natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We hope to make discoveries that can add value to existing projects and also provide the resources necessary for new developments on the UKCS,” says Jenny Morris, vice president Exploration, UK.
Vi håper vi kan gjøre funn som kan skape tilleggsverdier til eksisterende prosjektere og også finne ressurser som kan gi nye utbyggingsprosjekter på britisk sokkel, sier Jenny Morris, letesjef på britiske sokkel.
Jenny Morris, VP, Exploration, UK
Jenny Morris, letesjef på britiske sokkel
The first well, Mariner Segment 9, could prove additional resources and increase the extent of the Mariner Field.
Den første brønnen, Mariner Segment 9, kan gi tilleggsressurser og øke omfanget av Mariner-feltet.
After completing the well, expected to take between 15 and 25 days, the rig will move to Jock Scott, a prospect on the underexplored margins of the Viking Graben.
Etter å ha fullført den første brønnen, planlagt til å ta mellom 15 og 25 dager, vil riggen seile til Jock Scott, et prospekt i marginen av Viking Graben som det har blitt lett lite i.
The well is expected to be completed in 20-40 days.
Denne brønnen er forventet å fullføres på 20-40 dager.
The last well of the campaign will be the Verbier opportunity in the Moray Firth area.
Den siste brønnen i kampanjen vil være Verbier-brønnen i Moray Firth området.
The well is assumed to take 30-70 days to complete.
Denne brønnen er det forventet at det vil ta 30-70 dager å fullføre.
Segment 9 partners: Statoil 65.1111%, JX Nippon 20%, Siccar Point Energy 8.889%, Dyas 6%
Segment 9 partnere: Statoil 65.1111%, JX Nippon 20%, Siccar Point Energy 8.889%, Dyas 6%
Jock Scott partners: Statoil 75%, BP Exploration Operating Company 25%
Jock Scott partnere: Statoil 75%, BP Exploration Operating Company 25%
Verbier partners: Statoil 70%, Jersey Oil and Gas 18% and CIECO Exploration and Production (UK) 12%
Verbier partnere: Statoil 70 %, Jersey oil and gas 18 % og CIECO Exploration and Production (UK) 12 %
Nicholas Alan Maden, senior vice president for exploration in Statoil.
Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
Map
Kart
Map of block 14 GIF 865 KB
Kart over Blokk 14 GIF 865 KB
Photo
Foto - til nedlasting
Nicholas Alan Maden JPG 13 MB
Nicholas Alan Maden JPG 13 MB
“With this transaction, we are positioning ourselves in yet another underexplored basin with upside potential.
– Med denne transaksjonen posisjonerer vi oss i nok ett basseng med oppsidepotensial som er lite utforsket.
This is in line with our exploration strategy of early access at scale, and strengthens Statoil’s long-term international portfolio,” says Nicholas Alan Maden, senior vice president for exploration in Statoil.
Dette er i tråd med vår letestrategi om tidlig tilgang i stor skala, og styrker Statoils langsiktige internasjonale portefølje, sier Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
Total has completed an extensive data collection programme, including acquiring new 3D seismic data covering the block.
Total har fullført et omfattende datainnsamlingsprogram, som inneholder ny 3D-seismikk som dekker hele blokken.
The partnership is now preparing to drill the Raya prospect during the first half of 2016.
Partnerne forbereder nå boring i Raya-prospektet i første halvår 2016.
“It is exciting that we are able to test this opportunity so quickly, to explore a new geological concept in this frontier deep-water area,” says Maden.
– Det er spennende at vi får testet denne muligheten så raskt, slik at vi kan utforske et nytt geologisk konsept i dette uutforskede dypvannsområdet, sier Maden.
Block 14 was awarded to Total in 2012.
Blokk 14 ble tildelt Total i 2012.
Based on the results of the Raya well, the partnership will decide further steps.
Når resultatene av Raya-brønnen foreligger vil partnerne beslutte hvilke skritt som skal tas videre.
Statoil’s entry into Uruguay further expands its extensive position in Latin-America.
Statoils inngang i Uruguay betyr en ytterligere styrking av selskapets solide posisjon i Latin-Amerika.
In neighbouring Brazil, Statoil operates the Peregrino field, the Pão de Açúcar discovery and holds a large portfolio of exploration acreage.
I nabolandet Brasil er Statoil operatør for Peregrino-feltet, Pão de Açúcar-funnet og har i tillegg en betydelig leteportefølje i landet.
Statoil is also present in Mexico, Nicaragua, Colombia, Venezuela and Suriname.
Statoil er også til stede i Mexico, Nicaragua, Colombia, Venezuela og Surinam.
This will further strengthen Statoil’s position in New Zealand.
Dette bygger videre på Statoils eksisterende posisjon i New Zealand.
The permit covers an area of 9,800 square kilometres in the East Coast Basin, and sits in water depths of 1,000-2,000 metres.
Tillatelsen dekker et område på 9.800 kvadratkilometer i East Coast-bassenget, og ligger i havdyp mellom 1.000 og 2.000 meter.
OMV will remain the operator with 70% working interest.
OMV fortsetter som operatør med 70 prosent eierandel.
The transaction is subject to regulatory approval.
Transaksjonen krever myndighetsgodkjenning.
“This is an underexplored area with the potential for multiple plays, offering a considerable exploration upside,” says Nicholas Alan Maden, senior vice president for Exploration.
– Dette er et underutforsket område med flere mulige letemodeller, noe som gir en betydelig oppsidemulighet for leting, sier Nicholas Alan Maden, letedirektør i Statoil.
The permit is adjacent to permits 57083, 57085 and 57087 which were awarded to Chevron and Statoil in 2014.
Tillatelsen ligger inntil lisensene 57083, 57085 og 57087 som Chevron og Statoil fikk tildelt sammen i 2014.
“We now hold a working interest in more than 46,000 square kilometres of exploration acreage in New Zealand, and all of these permits have staged exploration programmes.
– Vi har nå eierandeler i mer enn 46.000 kvadratkilometer med leteareal i New Zealand, og alle disse tillatelsene har stegvise arbeidsprogrammer.
This is in line with our exploration strategy of accessing at scale,” says Maden.
Dette er i tråd med letestrategien vår om å sikre tilgang i stor skala, sier Maden.
OMV and Statoil will work together on the exploration programme in PEP 57073.
OMV og Statoil vil arbeide sammen om leteprogrammet for lisens 57073.
This includes geological and geophysical studies, as well as seismic acquisition over the coming years.
Dette programmet inkluderer geologiske og geofysiske studier, samt innhenting av nye seismiske data i de kommende årene.
The work will provide information necessary to decide, in 2021, if a well commitment should be made in the permit.
Arbeidet vil gi nødvendig informasjon for å kunne avgjøre – i 2021 – om partnerskapet skal ta på seg en brønnforpliktelse i lisensen.
In addition to the partnerships with Chevron and OMV in the East Coast and Pegasus basins, Statoil also operates two exploration permits in the Reinga basin.
I tillegg til parterskapene med Chevron og OMV i East Coast- og Pegasus-bassengene, operer Statoil to letelisenser i Reinga-bassenget.
Map of Petroleum Exploration Permit 57073
Kart for letelisens 57073
Our activities in New Zealand
Våre aktiviteter i New Zealand
A responsible search for energy
A responsible search for energy
The operator Statoil and its partners in the Snøhvit licence have signed a contract with the yard, today, 28 June.
Operatøren Statoil og de øvrige partnerne i Snøhvit-lisensen har i dag, 28. juni, undertegnet kontrakt med verftsgruppen.
The contract is worth about NOK 170 million.
Oppdraget har en verdi på om lag 170 millioner kroner.
The barge – 154 metres long, 54 metres broad and nine metres high – will be built at Izar's yard in Ferrol, Spain.
Lekteren, som blir 154 meter lang, 54 meter bred og 9 meter høy, skal bygges ved Izars verft i Ferrol i Spania.
The gas liquefaction plant will convert natural gas from the Snøhvit field into liquefied natural gas (LNG).
LNG-fabrikken (liquefied natural gas) skal omdanne naturgassen fra Snøhvit-feltet til flytende form.
Snøhvit will start production in 2006.
Feltet begynner å produsere i 2006.
About 70 cargos of LNG per year will be shipped out from Melkøya.
Om lag 70 skipslaster med LNG skal årlig skipes ut fra Melkøya.
The Spanish shipyard group Izar Construcciones Naval is to build the barge which will carry the process equipment for the Snøhvit project's gas liquefaction plant at Melkøya in the north of Norway.
Den spanske verftsgruppen Izar Construcciones Naval skal bygge lekteren som skal bære prosessutstyret til Snøhvit-prosjektets LNG-fabrikk på Melkøya i Finnmark.
Statoil will have a 50% interest in the Banarli licences, while the operator Valeura Energy Inc., a Canadian exploration company listed on the Toronto Stock Exchange will keep the remaining 50%.
Statoil får 50% eierandel i Banarli-lisensene, mens operatøren Valeura Energy Inc., et kanadisk leteselskap som er notert ved børsen i Toronto, beholder de resterende 50%.
The shallow formations above 2,500 meters will be 100% retained by Valeura.
Rettighetene til de grunne formasjonene over 2.500 meter beholdes 100% av Valeura.
The work programme in the licences consists of several phases, where the first includes the commitment of drilling one exploration well, with planned spudding late 2016 or early 2017.
Arbeidsprogrammet i lisensene består av flere faser, der den første omfatter en forpliktelse til å bore én letebrønn, med planlagt borestart sent 2016 eller tidlig 2017.
The exploration phase will test unconventional gas potential in the deep parts of the basin.
I letefasen vil potensialet til ukonvensjonell gass i de dypere formasjonene testes.
The exploration licenses cover an area of approximately 540 km2 in proximity to existing infrastructure in a region where gas has been produced since the 1920s.
Letelisensene dekker et område på omkring 540 km2 i nærheten av eksisterende infrastruktur i en region der gassutvinning har foregått siden 1920-årene.
“Entry into the north-western part of Turkey is in accordance with our exploration strategy to build a diverse portfolio of low commitment frontier opportunities with impact potential,” says Erling Vågnes, senior vice president for Statoil`s exploration activities in the Northern Hemisphere.
– Statoils inntreden i den nordvestlige delen av Tyrkia er i samsvar med letestrategien vår om diversifisering av porteføljen mot områder med høyt potensial og lave forpliktelser, sier Erling Vågnes, direktør for Statoils letevirksomhet på den nordlige halvkule.
“We look forward to explore the licenses further together with the operator Valeura, and we are optimistic with regards to the potential.
– Vi ser fram mot å utforske lisensene videre sammen med operatøren Valeura, og vi er optimistiske med hensyn til potensialet.
If successful, this is an opportunity that will play to Statoil`s strengths in drilling and reservoir management”, says Vågnes.
Om testingen er vellykket, er dette en mulighet godt tilpasset Statoils kompetanse innen boring og reservoaroptimalisering, sier Vågnes.
The agreement is pending governmental approval, which is expected by the end of September 2016.
Avtalen er avhengig av godkjenning fra myndighetene som forventes innen utgangen av september 2016.
Our operations in Turkey
Våre aktiviteter i Tyrkia
There are 106 personnel on board, all have been accounted for and no-one has been reported missing.
Det er 106 personer om bord, alle er gjort rede for og ingen er meldt skadet.
Fire extinguishing is being carried out on the rig, which is located at the Njord field in the Norwegian Sea.
Det pågår brannslukking om bord på riggen, som ligger ved Njord-feltet i Norskehavet.
The public rescue services and the authorities have been notified of the situation.
Den offentlige redningstjenesten og myndighetene er varslet om situasjonen.
Statoil’s emergency preparedness organisation has been mobilised and resources are being assembled to handle the incident.
Statoils beredskapsorganisasjon er mønstret og ressurser mobiliseres nå for å bidra i håndteringen av hendelsen.
Personnel without emergency duties have been mustered to the lifeboat stations and preparations are being made to evacuate them by helicopter.
Personell uten beredskapsoppgaver er mønstret ved livbåtstasjonene og det forberedes nå å evakuere disse med helikopter.
(Photo: Saipem)
(Foto: Saipem)
No drilling operations were underway at the time of the incident.
Det pågikk ikke boreoperasjoner da hendelsen inntraff.
There are no other installations on the Njord field at the present time.
Det er ikke andre installasjoner på Njord-feltet for tiden.
A supply vessel is at the field and several more are underway.
Det er et beredskapsfartøy på feltet og flere er på vei.
“Scarabeo 5” is a drilling rig operated by Saipem Norwegian Branch.
«Scarabeo 5» er en borerigg som opereres av Saipem Norwegian Branch (Saipem).
Next of kin may call +47 800 500 20 for more information.
Pårørende kan ringe 800 500 20 for mer informasjon..
Facts about the Njord field
Fakta om Njord-feltet
Around 20:30 the fire was reported put out.
Rundt klokken 20.30 var brannen meldt slukket og skadestedet under kontroll.
There were 106 persons on board when the incident occurred; all of them are accounted for and none are missing.
Det var 106 personer om bord da hendelsen inntraff, alle er gjort rede for og ingen er meldt alvorlig skadet.
One person will be sent ashore for a medical check.
En person sendes til land for legesjekk.
33 persons have been transported from the rig by helicopter.
33 personer er fraktet av riggen med helikopter.
14 of these were flown to a nearby installation and 19 to shore in Kristiansund.
14 av disse ble flydd til en nærliggende installasjon og 19 i land til Kristiansund.
73 persons remained on board and there are no plans currently to move more people from the rig.
Det er 73 personer igjen om bord på «Scarabeo 5» og det planlegges per nå ikke å flytte flere fra riggen.
Work is under way to achieve normalization.
Det jobbes nå med å normalisere situasjonen på riggen.
Scarabeo 5 is currently located at the Njord-field in the Norwegian Sea.
«Scarabeo 5» ligger for tiden på Njord-feltet i Norskehavet.
No drilling operations were underway when the incident occurred.
Det pågikk ikke boreoperasjoner da hendelsen inntraff.
The rig is equipped with two engine rooms and a total of eight engines.
Riggen har to maskinrom og i alt åtte motorer.
The standby vessels Ocean Response and Troms Sirius assisted the drilling rig.
Beredskapsfartøyene Ocean Response og Troms Sirius bistod boreriggen under hendelsen.
Three helicopters were in operation in connection with the incident.
Tre helikoptre har vært i aksjon i forbindelser med hendelsen.
There are no other installations currently at the Njord field.
Det er ikke andre installasjoner på Njord-feltet for tiden.
Statoil’s second and third-line response organization has been mobilized to assist with the incident.
Statoils 2. og 3. linje beredskapsorganisasjon er mønstret for å bidra i håndteringen av hendelsen.
Facts about Njord
Fakta om Njord-feltet
Fire on “Scarabeo 5”
Brann på “Scarabeo 5”
"While the volume of nitrogen oxides released in Norway needs to be reduced, we should opt for the cheapest and most effective measures to achieve such cuts," Mr Barland maintains.
"Norske utslipp av NOx bør reduseres, men da bør det billigste og mest effektive tiltaket velges," sier miljødirektør Knut Barland.
As a case in point, he cites new technology for ferries in western Norway which could cut these emissions at a cost of just NOK 10 per kilogram of nitrogen oxides.
Han trekker fram et konkret eksempel: ved å bruke ny teknologi på ferjer på Vestlandet kan utslippene av NOx kuttes til en kostnad av bare 10 kroner per kilo nitrogenoksider.
Corresponding measures in a gas-fired power station while seeking to meet the SFT's environmental requirements would cost NOK 60 per kilogram.
Skulle en gjort noe tilsvarende i et gasskraftverk og fulgt SFTs teknologikrav, ville dette ha gitt en kostnad på om lag 60 kroner per kilo NOx.
"That gives less environmental benefit for the money," Mr Barland observes.
"Det gir mindre miljø for pengene.
"If we're going to achieve big reductions, we must concentrate our spending where it gives the best results."
Skal vi få til store reduksjoner, må vi bruke midlene der de gir størst effekt," hevder miljødirektøren.
He adds that ferry traffic in Norway is one of the biggest sources of national nitrogen oxide emissions.
Han legger til at ferjetrafikken i Norge er en av de største kildene til NOx-utslipp.
The gas-fired power stations planned by Naturkraft at Statoil's Kårstø and Kollsnes gas pipeline landfalls will add two per cent to local emissions of these pollutants.
De planlagte gasskraftverkene på Kårstø og Kollsnes kommer til å bidra med to prosent av den lokale avsetningen av NOx.
And the latest measurements from Norway's institutes for air and forest research indicate that local environmental carrying capacities can accommodate an increase on this scale.
Etter Statoils vurdering viser nyere målinger fra Norsk institutt for luftforskning og Norsk institutt for skogforskning at det er rom for dette innenfor tålegrensene i området.
The SFT's permit requirements refer to observations made more than a decade ago, Mr Barland notes.
SFT refererer til målinger som er over 10 år gamle.
They are no longer representative for the gratifying improvement in acid precipitation affecting Norway.
Disse er ikke lenger representative for den gledelige utviklingen når det gjelder sur nedbør over Norge, ifølge miljødirektøren.
This appeal should be seen in the light of last autumn's Storting (parliamentary) debate on emission trading with greenhouse gases and the government's energy White Paper, Mr Barland notes.
Anken bør ses i lys av høstens debatt i Stortinget om framtidig kvotehandel med klimagasser og regjeringens energimelding, mener Barland.
Nitrogen oxides can contribute to the formation of ground-level ozone, which is hazardous for plants, animals and humans.
Nitrogenoksider kan føre til dannelse av bakkenært ozon, som kan skade planter, dyr og mennesker.
The biggest source of these pollutants in Norway is acid precipitation from other countries.
Den største kilden til NOx i Norge er sur nedbør fra andre land.
At 11:00 am the platform manager reported that the fire has been extinguished.
Klokken 11.00 meldte plattformsjef at brannen er slukket.
The fire started in a loading pump in the utility shaft and was restricted to one area that is separated by fire barriers.
Brannen har oppstått i en lastepumpe i utstyrsskaftet og var begrenset til ett område i som er adskilt med brannskillere.
When the smoke was detected, the automatic deluge system was triggered.
Da røyk ble oppdaget, ble det automatiske brannslukkingssystmet (deluge) utløst.
The emergency response organisation on Statfjord A has worked on extinguishing the fire.
Beredskapsorganisasjonen på Statfjord A har jobbet med å slukke brannen.
The area is now being monitored by the fireguard.
Området overvåkes nå av brannvakt.
There were 67 people on board when the incident occurred.
Det var 67 personer om bord da hendelsen oppstod.
At 10 am, 20 people had been moved to Statfjord B by SAR helicopter.
10.00 var 20 personer flyttet til Statfjord B med SAR-helikopter.
Production at Statfjord A was shut down and crew on board without emergency response assignments were sent to the lifeboats.
Produksjonen på Statfjord A er nedstengt og mannskap om bord uten beredskapsoppgaver ble mønstret til livbåtene.
They are now being gathered for a debriefing on the platform.
Disse samles nå for en debrief på plattformen.
Statoil’s emergency response organisations at Sandsli and in Stavanger were mobilised.
Statoils beredskapsorganisasjon på Sandsli og i Stavanger ble mobilisert.
Two SAR helicopters are at the field and the emergency response vessel Stril Herkules is in the area.
To SAR-helikoptre er på feltet og et beredskapsfartøyet Stril Herkules er i området.
The weather in the area is good.
Det er godt vær i området.
Statfjord A is a production platform that has a concrete substructure and storage cells.
Statfjord A er en produksjonsplattform som har understell og lagerceller i betong.
The Norwegian part of the Statfjord field is located in blocks 33/9 and 33/12 in license 037 and contains both oil and gas.
Norsk del av Statfjord-feltet ligger ligger i blokkene 33/9 og 33/12 i lisens 037 og inneholder både olje og gass.
Facts about the Statfjord area
Fakta om Statfjord-området
(Photo: Roar Lindefjeld/Woldcam - Statoil)
(Foto: Roar Lindefjeld/Woldcam - Statoil)
Up to 6,000 homes in UK are now receiving electricity from the first producing wind turbine on Dudgeon Offshore Wind Farm.
Inntil 6.000 britiske husstander mottar nå elektrisitet fra den første vindturbinen i havvindparken Dudgeon.
When fully operational later in 2017 the offshore wind farm will provide electricity to over 400,000 homes.
Når anlegget kommer i full drift senere i 2017, vil det forsyne over 400.000 hjem med strøm.
After a successful installation of the first wind turbine in early January, operator Statoil and partners Masdar and Statkraft were able to set the first turbine in production on the 7 February delivering electricity to UK National Grid.
Etter en vellykket installering av den første vindturbinen i begynnelsen av januar, kunne operatør Statoil og partnerne Masdar og Statkraft sette i drift første turbin 7. februar med leveranse av strøm til det britiske strømnettet.
"This is a significant milestone for one of the largest offshore wind farms in Europe.
– Dette er en viktig milepæl for en av de største havvindparkene i Europa.
I am particularly satisfied with the on time deliveries and the HSE performance so far," says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
Jeg spesielt fornøyd med prosjektets leveranser til planlagt tid og HMS-resultatene hittil, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
67 foundations were installed on the Dudgeon Bank last year, along with the cables and the offshore substation that collects the power generated by the wind turbines.
67 fundamenter ble installert på Dudgeon-banken i fjor, sammen med kabler og transformatorstasjonen som samler kraft produsert av vindturbinene.
This work involved as much as 2,000 vessel days and almost the same number is anticipated this year for the installation of turbines.
Dette arbeidet tok hele 2000 fartøysdøgn, og turbininstalleringen i år forventes å ta noenlunde samme tid.
The Dudgeon Offshore Wind Farm site is located 32 km offshore Norfolk, UK and, and is 20 km east of the Sheringham Shoal Offshore Wind Farm, where Statoil currently holds a 40% share.
Havvindparken Dudgeon ligger 32 km utenfor kysten av Norfolk, Storbritannia, og 20 km øst for havvindparken Sheringham Shoal, hvor Statoil har en eierandel på 40 prosent.
The Dudgeon Offshore Wind farm consists of 67 six-megawatt wind turbine generators with a total installed capacity of 402 MW producing 1.73 TWh/year - equivalent to the consumption of more than 400,000 UK households.
Dudgeon omfatter 67 vindturbiner på 6 megawatt hver med en installert kapasitet på 402 MW og forventet årsproduksjon 1,73 TWh, tilsvarende forbruket til mer enn 400.000 britiske husstander.
The GBP 1.5 billion Dudgeon Offshore Wind Farm project is part of Statoil’s strategy is to gradually complement the oil and gas portfolio with profitable renewable energy and other low-carbon solutions.
Havvindprosjektet, med en samlet investering på rundt 1,5 milliarder pund, er en del av Statoils strategi om å gradvis supplere olje- og gassporteføljen med fornybar energi og andre lavkarbonløsninger.
"Building a profitable renewable portfolio on the foundation of 40 years of oil and gas experience is a competitive advantage.
– Å bygge opp en lønnsom fornybarportefølje med utgangspunkt i 40 års olje- og gasserfaring, er et konkurransefortrinn for oss.
We can leverage on our marine operations competence, our experience with complex projects and our supply chain.
Vi kan utnytte vår kompetanse fra marine operasjoner, vår erfaring fra komplekse prosjekter og forsyningskjeden vår.