidet med å utvikle disse metodene bekrefter at beslutningen om en teknologikvalifiseringsprosess var fornuftig, sier Myhrvold.
Extensive research activity initiated and carried out by Statoil, Gassnova and their partners has considerably enhanced knowledge about emissions from amine facilities.
Omfattende forskningsaktivitet initiert og gjennomført av Statoil, Gassnova og samarbeidspartnere, har økt kunnskapen om utslipp fra aminanlegg betydelig.
“Now we have the methods that enable us to measure these emissions, and the resulting exposure.
- Nå har vi metodene som gjør oss i stand til å måle hva som kommer til å bli sluppet ut, og hvordan eksponeringen fra disse utslippene blir.
Together with Klif’s emission limits, we have what we need to test various amine technologies in a manner that is prudent and comparable,” says Myhrvold.
Sammen med Klif sine utslippsgrenser, har vi det vi behøver for å teste ulike aminteknologier på en forsvarlig og sammenlignbar måte, sier Myhrvold.
Statoil and Gassnova started a technology qualification programme for CCM in the autumn of 2011.
Høsten 2011 startet Statoil og Gassnova et teknologikvalifiseringsprogram for CCM.
The programme is now entering a phase in which technologies supplied by Mitsubishi Heavy Industries LTD, ALSTOM Carbon Capture GmbH, Siemens AG, Aker Clean Carbon and Huaneng-Ceri Powerspan Joint Venture will be tested in separate test facilities.
Programmet går nå inn i en fase hvor teknologiene til Mitsubishi Heavy Industries LTD, ALSTOM Carbon Capture GmbH, Siemens AG, Aker Clean Carbon og Huaneng-Ceri Powerspan Joint Venture skal testes i egne testanlegg.
“The CCM project will now start extensive testing of various technologies to investigate whether they are able to comply with the emission criteria set by Klif,” says Myrvold.
- CCM prosjektet starter nå omfattende testing av ulike teknologier for å undersøke om de evner å holde seg innenfor de gitte utslippskriterier satt av Klif, sier Myrvold.
Statoil and Gassnova have cooperated with a number of leading international research institutions to develop this toolbox, including NILU, NIVA, Yale, Sintef, TELTEK, the University of Oslo, DNV, CERC, CSIRO Rambøll and the University of Illinois.
Statoil og Gassnova har samarbeidet med flere ledende forskningsinstitusjoner globalt for å utvikle verktøykassen, deriblant NILU, NIVA, Yale, Sintef, TELTEK, Universitet i Oslo, DNV, CERC, CSIRO Rambøll og University of Illinois.
“We want to share these methods with others, and our goal is for them to become the industry standard for open amine facilities.
- Vi ønsker å dele disse metodene med andre, og vårt mål er at de skal bli bransjestandard for åpne aminanlegg.
The work we have done through the CCM project has been pioneering, and the results are a very important milestone; not just for the CCM project at Mongstad, but for the entire industry in its work to develop CO2 capture technology”, says Myhrvold.
Arbeidet vi har gjort gjennom CCM-prosjektet har vært banebrytende, og resultatene er en svært viktig milepæl, ikke bare for CCM-prosjektet på Mongstad, men for hele industrien i arbeidet med å utvikle teknologi for fangst av CO2, sier Myhrvold.
Through the full-scale CO2 capture project at Mongstad (CCM), Statoil and Gassnova have developed a set of methods for conducting adequate risk assessment as regards emissions from amine technologies.
Statoil og Gassnova har gjennom fullskala CO2-fangst-prosjektet på Mongstad (CCM) utviklet et sett av metoder for å gjennomføre tilstrekkelig risikovurdering knyttet til utslipp fra aminteknologier.
Statoil also farmed out a 7.9 per cent interest in Mikkel to Italy’s Agip in February.
I februar solgte Statoil også en andel på 7,9 prosent i Mikkel til italienske Agip.
Agip and Fortum now have the same percentage holdings there and in Statoil’s nearby Åsgard development.
Fortum og Agip har nå lik andel i Mikkel- og Åsgard-feltene.
“These farm-outs are part of our strategy to align interests in the Halten Bank area,” says Thor Haakon Helgesen, senior vice president for Statoil’s Halten/Nordland business cluster.
"Salgene er en del av vår strategi for å samordne eierandelene på Haltenbanken," sier Thor Haakon Helgesen, Statoils direktør for Halten/Nordland.
He adds that this restructuring of holdings is intended to secure optimum development and profitable operation of fields in these waters.
Han tilføyer at samordningen skal sikre en best mulig utbygging og lønnsom drift av feltene i området.
These transactions are conditional on approval by the authorities.
Transaksjonene er avhengig av myndighetenes godkjennelse.
A seven per cent interest in the Mikkel gas and condensate field in the Norwegian Sea has been sold by operator Statoil to Finland’s Fortum energy company.
Operatøren Statoil har solgt en andel på sju prosent i gass- og kondensatfeltet Mikkel i Norskehavet til det finske energiselskapet Fortum.
The well will be drilled on the Svale field near Norne in the Norwegian Sea.
Brønnen skal bores på Svale-feltet, som er påvist nær Norne i Norskehavet.
Appraisal well 6608/10-7 in production licence 128 will be drilled on behalf of the operator Statoil.
Avgrensningsbrønn 6608/10-7 i utvinningstillatelse 128 bores på vegne av operatør Statoil.
Drilling is scheduled to take 55 days.
Boringen skal etter planene ta 55 dager.
Sector manager Roger Inge Johansen at the Harstad office of Exploration & Production Norway says that the objective is to survey the chemical composition in the water zone and confirm the reserves in the Svale field.
Sektorsjef Roger Inge Johansen ved Harstad-kontoret til Undersøkelse og produksjon Norge opplyser at målet er å undersøke kjemisammensetningen i vannsonen og å bekrefte reservene i Svale-feltet.
In order to clarify this, it is necessary to drill quite deep into the reservoir, towards the areas where the oil comes into contact with water.
For å få svar på dette er det nødvendig å bore et godt stykke ned i reservoaret mot områdene der oljen kommer i kontakt med vann.
Project manager for Svale, Kjell Sirnes, says that depending on the results of the drilling, the licence group will consider submitting a plan for development and operation at the end of the year.
Ifølge prosjektleder for Svale, Kjell Sirnes, skal lisensgruppen etter resultatene fra boringen vurdere om det skal sendes Plan for utbygging og drift i slutten av året.
The plan is to develop the deposits as a satellite linked to the production vessel on the Norne field.
Planen er å bygge ut forekomsten som satellitt knyttet til produksjonsskipet på Norne-feltet.
Production could start towards the end of 2003, provided that the authorities give their approval.
Produksjonen kan starte mot slutten av 2003, under forutsetning av godkjenning fra myndighetene.
Statoil has a 40 per cent share in production licence 128.
Statoil har en andel på 40 prosent i utvinningstillatelse 128.
The other licensees are the state’s direct financial interest (25 per cent), Norsk Hydro (13.5 per cent), Norsk Agip (11.5 per cent) and Enterprise Oil (10 per cent).
Øvrige rettighetshavere er Statens direkte økonomiske engasjement (25 prosent), Norsk Hydro (13,5 prosent), Norsk Agip (11,5) og Enterprise Oil (10 prosent).
The drilling rig Borgland Dolphin is ready to start drilling exploration well number 1000 on the Norwegian continental shelf some time this weekend.
Boreriggen Borgland Dolphiner klar til å starte boringen av letebrønn nummer 1000 på norsk sokkel i løpet av helgen.
(Photo: Ole Jørgen Bratland / Statoil)
(Foto: Ole Jørgen Bratland / Statoil)
Exploration well 2/4-21 drilled by the jack-up rig Maersk Gallant in production licences 146 and 333, has proven a 48-metre gas/condensate column in the main bore 2/4-21 and an additional 70-metre gas/condensate column in the side-track 2/4-21A.
Letebrønn 2/4-21, boret av den oppjekkbare riggen Maersk Gallant i utvinningstillatelse 146 og 333, har påvist en gass-/kondensatkolonne på 48 meter i hovedbrønn 2/4-21 og en ytterligere gass-/kondensatkolonne på 70 meter i sidesteg 2/4-21A.
Statoil estimates the total volumes in King Lear to be between 70 and 200 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.).
Statoil anslår de samlede volumene i King Lear til mellom 70 og 200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
Gro Gunleiksrud Haatvedt , senior vice president exploration Norway in Statoil.
Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
“Statoil had earlier defined King Lear as a potential high-impact prospect.
- Statoil har tidligere definert King Lear som et prospekt med stort potensial.
The drill results confirm our expectations and show once again that the Norwegian continental shelf still delivers high value barrels,” says Gro Gunleiksrud Haatvedt , senior vice president exploration Norway in Statoil.
Boreresultatene bekrefter våre forventninger og viser igjen at norsk sokkel leverer fat av høy verdi, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
Data acquisition is currently being finalised in the sidetrack.
Datainnsamlingen fullføres nå i sidesteget.
As King Lear is a high-pressure, high-temperature well, special attention is given to ensuring safe drilling operations.
Ettersom King Lear er en brønn med høyt trykk og høy temperatur, er det lagt spesiell vekt på sikre boreoperasjoner.
The King Lear discovery is an important contribution to Statoil’s corporate strategy of revitalising the NCS with high-value barrels.
King Lear-funnet er en viktig bidragsyter til Statoils konsernstrategi om å revitalisere norsk sokkel med fat av høy verdi.
“King Lear lies approximately 20 kilometres north of the Ekofisk field.
- King Lear ligger omkring 20 kilometer nord for Ekofisk–feltet.
It is encouraging to see that this part of the Norwegian continental shelf – home to the first commercial oil find in Norway – is still delivering significant discoveries,” says Haatvedt.
Det er oppmuntrende å se at det fremdeles kan gjøres store funn på den mest modne delen av norsk sokkel, like i nærheten av der det første drivverdige oljefunnet i Norge ble gjort, sier Haatvedt.
“This reinforces our faith in the exploration potential of the Norwegian continental shelf.
- Dette styrker troen vår på letepotensialet på norsk sokkel.
Not only does it have a proud past, but also an exciting future,” she adds.
Ikke bare har norsk sokkel en stolt fortid, men også en spennende framtid, tilføyer hun.
Statoil will plan for appraisal drilling of the discovery as well as exploration drilling on other interesting prospects in the licences.
Statoil vil planlegge avgrensningsboring for funnet, samt leteboring på andre interessante prospekter i lisensene.
Going forward, Statoil as operator will look into an optimal development solution for King Lear and evaluate if the discovery should be developed as a stand-alone or as a tie-in to infrastructure in the area.
Framover vil Statoil som operatør arbeide med å finne den optimale utbyggingsløsningen for King Lear og vurdere om funnet bør bygges ut som et selvstendig felt, eller knyttes opp mot infrastruktur i området.
This area, normally considered an oil province, may on the basis of this discovery and other gas resources form the basis for future gas development.
Området, som normalt anses som en oljeprovins, kan på bakgrunn av dette funnet og andre gassressurser danne grunnlag for en framtidig gassutbygging.
Wells 2/4-21 and 2/4-21 A are the eleventh and twelfth wells drilled in production licence PL146.
Brønn 2/4-21 og 2/4-21 A er den ellevte og tolvte brønnen boret i utvinningstillatelse PL146.
Well 2/4-21 was drilled to a vertical depth of 5,344 metres below sea level in 67 metres of water, while well 2/4-21 A was drilled to a vertical depth of 5,237 metres below sea level.
Brønn 2/4-21 ble boret til et vertikalt dyp av 5.344 meter under havoverflaten på 67 meters havdyp, mens brønn 2/4-21 A ble boret til et vertikalt dyp på 5.237 meter under havoverflaten.
Statoil is operator for production licences PL146 and PL333 with an ownership share of 77.8%.
Statoil er operatør for utvinningstillatelse PL146 og PL333 med en eierandel på 77,8 %.
The licence partner is Total E&P Norge (22.2%).
Partneren Total E&P Norge har en eierandel på 22,2 %.
The King Lear discovery is the eighth high-impact* discovery made by Statoil over the last 15 months.
King Lear-funnet er det åttende “high-impact*”-funnet som Statoil har gjort de siste 15 månedene.