natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"Through the cooperation with Statoil, we are taking a big step forward in realising our growth strategy and expanding our activities at the source.
- Gjennom samarbeidet med Statoil tar vi et stort steg framover mot å realisere vekststrategien vår og utvide våre aktiviteter ved kilden.
This enables Wintershall to become one of the leading producers in Norway and balances the global portfolio even more effectively," Rainer Seele, Wintershall's chairman of the board of executive directors said.
Dermed kan Wintershall bli en av de ledende produsentene i Norge og den globale porteføljen balanseres mer effektivt, sier Rainer Seele, styreleder i Wintershall.
The effective date will be 1 January 2013.
Avtalen trer i kraft fra 1. januar 2013.
Statoil's production from the divested assets in the first half of 2012 is 39,000 barrels of oil equivalent per day.
Statoils produksjon fra de solgte lisensandelene i første halvår 2012 er 39 kboed.
The transaction is expected to close in the second half of 2013, pending government approval.
Avtalen forventes å bli fullført i andre halvdel av 2013, under forutsetning av godkjennelse fra myndighetene.
Øystein Michelsen, Statoil's executive vice president for Development & Production Norway.
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge
O ptimising the NCS portfolio
O ptimalisering av porteføljen på norsk sokkel
The transaction delivers on important building blocks in Statoil's strategy to further revitalise the NCS with high-value barrels, and create value through active portfolio management.
Transaksjonen bidrar til å oppfylle viktige byggesteiner i Statoils strategi om å revitalisere norsk sokkel ytterligere med fat av høy verdi, og skape verdi gjennom aktiv porteføljeforvaltning.
"The NCS is and will continue to be the backbone of our company.
- Norsk sokkel er og vil fortsatt være en bærebjelke for selskapet vårt.
By developing new fields and increasing oil recovery, it is our ambition to continue producing more than 1.4 million barrels of oil equivalent per day in Norway in 2020.
Ved å utvikle nye felt og øke oljeutvinningen, har vi ambisjoner om å fortsette å produsere mer enn 1,4 millioner fat oljeekvivalenter per dag i Norge i 2020.
This transaction enables a more focused portfolio on the NCS and positions us for further growth," says Øystein Michelsen, Statoil's executive vice president for Development & Production Norway.
Denne transaksjonen tilrettelegger for en mer balansert portefølje på norsk sokkel og posisjonerer oss for ytterligere vekst, sier Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Consolidating position in Johan Sverdrup area with new asset
Konsoliderer posisjonen i Johan Sverdrup-området med nye lisensandeler
By entering the Edvard Grieg licence (formerly Luno), Statoil will consolidate its position as the largest player on the Utsira High.
Ved å gå inn i Edvard Grieg-lisensen (tidligere Luno) konsoliderer Statoil sin posisjon som den største aktøren på Utsirahøyden.
Statoil will now hold a working interest in all discoveries in this area: Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Dagny and Ivar Aasen.
Statoil har nå eierandeler i alle funn i dette området: Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Dagny og Ivar Aasen.
"The Norwegian continental shelf is a world-class oil and gas region and with a giant discovery like Johan Sverdrup, the Utsira High has proved to be one of its most prospective areas.
- Norsk sokkel er en olje- og gassregion i verdensklasse, og med et gigantfunn som Johan Sverdrup har Utsirahøyden vist seg å være ett av de mest prospektive områdene.
Adding Edvard Grieg to the portfolio further strengthens our industrial position for long-term value creation in this area.
Tilføyelsen av Edvard Grieg til porteføljen styrker vår industrielle posisjon for langsiktig verdiskapning i dette området ytterligere.
Developing the Utsira High area will be one of the major undertakings for Statoil in decades to come," says Michelsen.
Utvikling av Utsirahøyden blir en av de største oppgavene for Statoil i flere tiår framover, sier Michelsen.
Entering partnership
Inngår samarbeid
As part of the transaction, Statoil and Wintershall have signed a Memorandum of Understanding (MoU) to create a broader platform of cooperation including projects and research into Increased Oil Recovery (IOR).
Som en del av transaksjonen har Statoil og Wintershall undertegnet intensjonsavtaler (MoU) for å skape en bredere plattform for samarbeid, blant annet prosjekter og forskning innen økt oljeutvinning (IOR).
"This agreement is the beginning of a long-term strategic and technological partnership between our two companies.
- Disse avtalene er starten på et langsiktig strategisk og teknologisk samarbeid mellom våre to selskaper.
Together, we will develop new insights and technologies to increase value creation on the NCS and internationally," says Lund.
Sammen skal vi utvikle ny kompetanse og teknologier for å øke verdiskapningen på norsk sokkel og internasjonalt, sier Lund.
"With our cooperation in research activities to increase production from oil fields and to examine the offshore application of innovative technologies being developed by Wintershall and BASF we want to create added value," says Seele.
- Gjennom forskningssamarbeidet for å øke utvinningen fra oljefelt og undersøke bruk offshore av innovative teknologier utviklet av Wintershall og BASF ønsker vi å øke verdiskapningen, sier Seele.
In addition, the parties have agreed to cooperate in research on unconventional hydrocarbon deposits.
I tillegg er partene blitt enige om å samarbeide innen forskning på ukonvensjonelle hydrokarbonforekomster.
As part of this cooperation, Statoil will receive a 49 percent share in the Wintershall concessions Rhineland and Ruhr in Germany.
Som en del av dette samarbeidet får Statoil 49 prosents andel i Wintershall-lisensene Rhineland og Ruhr i Tyskland.
Change of operatorship on Brage
Operatørskifte på Brage
As part of the agreement, Wintershall will take over the operatorship of the Brage oil field 1).
Som en del av avtalen overtar Wintershall operatørskapet for oljefeltet Brage 1).
The development encompasses an integrated accommodation, processing and drilling installation, and involves approximately 150 employees offshore and onshore.
Dette feltet er utbygd med en integrert bolig-, prosesserings- og boreinstallasjon, og med omkring 150 ansatte til havs og på land.
"With our ambition to become the new operator of Brage, we are making headway in expanding Wintershall-operated production in Norway.
- Gjennom ambisjonen om å bli ny operatør for Brage tar vi et stort steg framover i satsingen på å øke Wintershall-operert produksjon i Norge.
We want to be active on the NCS and invest in the long term, establish ourselves as a partner – and take on responsibility.
Vi ønsker å være aktiv og investere på norsk sokkel på lang sikt, etablere oss som partner og påta oss ansvar.
Wintershall focuses on the entire E&P life cycle.
Wintershall fokuserer på hele E&P-levetiden.
We believe in the potential of the Norwegian continental shelf,", says Bernd Schrimpf, managing director of Wintershall Norge AS.
Vi har tro på potensialet som norsk sokkel utgjør, sier Bernd Schrimpf, administrerende direktør for Wintershall Norge AS.
Statoil and Wintershall will work closely together to ensure a safe and efficient hand-over of the operatorship of Brage.
Statoil og Wintershall vil samarbeide tett for å sikre en sikker og effektiv overføring av operatørskapet for Brage.
The transaction will not result in any redundancies.
Transaksjonen fører ikke til oppsigelser.
Farm-downs
Farm-downs
Gjøa
Gjøa
20% - 5%
20% - 5%
Vega Unit
Vega Unit
54% - 24%
54% - 24%
PL090C
PL090C
45% - 15%
45% - 15%
PL248 and PL248B
PL248 and PL248B
60% - 30%
60% - 30%
32.7% - 0%
32.7% - 0%
New asset
New asset
0% - 15%
0% - 15%
1) Subject to approval of the authorities
1) Med forbehold for myndighetenes godkjennelse.
Edvard Grieg field is an oil field located in the North Sea.
Edvard Grieg-feltet er et oljefelt i Nordsjøen.
Plan for development and operation (PDO) approved in June 2012
Plan for utvikling og drift (PUD) godkjent i juni 2012
First production is expected in late 2015, with a forecast gross peak production of approximately 100,000 barrels of oil per day
Produksjonsstart forventes i slutten av 2015, med anslått brutto topp-produksjon på omkring 100.000 fat olje per dag.
Lundin Norway AS is the operator with a 50% working interest.
Lundin Norway AS er operatør med 50 prosents andel.
Following this transaction, Statoil and Wintershall will hold 15% each and OMV will hold a 20%interest, pending approvals
Etter transaksjonen har Statoil og Wintershall 15 prosent hver og OMV har 20 prosents andel, med forbehold for godkjennelser.
Gjøa is an oil and gas field in the North Sea.
Gjøa er et olje- og gassfelt i Nordsjøen.
The field is developed with a semi-submersible production platform and five subsea templates
Feltet er bygd ut med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform og fem brønnrammer.
Statoil was operator in the field development phase
Statoil var operatør i feltutbyggingsfasen.
GDF SUEZ E&P Norge assumed operatorship at production start-up
GDF SUEZ E&P Norge overtok operatørskapet ved produksjonsstart.
Vega and Vega South are gas and condensate fields in the North Sea.
Vega og Vega Sør er gass- og kondensatfelt i Nordsjøen.
These fields are developed with three seabed templates, sending gas and condensate to the Gjøa platform.
Disse feltene er bygd ut med tre brønnrammer, og gass og kondensat sendes til Gjøaplattformen.
Statoil will remain operator.
Statoil forblir operatør.
A press briefing will be held by Statoil and Wintershall at 12.00 CET at Statoil's main office, Forus East, Stavanger.
Presseorientering holdes av Statoil og Wintershall kl 12.00 i Statoils hovedkontor, Forus Øst, Stavanger.
Video conference will be available at Statoil's offices at Fornebu and in Bergen.
Videooverføring blir gjort tilgjengelig via Statoils kontorer på Fornebu og i Bergen.
Statoil ASA is an international energy company with operations in 36 countries.
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 36 land.
Building on 40 years of experience from oil and gas production on the Norwegian continental shelf, we are committed to accommodating the world's energy needs in a responsible manner, applying technology and creating innovative business solutions.
Basert på 40 års erfaring fra olje- og gassproduksjon på norsk sokkel, anvender vi teknologi og nyskapende forretningsløsninger for å møte verdens energibehov på en ansvarlig måte.
We are headquartered in Norway with approximately 21,000 employees worldwide, and are listed on the Oslo and New York stock exchanges.
Vi har hovedkontor i Norge, om lag 21.000 ansatte over hele verden og er børsnotert i Oslo og New York.
Wintershall, based in Kassel, Germany, is a wholly-owned subsidiary of BASF in Ludwigshafen.
Wintershall Holding GmbH med hovedkontor i Kassel i Tyskland, er et heleid datterselskap av BASF i Ludwigshafen.
The company has been active in the exploration and production of crude oil and natural gas for over 80 years, with activity in Europe, North Africa, South America, Russia, the Caspian Sea region and the Middle East.
Selskapet har vært aktivt i leting og produksjon av råolje og naturgass i mer enn 80 år, med aktivitet i Europa, Nord-Afrika, Sør-Amerika samt Russland, området ved Det kaspiske hav og Midtøsten.
Its subsidiary Wintershall Norge AS is one of the largest licence holders in Norway with over 40 licences and more than 20 operatorships.
Datterselskapet Wintershall Norge AS er med mer enn 40 lisenser og over 20 operatørskap en av de største lisensinnehaverne i Norge.
The company is based in Stavanger and employs more than 200 staff before this transaction.
Selskapet med sete i Stavanger sysselsetter mer enn 200 medarbeidere før denne transaksjonen.
Investor relations Hilde Merete Nafstad, senior vice president, Investor Relations Tel: +47 957 83 911
Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør, Investor Relations Tlf: +47 957 83 911
Morten Sven Johannessen, vice president, Investor Relations Tel: + 1 (203) 570-2524
Morten Sven Johannessen, direktør, Investor Relations Tlf: + 1 (203) 570-2524
Media Jannik Lindbæk Jr, vice president, Media Relations Tel: +47 97755622
Media Jannik Lindbæk Jr, informasjonsdirektør, Media Relations Tlf: +47 97755622
Presentation NCS transaction PDF 1 MB
Presentation NCS transaction PDF 1 MB
Photo 2 from the press conference - Helge Lund (left) and Rainer Seele (Photo: Ivar Langvik / Statoil) JPG 4 MB
Bilde 2 fra pressekonferansen - Helge Lund (t.v.) og Rainer Seele (Foto: Ivar Langvik / Statoil) JPG 4 MB
Photo 1 from the press conference - Helge Lund (left) and Rainer Seele (Photo: Ivar Langvik / Statoil) JPG 7 MB
Bilde 1 fra pressekonferansen - Helge Lund (t.v.) og Rainer Seele (Foto: Ivar Langvik / Statoil) JPG 7 MB
T his transaction with the German oil and gas company Wintershall gives Statoil net proceeds of USD 1.45 billion, and begins a strategic partnership between Statoil and Wintershall.
Transaksjonen med det tyske olje- og gasselskapet Wintershall gir Statoil et beløp på 1.45 milliarder dollar, og er starten på et strategisk samarbeid mellom Statoil og Wintershall.
Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations North Sea west.
Jannicke Nilsson, områdedirektør for drift Nordsjøen vest.
Heimdal is a gas field located in 120 metres of water depth in block 25/4.
Heimdal er et gassfelt på 120 meters havdyp i blokk 25/4.
Heimdal is a hub for gas processing and distribution, and consists of an integrated steel platform and a riser platform.
Heimdal er et knutepunkt for prosessering og distribusjon av gass, og består av en integrert stålplattform samt en stigerørsplattform.
The main platform is an integrated drilling, production and accommodation installation with a steel jacket.
Plattformen er en integrert bore-, produksjons- og boliginnretning med stålunderstell.
The gas leak occurred in connection with a routine operation where a valve was overloaded and gas leaked into the surrounding area.
Gasslekkasjen oppstod i forbindelse med en rutineoperasjon der en ventil ble overbelastet og gass strømmet ut i omkringliggende område.
The investigation concludes that this was a serious gas leak.
Granskningen konkluderer med at dette var en alvorlig gasslekkasje.
Under the relevant conditions however it is considered that there was no threat to the platform’s main safety functions or integrity.
Under de aktuelle forholdene vurderes den imidlertid å ikke ha truet plattformens hovedsikkerhetsfunksjoner eller integritet.
Both the emergency response and the automatic safety systems worked as intended.
Både beredskap og automatiske sikkerhetssystemer fungerte slik de skulle.
No one was physically harmed in the incident.
Ingen kom fysisk til skade i hendelsen.
“Statoil is working systematically to avoid incidents and our HSE results show that we have improved in this area,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations North Sea west.
- Statoil arbeider systematisk med å unngå hendelser og HMS-resultatene viser at vi har forbedret oss på dette området.
“The Heimdal incident is still a strong reminder of the need for continuous learning and improvement in our operations.”
Heimdal-hendelsen er likevel en sterk påminnelse om behovet for kontinuerlig læring og forbedring i våre operasjoner, sier områdedirektør for drift Nordsjøen vest, Jannicke Nilsson.
The cause of the incident is a complex chain of events such as errors in the original design, insufficient planning and failure to communicate.
Årsaken til hendelsen er en kompleks serie av forhold, der både feil i opprinnelig design, utilstrekkelig planlegging og kommunikasjonssvikt er elementer.
The total volume of gas emitted during the around four minutes of the leak has been calculated at 3500 kilos.
Det totale volumet gass som slapp ut i løpet av de omtrent fire minuttene lekkasjen varte, er beregnet til å være totalt 3500 kilo.
Statoil implemented four immediate measures after the incident.
Statoil iverksatte fire strakstiltak etter hendelsen.
These measures involve improvement of the technical design and updating of system drawings as well as improvements directed at the way we plan, assess risk and perform our activities.
Dette er tiltak som går på forbedring av teknisk design og oppdatering av systemtegninger samt forbedringer rettet mot måten vi planlegger, vurderer risiko og gjennomfører våre aktiviteter.
Following the gas leak on Gullfaks B in December 2010 a thorough investigation was carried out and a comprehensive improvement effort was launched in cooperation with employee representatives.
Etter gasslekkasjen på Gullfaks B i desember 2010 ble det gjennomført en grundig granskning og et omfattende forbedringsarbeid ble igangsatt sammen med representanter for de ansatte.
“We believe that this improvement work has had a positive effect,” says Nilsson.
-Vi mener dette forbedringsarbeidet har hatt positiv effekt.
“However, the Heimdal incident has revealed that we need to strengthen this work further.
Hendelsen på Heimdal har samtidig vist oss at det er nødvendig å ytterligere forsterke dette arbeidet.
We will continue pursuing our effort within these improvement areas in addition to the measures identified after the Heimdal incident.”
Vi vil fortsette å jobbe med disse forbedringsområdene sammen med de identifiserte tiltakene fra Heimdal-hendelsen, sier Nilsson.
The investigation report was submitted to the Petroleum Safety Authority Norway, which is also investigating the incident.
Granskningsrapporten er oversendt Petroleumstilsynet som også gransker hendelsen.
The Heimdal platform in The North Sea.
Heimdal-plattformen i Nordsjøen.
“We’ve put in a solid bid from a strong group, and are very confident that we’ll be successful,” says Kent Høgseth, Statoil’s 17th-round project manager.
"Vi har levert en solid søknad fra en sterk gruppering, og vi har stor tro på at vi kan vinne fram i denne runden," sier Kent Høgseth, Statoils prosjektleder for 17. konsesjonsrunde.
Thirty-two blocks in the Norwegian Sea have been put on offer, covering both deepwater areas and acreage nearer to land around Statoil’s Norne field.
Disse områdene omfatter både dypvannsområder og blokker rundt det Statoil-opererte Norne-feltet nærmere land.
According to Mr Høgseth, Statoil, Shell and Enterprise opted to apply jointly because they complement each other in terms of technology and expertise.
Statoil, Shell og Enterprise har, ifølge Høgseth, valgt å søke sammen fordi de har utfyllende egenskaper når det gjelder teknologi og kompetanse.
The three companies concluded a “deepwater alliance” in 2001 covering long-term collaboration in this part of the Norwegian continental shelf.
Selskapene inngikk et langsiktig områdesamarbeid i 2001, den såkalte Dypvannsalliansen.
Shell is the leading deepwater specialist, operating 40 per cent of the world’s oil and gas production from waters more than 500 metres deep.
Shell er ledende på dypt vann, selskapet er operatør for 40 prosent av verdens olje- og gassproduksjon på havdyp over 500 meter.
Statoil ranks among the world leaders for floating production under tough weather conditions.
Statoil er i verdenstoppen når det gjelder flytende produksjon under værharde forhold.
And Enterprise is an innovatory and creative company which has been successful in exploration on the NCS.
Den tredje deltakeren, Enterprise, er et nyskapende og kreativt selskap med suksess på letesiden på norsk sokkel.
The deepwater alliance has proposed Statoil as operator in its application.
Dypvannsalliansen foreslår Statoil som operatør i søknaden.
In the event of production, the group would also assess possible area synergies and has accordingly proposed Shell as operator for that phase.
I driftsperioden vil gruppen også vurdere eventuelle områdesynergier, og gruppen har derfor foreslått Shell som operatør i denne fasen.
This is the first time that the Ministry of Petroleum and Energy has allowed groups of companies to submit joint applications for Norwegian Sea blocks.
Det er første gangen Olje- og energidepartementet gir selskaper mulighet til å sende felles søknad om blokker i Norskehavet.
The authorities initially permitted such collaboration off Norway in connection with the Barents Sea exploration round in 1997.
Myndighetene åpnet for denne typen samarbeid i Norge i forbindelse med leterunden i Barentshavet i 1997.
For further information, see The Ministry of Petroleum and Energy's press release.
Se Olje- og energidepartementets pressemelding.
The results confirm the significant potential in the Peregrino South in the exploration well that was completed in April 2011.
Resultatene bekrefter et betydelig potensial i Peregrino Sør-funnet som ble offentliggjort i april 2011.
The objectives of the appraisal well were to confirm the previous volume estimate for the Peregrino South discovery and secure an optimal development solution for the Peregrino Phase II development.
Formålet med avgrensningsbrønnen (3-STAT-8-RJS) var å bekrefte tidligere volumanslag for Peregrino Sør-funnet, og sikre en optimal utbyggingsløsning for fase II av Peregrino-utbyggingen.
The appraisal well encountered approximately 85 metres of high-quality oil-filled sandstone reservoir in the Carapebus formation supporting the current subsurface model.
Avgrensningsbrønnen traff et høykvalitetsreservoar av sandstein på 85 meter som inneholdt olje i Carapebus-formasjonen, noe som støtter den gjeldende geologiske modellen for området.
Net pay in the well was more than 70%.
Den effektive produksjonssonen i brønnen er på over 70 prosent av reservoaret.
“This confirms our positive view on the Peregrino area and will form an important basis for the Peregrino Phase II development.
– Dette bekrefter vårt positive syn på Peregrino-området, og vil danne et viktig grunnlag for fase II av Peregrino-utbyggingen.
We will now continue to work toward a final investment decision to develop this new oil discovery,” says Kjetil Hove, Statoil’s country president in Brazil.
Vi vil nå fortsette arbeidet fram mot en endelig investeringsbeslutning for å utvikle dette nye oljefunnet, sier Kjetil Hove, Statoils landsjef i Brasil.
The Peregrino field is located 85 kilometres offshore Brazil in the Campos basin at about 100 metres of water depth in licenses BM-C-7 and BM-C-47.
Peregrino-feltet ligger 85 kilometer utenfor kysten av Brasil i Campos-bassenget på rundt 100 meters havdyp i lisensene BM-C-7 og BM-C-47.
Statoil holds 60% ownership and the operatorship of the field and Sinochem the remaining 40%.
Statoil har en eierandel på 60 prosent og er operatør for feltet, mens Sinochem eier den resterende andelen på 40 prosent.
The Statoil-operated Peregrino field includes two drilling and wellhead platforms and a large floating production, storage and offload unit (FPSO).
Det Statoil-opererte Peregrino-feltet omfatter to bore- og brønnhodeplattformer og et stort flytende produksjons-, lager- og losseskip (FPSO).
Oil production from the Peregrino field started in April 2011, and the field is currently one of the largest producing offshore oil fields in Brazil.
Oljeproduksjonen fra Peregrino-feltet startet i april 2011, og feltet er i dag en av de største produserende oljefeltene i havet utenfor Brasil.
Kjetil Hove, Statoil’s country president in Brazil.
Kjetil Hove, Statoils landsjef i Brasil.
By ramping up new fields, we have grown production year to date by 10% compared to the same period last year, and 8% compared to the 2011 average.
Gjennom opptrapping på nye felt har vi så langt i år økt produksjonen med 10 % i forhold til samme periode i fjor og med 8 % sammenlignet med gjennomsnittet for 2011.
This is in line with our plans.
Dette er i samsvar med våre planer.
Our operational performance is solid and we progressed an extensive maintenance programme according to plan.
Driften er solid og vi har gjennomført et omfattende program for planlagte revisjonsstanser.
We are on track, and maintain our guidance for 2012," says Helge Lund, Statoil's president and CEO.
Vi er i rute og vår guiding for 2012 ligger fast, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.