natgillin/translations-raw huggingface dataset:
For the full year, the SIF improved from 0.8 in 2013 to 0.6 in 2014.
For året som helhet ble SIF forbedret fra 0,8 i 2013 til 0,6 i 2014.
Capital Markets Update
Kapitalmarkedsoppdatering
At today's Capital Markets Update (CMU), Statoil announces plans to address the current environment forcefully while continuing to invest in high-quality projects.
På dagens kapitalmarkedsoppdatering (CMU) legger Statoil frem planer for aktivt å håndtere den aktuelle markedssituasjonen, og vil fortsette å investere i prosjekter av høy kvalitet.
“Last year we outlined the plan to strengthen Statoil’s competitiveness.
- Planen for å styrke Statoils konkurranseevne ble lagt fram i fjor.
Our strategy remains firm and we now reinforce our efforts and commitment to deliver on our priorities of high value growth, increased efficiency and competitive shareholder returns”, says Eldar Sætre.
Strategien ligger fast, og vi øker nå innsatsen og satsningen for å levere på våre prioriteringsområder: lønnsom vekst, økt effektivitet og konkurransedyktig utbytte, sier Eldar Sætre.
Statoil presented a comprehensive improvement programme at the CMU in February 2014, targeting annual savings of USD 1.3 billion per year from 2016.
Statoil presenterte et omfattende forbedringsprogram under CMU i februar 2014, der målet var årlige kostnadsreduksjoner på 1,3 milliarder dollar per år fra 2016.
This year, Statoil will step up its efficiency program by 30% with a target to realise USD 1.7 billion in annual savings.
Dette året vil Statoil trappe opp effektiviseringsprogrammet med 30 % med sikte på å realisere 1,7 milliarder dollar i årlige kostnadsreduksjoner.
The organic capital expenditure in 2015 will be reduced to USD 18 billion, a USD 2 billion reduction compared to previously guided level.
Organiske investeringer i 2015 vil bli redusert til 18 milliarder dollar, en reduksjon på 2 milliarder dollar sammenlignet med tidligere anslått nivå.
“We have improved our production efficiency on the NCS by more than five percentage points, adding 50,000 barrels per day – equivalent to more than USD 1 billion in cash flows on an annual basis.
- Vi har forbedret produksjonseffektiviteten på norsk sokkel med mer enn fem prosentpoeng, en økning på 50.000 fat per dag tilsvarende mer enn 1 milliarder dollar i kontanter på årsbasis.
Together with the annual efficiency gains from 2016 of USD 1.7 billion and reduced capital expenditure and exploration expenditure of USD 2.2 billion, we see a pre-tax cash improvement of around USD 5 billion.
Sammen med de årlige effektiviseringsgevinstene fra 2016 på 1,7 milliarder dollar og reduserte investeringer og leteutgifter på 2,2 milliarder dollar, ser vi en kontanstrømforbedring før skatt på omkring 5 milliarder dollar.
This corresponds to reduced cash neutrality by around 30 USD per barrel from 2016,” says Sætre.
Dette tilsvarer en reduksjon på om lag 30 dollar per fat i forhold til en nøytral kontantstrøm fra 2016, sier Sætre.
Balancing growth and return
Avveining mellom vekst og avkastning
Statoil expects to grow the organic production annually by around 2% from 2014 16, and by 3% from 2016-2018.
Statoil forventer å øke den organiske produksjonen med om lag 2 % per år fra 2014-16, og med 3 % fra 2016-2018.
“Based on our sanctioned portfolio of projects, we will continue to deliver high value production growth towards 2018.
- Basert på vår sanksjonerte portefølje av prosjekter, vil vi fortsette å levere produksjonsvekst av høy verdi fram mot 2018.
We maintain significant flexibility in our broad portfolio of operated assets, and we are prepared to use this flexibility to deliver on our priorities.
Vi har en betydelig fleksibilitet I vår brede portefølje av Statoil-opererte eiendeler, og er forberedt på å bruke denne fleksibiliteten for å levere på våre prioriteringer.
Statoil’s portfolio of onshore and non-sanctioned projects holds significant optionality, and more than one third of the capital expenditure in 2017-18 is uncommitted.
Statoils portefølje av landbaserte og ikke sanksjonerte prosjekter inneholder betydelig fleksibilitet, og mer enn en tredjedel av investeringskostnadene i 2017 18 er ikke forpliktet.
By utilising the flexibility in the portfolio, Statoil will be able to deliver free cash flow to cover dividend in 2016 at an oil price of USD 100 per barrel, 2017 at an oil price of USD 80 per barrel and in 2018 at USD 60 per barrel.
Ved å utnytte fleksibiliteten i porteføljen vil Statoil kunne levere fri kontantstrøm til utbytte i 2016 med en oljepris på 100 dollar per fat, I 2017 med en oljepris på 80 dollar per fat og i 2018 med en oljepris på 60 dollar per fat.
Cash flow growth from producing assets combined with the flexible investment programme enables Statoil to maintain the indicated net debt of 15-30% at different price scenarios towards 2018.
Vekst i kontantstrøm fra produserende eiendeler sammen med fleksible investeringsprogrammer gjør at Statoil kan opprettholde den angitte netto gjeldsgrad på 15-30 % under ulike prisscenarier fram mot 2018.
Capital discipline and distribution
Kapitaldisiplin og utbytte
The Statoil board of directors proposes a dividend of NOK 1.80 per share for the fourth quarter of 2014, subject to approval at the Annual General Meeting in line with the authorisation from May 2014.
Statoils styre foreslår et utbytte på 1,80 kroner per aksje for fjerde kvartal 2014, med forbehold om godkjenning fra generalforsamlingen i samsvar med fullmakt fra mai 2014.
The annual dividends for 2014 amounted to NOK 7.20 per share, an increase from NOK 7.00 in 2013.
Det årlige utbyttet for 2014 var 7,20 kroner per aksje, en økning fra 7,00 kroner i 2013.
Financial statements and review 4Q 2014 PDF 1 MB
Financial statements and review 4Q 2014 PDF 1 MB
CEO presentation 4Q 2014 PDF 946 kB
CEO presentation 4Q 2014 PDF 946 kB
CEO Sætre PDF 1 MB
CEO Sætre PDF 1 MB
Eldar Sætre, president and CEO
Eldar Sætre, konsernsjef
The Krafla Main Tarbert appraisal well and the small oil discovery in the Krafla North prospect in December has increased the robustness of the Krafla field development project.
Avgrensningsbrønnen Krafla Main Tarbert og det mindre oljefunnet i Krafla Nord-prospektet fra desember har bidratt til å robustgjøre Krafla-feltutviklingsprosjektet.
Irene Rummelhoff, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf (NCS).
Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
"Since 2011 we have made five discoveries in the Krafla area which includes the licences PL035 and PL272: Krafla Main, Krafla West, Askja West, Askja East and Krafla North," says Irene Rummelhoff, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf (NCS).
– Siden 2011 har vi gjort fem funn i utvinningstillatelsene PL035 og PL272: Krafla Main, Krafla Vest, Askja Vest og Askja Øst, og Krafla Nord, sier Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
"Altogether we expect to have discovered recoverable resources in a range of 140-220 million barrels of oil equivalent just 25 kilometres southwest of Oseberg South and 150 kilometres west of Bergen.
– Totalt har vi påvist nye utvinnbare ressurser på mellom 140-220 millioner fat oljeekvivalenter bare 25 kilometer sørvest for Oseberg Sør og 150 kilometer vest for Bergen.
These are very substantial volumes for a mature area of the shelf," says Rummelhoff.
Dette er et meget betydelig volum for et modent område på norsk sokkel, sier Rummelhoff.
Statoil puts a lot of effort into unlocking the full potential of the mature areas of the NCS, both through increased recovery initiatives in producing fields and targeted exploration programmes in surrounding areas.
Statoil legger mye arbeid i å realisere det fulle potensialet til modne områder på norsk sokkel, både gjennom tiltak for økt utvinning fra felt i produksjon og målrettede leteprogrammer i områdene rundt.
Knut Skjoldli, vice president field development west in Statoil.
Knut Skjoldli, direktør for feltutvikling vest i Statoil.
The discoveries in the Krafla area once again demonstrate that growth opportunities still exist in the North Sea.
Funnene i Krafla-området viser igjen at det fremdeles finnes vekstmuligheter i Nordsjøen.
"Statoil has a unique role as an area architect in the mature parts of the NCS with long experience in developing new discoveries by utilising existing infrastructure," says Knut Skjoldli, vice president field development west in Statoil.
– Statoil har en unik rolle som områdearkitekt i de modne delene av norsk sokkel med lang erfaring fra å utvikle nye funn ved bruk av eksisterende infrastruktur, sier Knut Skjoldli, direktør for feltutvikling vest i Statoil.
Statoil is the operator of PL035/PL272 with an interest of 50%.
Statoil er operatør for PL035/PL272 med en eierandel på 50 %.
The partners are Svenska Petroleum Exploration AS (25%) and Det norske oljeselskap ASA (25%).
Partnerne er Svenska Petroleum Exploration AS (25 %) og Det norske oljeselskap ASA (25 %).
Link to the NPD press release >>
For ytterligere detaljer om resultatene fra letebrønn 30/11-10, se pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map of the Krafla area GIF 255 kB
Kart over Krafla-området GIF 255 kB
The Krafla area is located 25 kilometres southwest of Oseberg South in the North Sea.
Krafla-området i Nordsjøen ligger 25 kilometer sørvest for Oseberg Sør-feltet.
Three various concept studies have been made for an unmanned wellhead platform.
Det er utført tre ulike konseptstudier for ubemannet brønnhodeplattform.
This platform has no living quarters, helicopter deck or lifeboats.
Denne har verken boligkvarter, helikopterdekk eller livbåter.
Anders Opedal, senior vice president of projects in Statoil.
Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil.
“The alternative was to place the wells on the seabed, but the costs of subsea wells have been tripled during the last decade.
– Alternativet var å plassere brønnene på havbunnen, men kostnadene for havbunnsbrønner er tredoblet de siste ti årene.
We have therefore chosen a jacket-based unmanned wellhead platform that will reduce costs by several hundred million NOK,” says Anders Opedal, senior vice president of projects in Statoil.
Derfor velger vi å bruke plattformbrønner på et stålunderstell, noe som reduserer kostnadene med flere hundre millioner kroner sier Anders Opedal, direktør for prosjekter i Statoil.
Total cost for such unmanned wellhead platform is found to be very competitive to a subsea concept, all elements of construction, equipment, wells and maintenance considered.
Den totale kostnaden for en slik ubemannet brønnhodeplattform har vist seg å være svært konkurransedyktig når bygging, utstyr, brønner og vedlikehold er tatt med.
“Based on prognoses the costs of subsea systems are still rising.
– Prognosene viser en fortsatt vekst i kostnadene for havbunnsanlegg.
We challenge the industry to cooperate with us so we can turn this trend and develop smart solutions, both above and below water,” says Ivar Aasheim, senior vice president of field development in Statoil.
Vi utfordrer bransjen til å jobbe sammen med oss for å snu denne trenden og komme opp med flere smarte løsninger, både over og under vann, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling i Statoil.
Statoil wants to use service vessels connected to the wellhead platform by gangways during maintenance campaigns after the jack-up drilling platform has completed its well drilling operations.
Statoil vil bruke spesialbygde fartøy med gangbroer over til brønnhodeplattformen ved vedlikeholdskampanjer etter at den oppjekkbare boreplattformen er ferdig med å bore brønnene.
Ivar Aasheim, senior vice president of field development in Statoil.
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling i Statoil.
Unmanned wellhead platforms without facilities, helicopter deck and lifeboats represent a new concept in Norway, but they have been used for some time internationally, for example on the Danish and Dutch continental shelves.
Ubemannede brønnhodeplattformer uten fasiliteter, helikopterdekk og livbåter er nytt i Norge, men vanlig på blant annet dansk og nederlandsk sokkel.
All facilities will be found on the support vessel, with shorter distance to for example lifeboats and helicopter deck than on big installations.
Alle fasiliteter er om bord på støttefartøyet, og det vil være kortere avstand til for eksempel livbåter og helikopterdekk her enn på store installasjoner.
Consequently we are planning for only two short maintenance campaigns per year, which will be carefully planned and performed in good-weather seasons,” says Aasheim.
Disse blir nøye planlagt og lagt til de tidsperiodene på året der det er godt vær, sier Aasheim.
Statoil and its licence partners will now carry out pre-studies of the unmanned wellhead platform.
Statoil og partnerne vil nå gjøre videre forstudier av den ubemannede brønnhodeplattformen.
Illustration of unmanned wellhead platform JPG 470 kB
Illustrasjon av ubemannet brønnhodeplattform JPG 470 kB
Illustration of unmanned wellhead platform.
Illustrasjon av ubemannet brønnhodeplattform.
– Issue of EUR 1 000 000 000 0,875% Notes due February 17, 2023
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 1 000 000 000 til 0,875% rente med forfall 17. februar 2023
– Issue of EUR 1 250 000 000 1,25% Notes due February 17, 2027
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 1 250 000 000 til 1,25% rente med forfall 17. februar 2027
– Issue of EUR 1 000 000 000 1,625% Notes due February 17, 2035
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 1 000 000 000 til 1,625% rente med forfall 17. februar 2035
The settlement date is February 17, 2015.
Oppgjørsdato er 17. februar 2015.
“Statoil continuously uses the capital markets to secure competitive financing.
– Statoil vurderer hele tiden mulighetene i markedet for å sikre konkurransedyktig finansiering.
We have a strong financial position, enabling us to use the market in a good way.
Vi har en solid finansiell stilling som gjør det mulig for oss å bruke kapitalmarkedet på en god måte.
All four issues have been executed under Statoil ASA’s USD 16,000,000,000 Euro Medium Term Note (EMTN) Programme which is listed on the London Stock Exchange.
Samtlige utstedelser er gjennomført under Statoil ASAs USD 16.000.000.000 Euro Medium Term Note (EMTN) program som er notert på London Stock Exchange.
Investor relations: Peter Hutton, SVP Investor Relations +44 7881 918792
Investor relasjoner: Peter Hutton, SVP Investor relations +44 7881 918 792
Corporate communication: Lars Erik Lund, +47 41 33 13 69
Media relations: Lars Erik Lund +47 41 33 13 69
Finance: Fride Seljevold Methi, Vice president, Corporate financing, +47 95 99 06 59
Finans: Fride Seljevold Methi , Vice president, Corporate financing, +47 95 99 06 59
– Issue of EUR 500 000 000 Floating Rate Notes due August 17, 2019
– Utstedelse av obligasjonslån pålydende EUR 500 000 000 til flytende rente med forfall 17. august 2019
"This work went very quickly and painlessly," says Tore Bech, manager for the Veslefrikk hull upgrading project.
"Arbeidet gikk meget raskt og smertefritt.
It will then be monitored from Stord.
Plattformen vil deretter bli overvåket fra Stord i Hordaland.
Average daily production from Veslefrikk stood at 43,000 barrels for May until the shut-down.
Før nedstengningen var Veslefrikks gjennomsnittlig produksjon i mai på 43.000 fat olje i døgnet.
An improved landfall solution has led to considerable cost savings for the project.
Forbedret ilandføringsløsning har ført til betydelige kostnadsbesparelser for prosjektet.
By choosing this option the project is saving around NOK 175 million.
Prosjektet sparer om lag 175 millioner kroner på å velge dette alternativet.
In the course of the summer months in 2003 a laying barge will lay the pipeline from the Kvitebjørn field to Kollsnes and pull it through the tunnel to the terminal.
I løpet av sommeren 2003 skal et rørleggingsfartøy installere rørledningen fra Kvitebjørn-feltet til Kollsnes, og trekke røret gjennom tunnelen helt fram til terminalen.
The original plan was based on extending the existing landfall tunnels for the pipelines to Kollsnes.
Opprinnelig plan gikk ut på å forlenge eksisterende ilandføringstunneler for rørledningene inn til Kollsnes.
This solution would require an extra 1,400 metres of tunnel and two kilometres of pipeline.
Denne løsningen ville krevd ny tunnellengde på til sammen 1400 meter, og to kilometer ekstra rørledningslengde.
The Kvitebjørn project is on schedule.
Kvitebjørn-prosjektet går framover i tråd med planlagt løp.
The platform deck with drilling package is about 60 per cent complete.
Plattformdekket med boreanlegg er vel 60 prosent ferdig.
The jacket is almost finished and will be installed on the North Sea field in September this year.
Understellet er så godt som ferdig, og skal settes på plass på feltet i Nordsjøen i september i år.
The deck will be lifted into place in March 2003.
Dekket skal løftes på plass i mars 2003.
The Kvitebjørn field will supply gas from 1 October 2004.
Kvitebjørn-feltet skal levere gass fra 1. oktober 2004.
Gas and condensate will be transported in separate pipelines to Kollsnes and the Mongstad refinery respectively for further treatment.
Gass og kondensat skal transporteres i separate rørledninger til henholdsvis Kollsnes og raffineriet på Mongstad i Hordaland for videre behandling.
Statoil has commenced the construction of a landfall tunnel at Kollsnes near Bergen to receive the gas pipeline from the Kvitebjørn field in the North Sea.
Statoil har startet byggingen av en ilandføringstunnel på Kollsnes i Hordaland som skal ta imot gassrørledningen fra Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen.
"This is a great day.
– Dette er en stor dag.
We are delivering the PDO for the largest oil discovery on the Norwegian continental shelf since the 1980s.
Vi leverer PUD for det største oljefunnet på norsk sokkel siden 1980- tallet.
Johan Sverdrup will generate value of great importance to Norway through several decades.
Johan Sverdrup vil skape verdier av stor betydning for Norge gjennom mange tiår.
The field’s economy is robust also at current oil prices," says Sætre.
Feltets økonomi er robust også med dagens oljepris, sier konsernsjef Eldar Sætre.
Statoil’s chief executive officer Eldar Sætre.
Konsernsjef Eldar Sætre.
The capital expenditures for phase one are estimated at NOK 117 billion (2015 value) and the expected recoverable resources are projected at between 1.4-2.4 billion barrels of oil equivalent.
Investeringskostnadene for første fase er beregnet til 117 milliarder kroner (2015 kroner) og forventet utvinnbare ressurser er anslått til mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter.
For the full field development, capital expenditures are estimated at some NOK 170-220 billion (2015 value) with recoverable resources of between 1.7-3.0 billion barrels of oil equivalent.
For fullfeltsutbyggingen er investeringskostnadene beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner (2015 kroner) med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.
The Johan Sverdrup oil field is planned to be developed in several phases, Phase one consists of four bridge-linked platforms, in addition to three subsea water injection templates.
Oljefeltet Johan Sverdrup er planlagt bygget ut i flere faser og første fase består av fire plattformer bundet sammen med gangbroer samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The ambition is a recovery rate of 70%, with advanced technology for increased oil recovery (IOR) in future phases taken into account.
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent der det er tatt høyde for avansert teknologi for økt utvinning i fremtidige faser.
The development in phase one has a production capacity in the range of 315,000-380,000 barrels per day.
Utbyggingen i første fase har produksjonskapasitet på i størrelsesorden 315.000 til 380.000 fat pr dag.
First oil is planned for late 2019.
Planlagt oppstart er sent 2019.
The partnership, consisting of Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil, has recommended Statoil as the operator for all phases of the field development and operation.
Partnerskapet, bestående av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil, har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
The majority of the partnership has asked the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy to determine the final allocation of resources in Johan Sverdrup, based on the following proposal: Statoil 40.0267%, Lundin Norway 22.12%, Petoro 17.84%, Det norske oljeselskap 11.8933% and Maersk Oil 8.12%.
Flertallet i partnerskapet har bedt Olje- og energidepartementet om å fastsette den endelige fordelingen av forekomstene i Johan Sverdrup, basert på følgende forslag: Statoil 40,0267%, Lundin Norway 22,12%, Petoro 17,84%, Det norske oljeselskap 11,8933% og Maersk Oil 8,12%.
The majority’s proposal for the allocation of resources is valid until the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy decides the final allocation.
Flertallets forslag til fordeling av forekomstene legges til grunn frem til departementet fastsetter den endelige fordeling.
Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup project.
Øivind Reinertsen, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
"The partnership has submitted a very good basis for further proceedings to the ministry," says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup project.
– Partnerskapet har levert et meget godt grunnlag til departementet for videre behandling,» sier Johan Sverdrups prosjektdirektør, Øivind Reinertsen.
"The Johan Sverdrup development will create ripple effects for the whole society.
– Utbyggingen vil skape ringvirkninger for hele samfunnet.
We look forward to a continued good cooperation with our partners, the authorities and with a competent and competitive supply industry.
Vi ser fram til et fortsatt godt samarbeid med partnerne, myndighetene og med en kompetent og konkurransedyktig leverandørindustri.
The field will need the contribution of many suppliers, like a complex jigsaw puzzle where all pieces must be in place before we cross the finish line.
Feltet vil trenge bidrag fra mange leverandører og summen av dette gjør prosjektet til et komplekst puslespill hvor alle brikkene må være på plass før vi er i mål.
We are excited about getting started,” he concludes.
Vi gleder oss til å komme i gang, avslutter han.
In addition to the PDO the project will also submit two plans for installation and operation (PIO) for pipeline transportation and the development of power from shore solution.
I tillegg til innlevering av PUD leverer prosjektet også to Planer for anlegg og drift (PAD) for transportrørledninger og løsning for utbygging av kraft fra land.
Contact - media relations: Morten Eek Press spokesperson Phone: +47 416 89 515 Email: meek@statoil.com
Kontaktperson - media relations: Morten Eek, Pressetalsperson Telefon: +47 416 89 515 Epost: meek@statoil.com
PDO submission for the Johan Sverdrup field.
PUD-overlevering for Johan Sverdrup-feltet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,154,144 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.154.144 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 149.56 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 149,56 kroner.
Following this, the share saving plan has 7,806,959 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.806.959 aksjer.
The field, which is tied back to the Oseberg Field Centre, has been developed using two subsea templates with capacity for a total of eight wells.
Feltet er knyttet opp til Oseberg Feltsenter og er bygget ut med to brønnrammer på havbunnen med plass til totalt åtte brønner.
Arild Dybvig, vice president for fast-track development projects.
Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggings-prosjekter
The initial phase of the plan initially involves three oil producers and two gas injectors.
Tre oljeprodusenter og to gass-injektorer er planlagt i første omgang.
“Delta 2 is an important element in extending the lifetime of Oseberg.
– Delta 2 er viktig for å forlenge levetiden på Oseberg.