natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Gina Krog was initially a small-size gas discovery made in 1974.
I utgangspunktet var Gina Krog et mindre gassfunn fra 1974.
In 2007 and 2008 oil was struck, which shows the importance of near-field exploration.
I 2007 og 2008 ble det også funnet olje, noe som viser hvor viktig det er å lete nær plattformer i produksjon.
“We believe it is possible to maintain high levels of activity on the NCS up to, and beyond 2030.
– Vi mener at det er mulig å opprettholde et høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel til 2030 og videre.
We have a very good infrastructure which we will leverage to add value for Statoil and society for a long time to come,” says Statoil’s executive vice president for Development and Production, Arne Sigve Nylund, adding:
Vi har en svært god infrastruktur tilgjengelig og denne skal vi bruke for å skape verdier for Statoil og samfunnet i lang tid fremover, sier Statoils konserndirektør for Utvikling og Produksjon, Arne Sigve Nylund og legger til:
Margareth Øvrum, EVP, Technology, Projects and Drilling
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring i Statoil.
Arne Sigve Nylund, EVP, Development and Production
Arne Sigve Nylund, Statoils konserndirektør for Utvikling og Produksjon.
“The field will be operated from Statoil’s Stavanger offices, whereas the helicopter and base services will be run from Sola and Dusavika.“
– Feltet skal driftes fra Statoils kontorer i Stavanger mens helikopter- og basetjenestene vil gå fra Sola og Dusavika.
Gina Krog will create jobs both onshore and offshore for 15-20 years.
Gina Krog vil gi arbeidsplasser både på land og til havs i 15-20 år framover.
In addition, Gina Krog will help extend the productive life and maintain jobs at Sleipner A and Kårstø.
I tillegg bidrar Gina Krog til å forlenge levetiden og arbeidsplassene på Sleipner A og på Kårstø.
The Gina Krog field is located some 30 kilometres north-west of Sleipner, and 230 kilometres south-west of Stavanger.
Gina Krog-feltet ligger om lag 30 kilometer nordvest for Sleipner, og 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil Petroleum AS is the operator, with an interest of 58.7 percent.
Statoil Petroleum AS er operatør med en eierandel på 58,7 prosent.
The partners are Total E&P Norge AS (15%), KUFPEC Norway AS (15%), PGNiG Upstream Norway AS (8%) and Aker BP ASA (3.3%).
Partnere er Total E&P Norge AS (15%), KUFPEC Norway AS (15%), PGNiG Upstream Norway AS (8%) og Aker BP ASA (3,3%).
Gina Krog has 20 well slots.
Gina Krog har 20 brønnslisser.
The preliminary plan is to drill 11 production wells and three injection wells.
Det er foreløpig planlagt 11 produksjonsbrønner og tre injeksjonsbrønner.
The field has also been prepared for tie-in of new discoveries in the area.
Feltet er også tilrettelagt for tilkobling av eventuelle nye funn i området.
The field is prepared for being run with power from shore when an area solution has been put in place for Utsira High in 2022.
Feltet er klargjort for å drives med kraft fra land når en områdeløsning er på plass på Utsirahøyden i 2022.
The Gina Krog field is located some 230 kilometres south-west of Stavanger.
Gina Krog-feltet ligger omkring 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil is partnering with Techstars to create a global accelerator programme for innovators and entrepreneurs who aspire to shape the future of energy.
Statoil har inngått et samarbeid med Techstars for å skape et nytt globalt akseleratorprogram for innovatører og gründere som ønsker å forme energifremtiden.
Techstars will reach out through its global network to identify, recruit, and select the world’s ten most promising energy innovators and entrepreneurs to participate in the Techstars Energy Accelerator.
Techstars vil mobilisere sitt globale nettverk for å identifisere, rekruttere og velge ut verdens ti mest lovende innovatører og gründere innen energi for å delta i Techstars Energy Accelerator.
Each of the selected companies will receive an initial funding of USD 120.000 to support compressing two years of development work into 13 weeks.
Hvert av de utvalgte selskapene vil få en innledende finansiering på nærmere 1 million kroner (USD 120.000) for å støtte gjennomføringen av to års utviklingsarbeid på 13 uker.
The programme will be run in partnership with Statoil and hosted in Oslo with close access to Norway’s world-class energy technology industry.
Programmet skal drives i samarbeid med Statoil og vil bli gjennomført med utgangspunkt i selskapets kontor på Fornebu, i nær tilknytning til den verdensledende norske leverandørindustrien.
The innovators will be mentored by a global network of experts from Statoil, Techstars and other companies.
Innovatørene vil også få muligheten til å knytte seg til et globalt nettverk av mentorer fra Statoil, Techstars og andre miljøer.
“Statoil’s vision is to shape the future of energy.
– Statoils visjon er å være et selskap som former energiframtiden.
This requires being at the forefront of technology and innovation.
Dette krever at vi er i forkant når det gjelder teknologi og innovasjon.
We also recognise that the ideas and solutions of the future are as likely to come from outside the company as within.
Samtidig innser vi at fremtidens ideer og løsninger like gjerne kommer fra utenfor selskapet som innenfra.
That is why we are excited to engage with innovators and entrepreneurs from all over the world, working on new businesses and developing potentially transformative technologies and business models”, says Statoil’s vice president for corporate innovation, Ragnhild Ulvik.
Derfor er vi glade for å samarbeide med innovatører og gründere fra hele verden som jobber med å utvikle nye bedrifter, teknologier og forretningsmodeller, sier Statoils innovasjonsdirektør Ragnhild Ulvik.
Photo of Audun Abelsnes and Ragnhild Ulvik (Photo: Ole Jørgen Bratland / Statoil) JPG 3 MB
Foto av Audun Abelsnes og Ragnhild Ulvik (Foto: Ole Jørgen Bratland / Statoil) JPG 3 MB
The accelerator programme is part of Statoil’s innovation efforts, and will provide Statoil with an opportunity to explore new ideas and technologies for concrete business challenges together with entrepreneurs and innovators in a new way.
Akseleratorprogrammet er en del av Statoils satsing på innovasjon, og gir selskapet mulighet til å utforske nye ideer og teknologier for å løse konkrete forretningsutfordringer på en ny måte sammen med innovatører og gründere.
In addition, Statoil will have the option to invest in selected innovators through its venture capital entities.
I tillegg vil Statoil ha mulighet til å investere i de utvalgte selskapene direkte.
“Unprecedented change is taking place in the energy industry.
– Energibransjen gjennomgår en enorm forandring.
We have proven that the Techstars model works in several other industries facing change and potential disruption and we are excited to see what kind of ideas and solutions we can accelerate within energy.
Vi har allerede bevist at Techstars-modellen fungerer i andre bransjer som står overfor store forandringer, og vi er spente på å se hva slags nye ideer og løsninger vi kan hjelpe frem innen energi.
Statoil is renowned for being innovative and demonstrates a great culture of collaboration.
Statoil er kjent for å være innovative og stå for en god samarbeidskultur.
That makes Statoil a great fit for the Techstars global community, and we very much look forward to recruiting the first cohort of innovators together”, says managing director for the Techstars Energy Accelerator, Audun Abelsnes.
Det gjør selskapet til en god match med det globale Techstars-nettverket, og vi ser frem til å sammen rekruttere den første gruppen av innovatører og gründere til programmet, sier administrerende direktør for Techstars Energy Accelerator, Audun Abelsnes.
Statoil and Techstars plan to announce main theme for the programme in November 2017 and open the application process in February 2018.
Statoil og Techstars planlegger å offentliggjøre hovedtemaet for programmet i november 2017 og åpne søknadsprosessen i februar 2018.
The first Techstars Energy Accelerator programme in partnership with Statoil will start in the second half of 2018.
Det første Techstars Energy Accelerator-programmet i samarbeid med Statoil vil starte opp i andre halvdel av 2018.
About Techstars Energy Accelerator in partnership with Statoil
Om Techstars Energy Accelerator i samarbeid med Statoil
10 companies selected in every programme from hundreds of applicants globally
10 selskaper valgt ut til hvert program fra hundrevis av søkere globalt
Successful applicants are typically teams from 2-20+; range from pre-product/pre-revenue to $millions in revenue; pre-seed, seed or series A+
Utvalgte søkere er vanligvis grupper fra 2-20+ personer, arbeider fra før produktlansering til å ha startet salg, og er i finansieringsfase fra pre-seed til såkorn eller serie A+
Accepted companies receive up to USD 120,000, the full programme and access to the Techstars and partner networks
Godkjente selskaper mottar opptil USD 120.000, får delta på hele programmet og tilgang til Techstars’ og partnernes nettverk
Teams aim to compress two years of work into 13 weeks
De utvalgte innovatørene og gründerne skal ta sikte på å komprimere to års utviklingsarbeid til 13 uker
Totalling between 25 and 50 million barrels of recoverable oil equivalents, the discovery may provide valuable additional volumes for the Johan Castberg development.
Funnet er på mellom 25 og 50 millioner utvinnbare fat og kan gi verdifulle tilleggsvolumer til Johan Castberg.
The discovery also opens other exploration opportunities in the same area.
Funnet åpner også opp for andre letemuligheter i samme området.
The Kayak well has for the first time proven resources in this type of play in the Barents Sea.
Kayak-brønnen påviser for første gang ressurser i denne typen letemulighet i Barentshavet.
“We are very pleased to have made a good discovery in our first completed well in the Barents Sea this year.
– Vi er veldig fornøyd med å ha gjort et godt funn i vår første ferdigstilte brønn i Barentshavet i år.
We are particularly pleased to have proven resources in a type of play that has not been explored before.
Vi er spesielt fornøyd med å ha påvist ressurser i en type letemål som ikke tidligere har vært undersøkt.
This opens interesting opportunities,” says Jez Averty, senior vice president for exploration, Norway and the UK.
Det åpner for flere interessante muligheter, sier Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
Jez Averty, senior vice president for exploration, Norway and the UK.
Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
Totalling between 25 and 50 million barrels of recoverable oil equivalents, development of the discovery towards the Johan Castberg field will be considered.
Funnet er på mellom 25 og 50 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter og vil bli vurdert for utbygging mot Johan Castberg-feltet.
“There may be additional resources in this structure, and we will now analyse the acquired data and consider possible appraisal of the discovery,” says Jez Averty.
– Det kan være ytterligere ressurser i denne strukturen, og vi vil nå analysere de innsamlede dataene for å vurdere en mulig avgrensning av funnet, sier Jez Averty.
The “Songa Enabler” rig will now return to and complete the Blåmann well.
Riggen Songa Enabler går nå tilbake til Blåmann-brønnen for å avslutte denne.
Next, drilling at Gemini North will start.
Etter det vil boringen starte på Gemini Nord.
All of the necessary permits are in place, and the work can start as early as 10 July.
Alle nødvendige tillatelser er på plass og arbeidet kan starte der så tidlig som 10. juli.
For further information, please contact:
For ytterligere informasjon, ta kontakt med:
Media contact Morten Eek +47 416 89 515
Pressekontakt Morten Eek +47 416 89 515
Investor Relations Anca Jalba +47 410 87 988
Investor Relations Anca Jalba +47 410 87 988
(Photo: Thomas Sola/Statoil)
(Foto: Thomas Sola/Statoil)
The plans for development and operation (PDO) of Njord and Bauge in the Norwegian Sea have now been approved by the authorities.
Planer for utbygging og drift av Njord og Bauge i Norskehavet er nå godkjent av myndighetene.
The Njord A platform and the Njord Bravo floating storage and offloading vessel (FSO) will be upgraded to recover the remaining resources in the Njord and Hyme fields, whereas Bauge is a new field development to be tied in to the Njord A platform.
Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes for å hente ut gjenværende ressurser på Njord- og Hyme-feltene mens Bauge er en ny feltutbygging som skal knyttes opp mot Njord A-plattformen.
“We are pleased that the authorities have now approved the plans for Njord and Bauge, two important fields on the Norwegian continental shelf.
– Det er gledelig at myndighetene nå har godkjent planene for Njord og Bauge som er to viktige felt på norsk sokkel.
The investments, totalling NOK 20 billion, will trigger high activities and spin-offs for the Norwegian society and Norwegian supply industry,” says Torger Rød, Statoil’s head of project development in Statoil.
De totale investeringene på 20 milliarder kroner innebærer stor aktivitet og ringvirkninger for det norske samfunn og norsk leverandørindustri sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The remaining resources on the Njord and Hyme field total 175 million barrels of oil equivalent.
Gjenværende ressurser på Njord og Hyme-feltene utgjør 175 millioner fat oljeekvivalenter.
This corresponds to the reserves produced from the Njord field since first oil in in 1997.
Dette tilsvarer like mye reserver som allerede er produsert på Njord-feltet siden produksjonsoppstart i 1997.
In addition, 73 million barrels of oil equivalent will be produced from Bauge.
I tillegg kommer 73 millioner fat oljeekvivalenter på Bauge.
On behalf of the partnerships in the Njord, Hyme and Bauge licences plans for the development and operation of the Njord and Bauge fields were submitted to Norwegian authorities on 27 March this year.
På vegne av partnerskapene i Njord, Hyme og Bauge-lisensene ble det levert planer for utbygging og drift av Njord- og Bauge-feltene til myndighetene 27. mars i år.
The original PDO for the Njord field was submitted more than 20 years ago.
Njord-feltet leverte opprinnelig plan for utbygging og drift for Njord-utbyggingen for over 20 år siden.
The field will now produce for another twenty years, and the partnership has decided to upgrade and reuse both the Njord A platform and the Njord Bravo FSO.
Nå skal feltet produsere i nye ti-år og partnerskapet har besluttet at både Njord A-plattformen og Lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes og gjenbrukes.
Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project development.
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Siri Espedal Kindem, senior vice president, Operations North, Development and Production Norway.
Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Investing NOK 20 billion in new projects on the Norwegian continental shelf
Investerer 20 milliarder kroner i nye prosjekter på norsk sokkel
The Bauge field development concept includes one subsea template, two oil producers and one water inject
Bauge er en undervannsutbygging som skal bygges ut med én havbunnsramme, to oljeprodusenter og en vanninjektor.
“Kværner at Stord has been awarded the contract for upgrading the platform and work facilitating the tie-in of Bauge and potential future third-party tie-ins,” says Rød.
– Kværner på Stord er tildelt kontrakten med oppgraderingen av plattformen og arbeidet med tilrettelegging for tilknytning av Bauge og potensielle fremtidige tredjepart tilknytninger sier Rød.
“Njord remaining on stream until 2040 is important for our specialist communities in Kristiansund and Stjørdal, as well as the mid-Norway supply industry.
– Njord i produksjon frem til 2040 er viktig for våre kompetansemiljøer i Kristiansund og Stjørdal og leverandørindustrien i Midt-Norge.
An upgraded field centre and new infrastructure at Njord also allows for the development of other fields in the area,” says Siri Espedal Kindem, senior vice president, Operations North, Development and Production Norway.
Med et oppgradert feltsenter og ny infrastruktur på Njord, åpner det seg også muligheter for utvikling av andre felt i området, sier Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Next year the Njord partners will award the contract for upgrading the Njord Bravo FSO.
Neste år vil lisenspartnerne i Njord ta beslutning om hvem som får oppdraget med å oppgradere lagerskipet Njord Bravo.
First oil is scheduled for the end of 2020.
Produksjonsstart er planlagt i slutten av 2020.
Facts about Njord – upgrading of existing platform
Fakta Njord – oppgradering eksisterende plattform
First oil in 1997
Startet produksjon i 1997
Njord was on stream from 1997-2016, and 54 wells were drilled
Njord var i produksjon fra 1997 - til 2016 og 54 brønner ble boret
10 new production wells are planned on the field
Det planlegges 10 nye produksjonsbrønner på feltet
In 2016 the Njord A platform and the Njord Bravo FSO were towed ashore, to Stord and Kristansund, respectively
2016 ble Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo tauet til land, henholdsvis Stord og Kristiansund
Reserves: 175 million oil equivalent
Reserver: 175 millioner oljeekvivalenter
Capital expenditures: NOK 15.7 billion
Investeringskostnader: 15,7 milliarder kroner
Partners: Statoil (operator) 20%, Engie E&P Norge AS 20%, DEA Norge AS 50%, Faroe Petroleum 7.5% and VNG Norge AS 2.5%.
Partnere: Statoil (operatør) 20%, Engie E&P Norge AS 20%, DEA Norge AS 50%, Faroe Petroleum 7,5% og VNG Norge AS 2,5%.
Facts Bauge – new field
Fakta Bauge – nytt felt
The discovery is located some 16 kilometres north-east of the selected tie-in platform, Njord A
Funnet ligger om lag 16 km nordøst for den valgte tilknytningsplattformen, Njord A
The development concept includes one subsea template, two oil producers, one water injector
Utbyggingen er planlagt med én havbunnsramme, to oljeprodusenter, en vanninjektor
Reserves: 73 million oil equivalent
Reserver: 73 millioner oljeekvivalenter
Capital expenditures: NOK 4.1 billion
Investeringskostnader: 4,1 milliarder kroner
Partners: Statoil (operator) 35%, ENGIE E&P Norge AS 10%, Point Resources AS 17.5%, DEA Norge AS 27.5%, Faroe Petroleum Norge AS 7.5%, VNG Norge AS 2.5%
Partnere: Statoil (operatør) 35%, ENGIE E&P Norge AS 10%, Point Resources AS 17,5%, DEA Norge AS 27,5%, Faroe Petroleum Norge AS 7,5%, VNG Norge AS 2,5%
Download
Nedlasting
Bauge field illustration JPG 3 MB
Bauge feltillustrasjon JPG 3 MB
Statoil resets its exploration in the Gulf of Mexico and was today deemed high bidder on 13 leases in the 2017 Central Lease Sale.
Statoil justerer kursen for letingen i Mexicogolfen, og ga i dag vinnerbud på 13 lisenser i 2017 Central Lease Sale.
Statoil successfully bid on 13 leases in the US Department of the Interior’s central region Gulf of Mexico lease sale 247, which took place on 22 March.
Statoils budgivning på 13 lisenser i det amerikanske innenriksdepartementets lisenssalg 247 i den sentrale delen av Mexicogolfen 22. mars var vellykket.
The company was the high bidder on all but two of the leases targeted, securing a stake in all of its main priorities.
Selskapet ble tildelt nesten alle de utvalgte lisensene, og sikret seg dermed en betydelig andel av sine høyest prioriterte områder.
“We are very pleased with the results.
- Vi er veldig fornøyd med resultatene.
The leases awarded reinforce Statoil’s exploration strategy of securing prospective acreage, while taking advantage of the cycle to access these leases at favorable rates in the US Gulf of Mexico,” says Tore Løseth, head of exploration in the US and Mexico.
De tildelte lisensene støtter opp under Statoils letestrategi om å sikre tilgang til prospektive arealer i stor skala, samtidig som vi utnytter konjunktursvingninger for å få tilgang til disse lisensene til gunstige priser i Mexicogolfen, sier Tore Løseth, Statoils direktør for leting i USA og Mexico.
Participation in the lease sale marks a reset of Statoil’s exploration in the US Gulf of Mexico.
Deltakelse i lisenssalget markerer en justering av Statoils leting i Mexicogolfen.
Tore Løseth vice president for Exploration USA
Tore Løseth direktør for leting i USA
“The results today are the fruits from taking sufficient time to review lessons from our past exploration campaign, and from thoroughly strengthening our regional subsurface understanding of this area,” says Løseth.
- Tildelingene i dag er et resultat av at vi har brukt den nødvendige tid på å gjennomgå erfaringer fra vår tidligere letekampanje og systematisk styrket vår regionale undergrunnsforståelse av dette området, sier Løseth.
“We continue to believe in the potential of the Gulf of Mexico.
- Vi har fortsatt tro på potensialet i Mexicogolfen.
Our participation in the lease sale is part of a targeted, step-wise approach to test our play concepts in the area.”
Vår deltakelse i lisenssalget er en del av vår målrettede, stegvise satsing på å teste våre letemodeller i området, sier han.
Statoil’s high bids are subject to review and final approval by the authorities.
Statoils vinnerbud er gjenstand for gjennomgang og endelig godkjenning fra amerikanske myndigheter.
Since re-entering the US Gulf of Mexico in 2004, Statoil has built a significant position offshore with ownership share in six producing fields, two projects under development and one project in the definition phase.
Etter at selskapet returnerte til amerikansk del av Mexicogolfen i 2004, har Statoil bygd opp en betydelig posisjon offshore med eierinteresser i seks produserende felt, to utbyggingsprosjekter og ett prosjekt i definisjonsfasen.
Production from Statoil’s US offshore portfolio averaged ~60,000 barrels per day in 2016 and is expected to nearly double by 2020 making Statoil a top-5 producer from deepwater Gulf of Mexico.
Gjennomsnittsproduksjonen fra Statoils portefølje på amerikansk sokkel var på ~60.000 far per dag i 2016, og forventes å nesten fordobles innen 2020.
Overview of leases awarded:
Oversikt over tildelte lisenser:
Block
Blokk
% Interest
% Andel
Gross bonus (USD)
Bonus (USD)
WR
WR
100.00%
100.00%
$631,976
$631,976
$1,231,976
$1,231,976
Further references are made to the stock market announcements on 20 April and 23 May 2017 regarding allocation to primary insiders of shares under the share saving plan and under the company’s long-term incentive programme.
Det vises også til meldinger den 20. april og 23. mai 2017 vedrørerende viderefordeling av aksjer til primærinnsidere under aksjespareprogrammet og under selskapets langtidsinsentivordning.
Details on allocation of the Dividend Shares under the scrip dividend programme for fourth quarter 2016 are set forth in the overview below.
Nærmere detaljer om fordeling av Utbytteaksjene for fjerde kvartal 2016 er angitt i oversikten under.
Dividend Shares allocated to primary insider
Utbytte- aksjer tildelt primær-innsider
Dividend Shares allocated to close associate(s)
Utbytte-aksjer tildelt nærstående
New shareholding primary insider
Ny aksje-beholdning primær-innsider
New shareholding close associate(s)
Ny aksje-beholdning nærstående
New total shareholding
Ny samlet aksje-beholdning
2,589
2 589
4,162
4 162
107,860
107 860
Kuburic, Hilde A.G.
Kuburic, Hilde A.G.
Company secretary
Direksjonssekretær
Labråten, Per Martin
Labråten, Per Martin
Løseth,Øystein
Løseth,Øystein
This helicopter type has already been suspended from regular traffic following the tragic accident at Turøy on 29 April.
Fra før er denne helikoptertypen tatt ut av ordinær tilbringertjeneste etter den tragiske ulykken ved Turøy 29.april.
The restriction applies from 1 June and entails that all use of this helicopter for search, rescue and medical assignments (SAR) is suspended.
Flyforbudet gjelder fra 1.juni og innebærer at all bruk av denne helikoptertypen til søk, redning og medisinske oppdrag (SAR) innstilles.
As the responsible party for preparedness in these areas, Statoil is obliged to ensure preparedness in compliance with applicable regulations.
Som ansvarlig for områdeberedskapen i disse områdene har Statoil en plikt til å sikre beredskap i henhold til gjeldende regelverk.