natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This will contribute to improving the recovery rate and accelerating production at the Kvitebjørn field by allowing for production with reduced wellhead pressure.
Modulen vil bidra til å øke utvinningsgraden og akselerere produksjonen fra Kvitebjørn-feltet ved å kunne tillate produksjon ned til et lavere brønnhodetrykk.
The engineering, procurement, construction, installation and commissioning (EPCIC) contract also includes an option for tie-in of a condensate pipeline to the future Valemon platform.
Kontrakten verftet har fått inkluderer også en opsjon som omfatter tilknytning av en kondensatlinje fra Valemon-feltet.
“The pre-compression project strengthens the Kvitebjørn field as an important producer of gas and a hub for further transport from the field,” says Jannicke Nilsson, senior vice president for operations North Sea in Exploration & Production Norway.
- Kompresjonsprosjektet styrker Kvitebjørn-området som viktig gassprodusent og knutepunkt for videre transport.
In addition to the process equipment the module consists of a gas-turbine-driven compressor which compresses the gas before it is piped to Kollsnes.
I tillegg til prosessutstyr inneholder modulen en gassturbindrevet kompressor, som komprimerer gassen før den eksporteres i rør til Kollsnes.
The Kvitebjørn pre-compression project will increase production of gas and condensate from the Kvitebjørn field by approximately 35 million standard cubic metres (mscm) of oil equivalent and thus increase the recovery rate from 55% to 70%.
Kompresjonsmodulen skal øke produksjonen av gass og kondensat på Kvitebjørn-feltet med cirka 35 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter og øker utvinningsgraden fra 55 til 70 prosent.
Without this pressure increase the production from the field would have to be closed down at a much higher wellhead pressure and production would decrease from 2013 with today’s known resources.
Uten kompresjon vil produksjonen på Kvitebjørn måtte stenges ned ved et langt høyere brønnhodetrykk og produksjonen avta fra 2013 med dagens kjente reserver.
Vidar Birkeland, acting chief procurement officer at Statoil.
Vidar Birkeland, fungerende direktør for anskaffelser i Statoil.
“Large modification projects like low pressure production is something we will see more of in the years to come,” says Vidar Birkeland, acting chief procurement officer at Statoil.
- Modifikasjonsprosjekter for å tilrettelegge for lavtrykksproduksjon vi vil se mer av i fremtiden.
“This is an important contribution to improved recovery and life time extension at the Kvitebjørn field, and for the total value creation from oil and gas activities on the Norwegian continental shelf.”
Dette er et viktig bidrag for økt utvinning.
The production of the compressor has already started.
Produksjon av kompressoren er allerede startet.
The offshore installation will take place from 2012 until completion in early 2014.
Installasjonsarbeidet offshore vil strekke seg fra 2012 til ferdigstillelse tidlig 2014.
The Kvitebjørn platform in the North Sea.
Kvitebjørn-plattformen i Nordsjøen.
The contract for the design and construction of the subsea gas compression is the biggest contract award on the imminent Åsgard development project.
Kontrakten for design og bygging av undervanns-gasskompresjon er den største kontraktstildelingen i forbindelse med den kommende Åsgard-utbyggingen.
We are looking forward to working together with Aker Solutions in the Åsgard development.
- Vi ser frem til å jobbe sammen med Aker Solutions om utbyggingen på Åsgard.
The contract’s duration will be until the end of 2014.
Kontrakten har en varighet frem til utgangen av 2014.
The contracts for modification, pipelines, marine operations and other major procurement items in connection with the Åsgard development will be awarded in the course of the coming year.
Kontraktene for modifikasjoner, rørledninger, marine operasjoner og andre større anskaffelser i forbindelse med utbyggingen av Åsgard vil bli tildelt i løpet av det kommende året.
“There still remain large volumes both on Åsgard and in adjacent areas.
- Det finnes store gjenværende volumer både i Åsgard-feltet og området rundt.
Volumes that we will not be able to produce using current facilities and the existing installation.
Volumer vi ikke vil klare å produsere med dagens løsning og eksisterende installasjon.
This is one of the most important measure we have implemented in order to increase recovery from existing NCS fields.
Dette er et av Statoils viktigste tiltak for å øke utvinningen på eksisterende felt på norsk sokkel.
Subsea gas compression represents a considerable technological leap for the industry.
Gasskompresjon på undervannsinstallasjoner representerer et betydelig teknologisprang for industrien.
With this technology in place we can considerably boost recovery rates and lifetimes for several gas fields.
Med denne teknologien på plass kan utvinningsgraden og levetiden for flere gassfelt økes i betydelig grad.
The contract award is contingent on a positive investment decision due to be taken in the first quarter of 2011.
Kontraktstildelingen forutsetter en positiv investeringsbeslutning, som er planlagt i første kvartal 2011.
The contract was signed by Mads Andersen, executive vice president of Aker Solutions' subsea business area, and Vidar Martin Birkeland, acting chief procurement officer at Statoil.
Kontrakten ble signert av Mads Andersen, konserndirektør med ansvar for Subsea i Aker Solutions, og Vidar Martin Birkeland, fungerende direktør for anskaffelser i Statoil.
(Photo: Manfred Jarisch)
(Foto: Manfred Jarisch)
The licences include a Significant Discovery Licence (SDL) and three Exploration Licences (ELs) off the coast of Newfoundland, awarded through a land sale issue by the Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board (C-NLOPB).
Lisensene omfatter en Significant Discovery Licence (SDL) og tre letelisenser utenfor kysten av Newfoundland, og ble tildelt under et områdesalg holdt av Canada-Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board (C-NLOPB).
Tim Dodson, senior vice president of Statoil’s global exploration entity
Tim Dodson, direktør for global letevirksomhet i Statoil.
"We are very pleased to learn that we have been successful in acquiring new licences offshore Newfoundland," says Tim Dodson, senior vice president of Statoil’s global exploration entity.
– Vi er svært fornøyde med å ha lykkes i å få nye lisenser i havområdet utenfor Newfoundland, sier Tim Dodson, direktør for global letevirksomhet i Statoil.
"Securing these new licences provides further growth opportunities near our Mizzen discovery in the Flemish Pass Basin and near existing infrastructure in the Jeanne d’Arc Basin, as well as more frontier opportunities in a promising basin.
– Disse nye lisensene gir muligheter for videre vekst nær Mizzen-funnet i Flemish Pass-bassenget, og nær eksisterende infrastruktur i Jeanne d’Arc-bassenget, i tillegg til frontier muligheter i nye områder i et lovende basseng.
We are looking forward to exploring these new opportunities together with our partners and in close cooperation with the authorities."
Vi ser fram til å utforske disse sammen med våre partnere og i nært samarbeid med myndighetene, sier han.
Statoil has been successful in acquiring the following licences:
Statoil har fått tildelt følgende lisenser:
One SDL, which is an extension of Statoil’s current Mizzen licence.
En SDL, som er i forlengelsen av Mizzen-lisensen der Statoil allerede har andeler.
Statoil is operator with a 65% interest and with Husky Energy as partner.
Statoil er operatør med en andel på 65 prosent, og Husky Energy er partner.
Two ELs located in the Flemish Pass Basin/Central Ridge region, approximately 500 kilometres offshore Newfoundland.
To letelisenser i Flemish Pass-bassenget/Central Ridge-regionen, som ligger om lag 500 kilometer utenfor kysten av Newfoundland.
For the licence located in the vicinity of the Mizzen SDL, Statoil is operator with a 65% interest and Husky Energy as partner.
Statoil er operatør for lisensen som ligger i nærheten av Mizzen-funnet med en andel på 65 prosent og Husky Energy er partner.
For the licence situated in the northern part of the Flemish Pass Basin, Statoil is operator with a 75% interest and with Repsol E&P Canada Ltd as partner.
Lisensen som ligger i den nordlige delen av Flemish Pass-bassenget skal Statoil også være operatør med en andel på 75 prosent og med Repsol E&P Canada Ltd som partner.
One EL located in the Jeanne d’Arc Basin, approximately 250 kilometres offshore Newfoundland.
En letelisens som ligger i Jeanne d’Arc-bassenget, om lag 250 kilometer utenfor kysten av Newfoundland.
Statoil Canada has a 50% interest and Husky Energy is the operating partner.
Statoil Canada har en andel på 50 prosent og Husky Energy er operatør.
Hege Rognø, head of Statoil’s Canadian offshore activities
Hege Rognø, leder for Statoils offshore-virksomhet i Canada
Statoil is partner in the ongoing drilling of the Suncor Energy operated Ballicatters well in the Jeanne d’Arc Basin.
Statoil er partner i boringen av Ballicatter-brønnen som foregår i Jeanne d’Arc-bassenget, der Suncor Energy er operatør.
As operator Statoil is planning to drill a well on its Mizzen discovery located in the Flemish Pass Basin and another on its Fiddlehead licence in the Jeanne d’Arc Basin in 2011/ 2012.
Som operatør planlegger Statoil å bore en brønn i Mizzen-funnet som ligger i Flemish Pass-bassenget, og en brønn i Fiddlehead-lisensen i Jeanne d’Arc-bassenget i 2011/2012.
Statoil is also partner in two producing offshore fields, Terra Nova and Hibernia, and in the field developments of Hibernia Southern Extension and Hebron.
Statoil er også partner i to produserende offshore-felt, Terra Nova og Hibernia, og i utbyggingen av feltene Hibernia Southern Extension og Hebron.
The Terra Nova production ship offshore Canada.
Produksjonsskipet Terra Nova utenfor kysten av Canada.
Øystein Michelsen, executive vice president of Exploration and Production Norway.
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
On schedule The project has been completed according to plan, on time and budget.
I rute Prosjektet er i mål i følge planene, både når det gjelder tid og kostnader.
The Vega field cost NOK 7.6 billion to develop.
Det har kostet 7,6 milliarder kroner å bygge ut Vega-feltet
" I am very pleased that we have completed the project as planned.
- Jeg er svært tilfreds med at vi er i mål som planlagt.
This is a challenging field," says Michelsen.
Dette er et utfordrende felt, sier Michelsen.
The reservoirs in the Vega field have fairly high pressure and temperature.
Reservoarene i Vega-feltet har forholdsvis høyt trykk og høy temperatur.
"The Vega field is what we call a technology-qualifying field.
- Vega-feltet er det vi kaller et teknologikvalifiserende felt.
We have carried out 39 technology qualifications.
Vi har foretatt 39 teknologikvalifiseringer.
This means that the equipment has been tested and designed to be used in new areas.
Det vil si at utstyret er testet og designet for å kunne brukes på nye områder i forhold til tidligere.
This was done simultaneously with the development," says Vega project coordinator, Helge Hagen.
Dette er gjort parallelt med utbyggingen, forteller prosjektleder på Vega, Helge Hagen.
Two licenses The Vega field consists of two licenses, Vega and Vega South.
To lisenser Vega-feltet består av to lisenser, Vega og Vega Sør.
Statoil has substantial ownership interests in both licenses.
Statoil har betydelige eierandeler i begge lisensene.
At the time of start-up, four wells are online, the final two will come online in April.
Ved oppstart er det fire brønner som produserer, de to siste blir satt i drift i april.
Almost the entire development has been carried out by Norwegian companies.
Så godt som hele utbyggingen er gjort i regi av norske selskaper.
During the construction, Statoil has a good cooperation with Fjord Base in Florø, which has been the storage location for materials for the operations on the seabed.
Under byggearbeidet har Statoil hatt et godt samarbeid med Fjord Base i Florø, som har vært lagringssted for materiell til operasjonene på havbunnen.
In the future, Statoil will purchase base services here.
Statoil vil kjøpe basetjenester her også i framtiden.
Recoverable reserves are 18 billion cubic metres of gas and 26 million barrels of condensate.
Utvinnbare reserver er på 18 milliarder kubikkmeter gass og 26 millioner fat kondensat.
The Vega discoveries were made in 1982 and 1987.
Vega-funnene ble gjort i 1982 og 1987,
The partners in Vega are Statoil (60%) and Petoro (40%).
Partnerne i Vega er Statoil (60%) og Petoro (40%)
Heerema: Heavy lifts in connection with the installing of subsea structures
Heerema: Tungløft i forbindelse med installasjon av undervannsstrukturer
Subsea 7: Laying and connection of pipelines and cables.
Subsea 7: Legging og oppkobling av rørledninger og kabler.
Dolphin: Drilling, completion and clean-up of wells using Bideford Dolphin
Dolphin: Boring, komplettering og opprensking av brønner med Bideford Dolphin
The suppliers
Leverandørene
The Vega field has three seabed templates, sending gas and condensate to the Gjøa platform.
Vega-feltet er bygget ut med tre havbunnsrammer som sender gass og kondensat til Gjøa-plattformen.
”We are pleased with the fact that this contract secures the necessary future capacity in the rig market.
– Vi er tilfreds med at denne kontraktstildelingen sikrer oss den nødvendige framtidige kapasiteten i riggmarkedet.
In 2011, the semi-submersible COSL Pioneer will contribute to maintaining a sustainable exploration activity on the Norwegian continental shelf,” says Tom Dreyer, Statoil’s senior vice president for exploration in Exploration & Production Norway.
I 2011 vil COSL Pioneer bidra til å opprettholde et bærekraftig nivå for leteaktiviteten på norsk sokkel, sier Tom Dreyer, Statoils direktør for letevirksomhet på norsk sokkel.
The rig’s work programme is being considered by relevant licences on the NCS.
Riggens arbeidsprogram er til vurdering hos aktuelle lisenser på norsk sokkel.
Plans call for the semi-submersible rig to be used for both production and exploration drilling.
Planen er at riggen framover skal benyttes til både produksjons- og leteboring.
According to Vidar Birkeland, acting head of procurements in Statoil, this award will be part of a renewal of the ageing rig fleet on the NCS.
Ifølge Vidar Birkeland, fungerende direktør for anskaffelser i Statoil, bidrar denne tildelingen til å sikre fornyelse av en aldrende riggflåte på norsk sokkel.
“We aim at a safer and more efficient rig fleet.
– Vi tar sikte på å bygge opp en tryggere og mer effektiv riggflåte.
With this contract Statoil secures an up-to-date light rig customised for the mid-water segment.
Med denne kontrakten sikrer Statoil en oppdatert, lett rigg som er tilpasset middels dypt vann.
Statoil aims to maintain its present production level on the NCS for the next 10 years.
Statoil har som ambisjon å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel i ti år framover.
Enhanced recovery from existing fields, quick and efficient development of new fields and an active exploration programme are the key to achieving this goal.
Økt utvinning fra eksisterende felt, rask og effektiv utbygging av nye felt, samt et aktivt leteprogram er de viktigste virkemidlene for å nå dette målet.
To implement these measures, it is crucial that the necessary rig capacity is available.
For alle disse tiltakene er det avgjørende å ha tilgjengelig riggkapasitet.
Semi submersible COSL Pioneer (Photo: COSL Drilling Europe)
Boreriggen COSL Pioneer (Foto: COSL Drilling Europe)
Repairs will be carried out in collaboration with Aker Maritime, which holds the maintenance contract for piping systems on Statfjord.
Reparasjonen skal utføres sammen med Aker, som vedlikeholder rørsystemene på Statfjord.
How long the work will take is uncertain, but Mr Sølvberg expects the platform to be shut down for at least five days.
Det er usikkert hvor lang tid reparasjonen kommer til å ta, men Sølvberg regner med at plattformen kan bli nedstengt i minst fem døgn.
Production of oil and gas from Statoil’s Statfjord C platform in the North Sea has been suspended today, 21 January, following the discovery of corrosion damage to a pipe in the flare system.
Den Statoil-opererte Statfjord C-plattformen i Nordsjøen stenger i dag, 21. januar, produksjonen av olje og gass etter at det er oppdaget en korrosjonsskade på et rør til fakkelsystemet.
"Developing Gullfaks South has been a major challenge," says Tor Willgohs Knudsen, head of the subsea operations department in the Bergen operations unit.
“Utbyggingen av Gullfaks Sør har vært en stor utfordring.
The two flowline bundles produced for Gullfaks South are connected together to give an overall length of 10 kilometres.
De to rørbuntene på Gullfaks Sør er til sammen 10 kilometer lange.
Bringing Gullfaks South on stream means that all three Gullfaks satellites are now producing.
Etter oppstarten på Gullfaks Sør er alle de tre Gullfaks satellittfeltene i produksjon.
"It's gratifying that output has been stable from both Gullveig and Rimfaks since they started up," says Mr Willgohs Knudsen.
“Det er gledelig at produksjonen har vært stabil både på Gullveig og Rimfaks etter oppstarten,” sier Tor Willgohs Knudsen.
The Gullfaks South satellite field in the North Sea was brought on stream by operator Statoil on 18 March.
Satellittfeltet Gullfaks Sør i Nordsjøen startet produksjonen torsdag 18. mars.
Cooperation between the companies facilitates the development of future path-breaking technology.
Et samarbeid mellom selskapene gir de beste forutsetninger for utvikling av fremtidig, banebrytende teknologi.
Based on complementary user needs and technological opportunities we aim at developing technological solutions that contribute to more environmentally friendly, effective production.
Med utfyllende kompetanse på brukerbehov og teknologiske muligheter er ambisjonen å utvikle teknologiske løsninger som bidrar til mer effektiv og miljøvennlig produksjon.
”This is a strategically important agreement for Statoil,” says Halfdan Knudsen, senior vice president for process and refining technology in Statoil.
- Dette er en strategisk viktig avtale for Statoil, sier Halfdan Knudsen, direktør for prosess og raffineringsteknologi i Statoil.
Siemens is an important Statoil supplier within several areas, and the two companies already cooperate in the technology development area.
Siemens er en viktig leverandør for Statoil innen flere områder og de to selskapene samarbeider allerede om teknologiutvikling.
An umbrella agreement has therefore now been developed, structuring the framework of the technology partnership within R&D and technology development and facilitating the start-up of new cooperation projects.
Derfor lages nå en paraplyavtale, for å få en strukturert ramme rundt teknologisamarbeid innenfor F&U og teknologiutvikling og enklere oppstart av nye samarbeidsprosjekter.
Three areas
Tre områder
The technology cooperation initially focuses on:
Teknologisamarbeidet starter opp innen tre områder:
Wind power
Vindkraft
Subsea technology
Undervannsteknologi
Electrical engineering technology and energy efficiency measures
Elektrisk teknologi og energieffektivisering
”In these important areas Statoil needs to work closely with the suppliers in order to ensure the required technology development,” Knudsen says.
- Dette er viktige områder for Statoil, og områder der vi ser at vi må samarbeide med leverandørene for å få utviklet teknologi vi trenger, sier Knudsen.
Cooperation important
Samarbeid viktig
He finds it highly important that the customer and supplier cooperate in the technology development area.
Han ser det som svært viktig at kunde og leverandør samarbeider om å utvikle teknologi.
”As users we get to define adequate requirements for functionality and describe the conditions under which the equipment will operate.
- Som brukere kan vi sette gode krav til funksjonalitet og beskrive under hvilke forhold utstyr skal operere.
The supplier often possesses extensive skills within product design, fabrication and commercialising of the specific technology,” Knudsen says.
Leverandøren har tung kompetanse på produktdesign, fabrikasjon og kommersialisering. av den spesifikke teknologien.
The cooperation agreement contains guidelines for the rights of use of the results.
Samarbeidsavtalen gir retningslinjer for hvordan rettigheter til bruk av resultatene skal håndteres.
Working closely with the various suppliers regarding technology development is part of Statoil’s strategy.
Det er en del av Statoils strategi å arbeide tett med ulike leverandører når det gjelder teknologiutvikling.
Statoil has already signed technology cooperation agreements with five other companies.
Fra før har Statoil strategiske avtaler om teknologisamarbeid med fem andre selskaper.
Strong research community
Sterkt forskningsmiljø
Statoil this year spends NOK 2.2 billion on research.
Statoil bruker i år 2,2 milliarder kroner på forskning.
About half of this is spent externally.
Om lag halvparten av disse pengene blir brukt eksternt.
Siemens last year spent about NOK 31.5 billion on research and development.
Siemens brukte i fjor om lag 31,5 milliarder kroner på forskning og utvikling.
This represents five percent of the company’s revenues.
Det er fem prosent av inntektene.
Statoil finds it important that our partners take research and technology development seriously, and that these activities cover areas that are relevant to the company.
For Statoil er det viktig at vår partner tar forskning og teknologiutvikling på alvor, og at disse aktivitetene skjer innenfor områder som er relevante for selskapet.
The costs of the cooperation projects are split 50/50 between the parties.
Kostnadene for samarbeidsprosjektene blir fordelt 50/50.
Facts about Siemens:
Fakta om Siemens:
Siemens AG is a global industrial company within electronics and electrical engineering.
Siemens AG er et globalt industriselskap innen elektronikk og elektroprosjektering.
The company has 400,000 employees, almost 32,000 of whom are involved in research and development.
Selskapet har 400 000 ansatte, og nær 32 000 av disse jobber med forskning og utvikling.
The company is one of Statoil’s main suppliers within automation systems and electrical equipment for our facilities, such as motors, switchgears, transformers, generators and wind turbines.
Selskapet er en av Statoils viktigste leverandører innen automasjonssystemer og elektrisk utstyr for anleggene våre, som for eksempel elektriske motorer, koblingsutstyr (switchgears), transformatorer, generatorer og vindturbiner.
Nils Klippenberg (left), Siemens, and Halfdan Knudsen, Statoil (Photo: Ole Jørgen Bratland) JPG 794 kB
Nils Klippenberg (til venstre), Siemens, og Halfdan Knudsen, Statoil (Foto: Ole Jørgen Bratland) JPG 794 kB
The cooperation agreement was signed by Nils Klippenberg (left), director of Strategy and global account manager in Siemens, and Halfdan Knudsen, senior vice president for process and refining technology in Statoil.
Samarbeidsavtalen ble signert av Nils Klippenberg (til venstre), strategidirektør og globalt kundeansvarlig i Siemens, og Halfdan Knudsen, direktør for prosess og raffineringsteknologi i Statoil.
- Natural gas should have a key role to play in EU’s long term energy mix as gas is affordable, abundant and a low carbon fossil fuel Bjørnson underlines.
Reneste fossile brensel: Gass er det fossile drivstoffet som brenner renest.
About the European Gas Advocacy Forum
Om European Gas Advocacy Forum:
The European Gas Advocacy Group comprises experienced gas players including Statoil, Centrica, Eni, E.ON Ruhrgas, Gazprom, GdF Suez, Qatar Petroleum and Shell.
European Gas Advocacy Forum består av gassaktører som Statoil, Centrica, Eni, E.ON Ruhrgas, Gazprom, GdF Suez, Qatar Petroleum og Shell.
- We appreciate the scale of the challenge and the necessity of curbing the CO2-emissions.
- Vi erkjenner utfordringen og behovet for å redusere CO2-utslippene.