natgillin/translations-raw huggingface dataset:
It pr​ovides a good example of how we can make lesser discoveries profitable by using existing infrastructure while it is still available,” says Arild Dybvig, vice president for fast-track development projects in Development & Production Norway.
Dette er et godt eksempel på at vi kan gjøre mindre funn lønnsomme gjennom å benytte eksisterende infrastruktur mens den ennå er tilgjengelig, sier Arild Dybvig, direktør for hurtigutbyggingsprosjekter i Utvikling og produksjon Norge
The start-up of the first well is in line with the development plan and takes place 38 months after the discovery became part of the fast-track portfolio.
Oppstart av første brønn er i henhold til utbyggingsplanen.
Torger Rød, senior vice president for subsea projects in Technology, Projects & Drilling.
Torger Rød, direktør for havbunnsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring.
“We’ve delivered yet another high quality, fast-track development according to plan and well within budget,” says Torger Rød, senior vice president for subsea projects in Technology, Projects & Drilling.
– Vi har levert nok et hurtigutbyggingsprosjekt på plan, godt innenfor budsjett og med god kvalitet, sier Torger Rød, direktør for havbunnsprosjekter i Teknologi, prosjekter og boring.
Oseberg Delta 2 marks a further development on the Delta terrace where oil from two wells on an existing template has been produced since 2008.
Oseberg Delta 2 er en videre utbygging av Delta-terrassen hvor det siden 2008 har vært produsert olje fra to brønner på en eksisterende brønnramme.
Terje Gunnar Hauge, vice president for operations on Oseberg East.
Terje Gunnar Hauge, produksjonsdirektør for Oseberg.
“The new development includes gas injection that will give us a substantially greater recovery rate.”
– Den nye utbyggingen inkluderer gassinjeksjon som vil gi en betydelig økt utvinningsgrad.
“There are also some good opportunities for the further development of the area and an exploration well has already been planned in the southern part of the Delta terrace,” says Terje Gunnar Hauge, vice president for operations on Oseberg East.
– Det er også gode muligheter for videre utvikling av området og det er allerede planlagt en letebrønn i den sørlige delen av Delta-terrassen, sier Terje Gunnar Hauge, produksjonsdirektør for Oseberg.
The plan for development and operation was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 30 May 2013.​​​​​​​​
Plan for utbygging og drift ble levert Olje- og energidepartementet 30. mai 2013.
Facts about Oseberg Delta 2
Fakta om Oseberg Delta 2
Decision to commence project development: December 2011
Beslutning om igangsettelse av prosjektutvikling: Desember 2011
PDO approved on 10 October 2013
PUD godkjent10. oktober 2013
Location: In North Sea, 14 kilometres south of Oseberg Field Centre
Lokasjon: I Nordsjøen 14 kilometer sør-øst for Oseberg Feltsenter
Volumes: 77 million barrels of oil equivalent (32 mboe oil and 45 mboe gas)
Volumer: 77 millioner fat oljeekvivalenter (32 mboe olje og 45 mboe gass)
Estimated lifetime: 20 years
Antatt levetid: 20 år
Partners: Statoil (operator) (49.3%), ConocoPhillips (2.4%), Petoro (33.6%) and Total (14.7%)
Partnere: Statoil (operatør) (49,3 prosent), ConocoPhillips (2,4), Petoro (33,6) og Total (14,7).
The total investment is slightly less than NOK 7 billion, well below the estimated investment cost when the project was sanctioned.
De samlede investeringene er i underkant av 7 milliarder kroner, godt under estimerte investeringskostnader ved sanksjonering.
Oseberg Delta 2 illustration JPG 865 kB
Illustrasjon av Oseberg Delta 2 JPG 865 kB
Oseberg Delta 2 is the tenth project in Statoil’s fast-track portfolio to be completed.
Oseberg Delta 2 er det tiende av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter som settes i produksjon.
Engineering design will be undertaken at Aibel’s office in Asker outside Oslo
Ingeniørarbeidet vil foregå ved Aibels kontor i Asker.
The platform deck will be built at the Aibel’s yard in Thailand and Haugesund, and at Nymo’s yard in Grimstad.
Plattformdekket skal fabrikkeres ved Aibels verft i Thailand og Haugesund og ved Nymo i Grimstad.
Arne Sigve Nylund, executive vice president of Development & Production Norway.
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
Assembly and mechanical completion of the deck will be carried out at the Aibel’s yard in Haugesund with delivery in 2018.
Sammenstilling og mekanisk ferdigstillelse av boreplattformdekket vil skje ved Aibels verft i Haugesund med levering i 2018.
Installation on the field is planned for the same year.
Installasjon på feltet er planlagt samme år.
“The Johan Sverdrup field is one of the biggest discoveries on the Norwegian continental shelf that will, for its entire lifetime, be a pillar for Norwegian industry and value creation for the Norwegian society.
– Johan Sverdrup-feltet er et av de største funnene på norsk sokkel og vil være en bærebjelke for norsk industri og verdiskaping i hele feltets levetid.
On behalf of the partnership we are looking forward to a close cooperation with Aibel in order to ensure a safe and efficient delivery of this project,” says Statoil’s Arne Sigve Nylund, executive vice president of Development & Production Norway.
På vegne av partnerskapet ser vi fram til et godt og nært samarbeid med Aibel for å sikre en sikker og effektiv leveranse av dette prosjektet, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge i Statoil.
“Targeted efforts have been made to reduce cost and ensure a cost-efficient delivery and execution.
– Vi har jobbet målrettet for å redusere kostnader og sikre kostnadseffektiv leveranse og gjennomføring.
We are therefore pleased to see that Norwegian suppliers have regained their competitiveness.
Det er derfor gledelig å se at norske leverandører har forbedret konkurransekraften.
The drilling platform is one of four platforms in the planned field centre and it is a complex and challenging project in itself.
– Boreplattformen er en av de fire plattformene i det planlagte feltsenteret, og det er et komplekst og utfordrende prosjekt i seg selv.
In order to succeed we are dependent on competent suppliers at all stages, and Aibel has been awarded this contract in a very competitive market,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling Statoil.
For og lykkes er vi avhengig av kompetente leverandører i alle ledd, og Aibel vant oppdraget i et marked preget av sterk konkurranse, sier Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling Statoil.
Margareth Øvrum, Statoils konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Investment costs for full field development are estimated to be in the region of NOK 170-220 billion (2015 value) with recoverable resources of between 1.7 and 3.0 billion barrels oil equivalent.
Investeringskostnadene for fullfeltutbyggingen er beregnet til i størrelsesorden 170-220 milliarder kroner (2015 kroner) med utvinnbare ressurser på mellom 1,7 og 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter.
Johan Sverdrup’s first phase development involves four installations including an accommodation a drilling, a riser and process platform, as well as three seabed templates for water injection.
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en bolig-, en bore-, en stigerør- og en prosessplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The platforms will be connected by walkways.
Plattformene knyttes sammen med gangbroer.
The ambition is a recovery of 70%.
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent.
At plateau production the field will account for roughly 40% of the total oil production on the Norwegian continental shelf.
På platå vil feltet stå for om lag 40 prosent av den totale oljeproduksjonen på norsk sokkel.
Start-up is planned for late 2019.
Planlagt oppstart er sent 2019.
The Johan Sverdrup partnership consists of Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil.
Johan Sverdrup-partnerskapet består av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil.
The partnership has recommended Statoil as operator for all the field’s phases.
Partnerskapet har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
The award of this contract is subject to approval of the Plan for Development and Operation in 2015 by the Norwegian Parliament.
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup feltet i Stortinget i 2015.
The contract includes engineering work, procurement and construction (EPC) of the drilling platform deck.
Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging (EPC) av dekket til boreplattformen.
The supply base and warehousing facility for Mariner will be operated by Asco from Peterhead, north of Aberdeen.
Ascos tjenester for Mariner skal driftes fra selskapets forsyningsbase i Peterhead, nord for Aberdeen.
The scopes awarded encompass the provision of supply base services, including personnel, local transportation, marine gas oil, quayside services and a nearby warehousing facility.
Tjenestene i de tildelte kontraktene omfatter mottak, lagring og håndtering av materiell, samt lokaltransport og drivstoff til fartøy og innretninger.
Asco will perform the services for the Mariner field under two five year contracts, anticipated to start during Q1 2016.
Asco vil utføre disse tjenestene for Mariner-feltet i henhold til to femårskontrakter, som ventes å tre i kraft i løpet av første kvartal 2016.
The contracts also include 2 x 2 year extension options.
Kontraktene inneholder også opsjoner på to ganger to års forlengelse.
Gunnar Breivik, managing director for Statoil Production UK.
Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
(Photo: Ross Johnston - AP - Statoil)
(Foto: Ross Johnston - AP - Statoil)
“We are pleased with the interest we received in the market for this tendering process.
‒ Vi er fornøyde med den interessen vi har fått i markedet for denne anbudsprosessen.
We received competitive bids from several highly qualified companies,” says managing director for Statoil Production UK, Gunnar Breivik.
Vi har mottatt konkurransedyktige tilbud fra flere høyt kvalifiserte selskaper, sier direktør for Statoil Production UK, Gunnar Breivik.
“Production on Mariner requires a high level of drilling activity and the field is reliant on a seamless and cost efficient logistics chain.
‒ Produksjonen på Mariner krever stor boreaktivitet, og feltet er avhengig av en sømløs og kostnadseffektiv logistikkjede.
Asco is a well-established player and their supply base in Peterhead is a proven, high-performing logistics hub.
Asco er en etablert aktør for oljeindustrien på britisk sokkel, og forsyningsbasen deres i Peterhead er et anerkjent og velfungerende logistikksenter.
We are looking forward to working closely with Asco to tackle industry challenges and optimise the supply and warehousing services that we depend on for successful operations on Mariner,” Breivik says.
Vi ser fram til å samarbeide tett med Asco for å takle industrielle utfordringer og få de optimale forsynings- og lagringstjenestene vi er avhengig av for en sikker og effektiv drift på Mariner-feltet, sier Breivik.
The development concept includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket and a floating storage unit (FSU).
Utbyggingskonseptet omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell og en flytende lagringsenhet (FSU).
Drilling will be carried out from the PDQ drilling rig, with a jack-up rig assisting for the initial years.
Boringen skal utføres fra boreriggen fra plattformen, med støtte fra en oppjekkbar rigg de første årene.
In the period when both the PDQ and the jack-up are drilling Mariner wells, the field will require at least five sailings a week from the Peterhead supply base.
I perioden når både riggen på Mariner-plattformen og den oppjekkbare riggen borer brønner på Mariner vil feltet kreve minst fem seilinger i uken fra forsyningsbasen i Peterhead.
Statoil is the operator of the Mariner field with 65.11% equity.
Statoil er operatør for Mariner-feltet med en eierandel på 65,11 prosent.
Co-venturers are JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Andre partnere er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Limited (28.89%) and Dyas Mariner Ltd.
Limited (28,89 prosent) og Dyas Mariner Ltd.
(6%).
(6 prosent).
The Mariner Field is located on the East Shetland Platform of the UK North Sea, approximately 150 kilometres east of the Shetland Isles.
Mariner-feltet ligger på den østlige Shetland-plattformen i den britiske delen av Nordsjøen, om lag 150 km øst for Shetlandsøyene.
The development of the Mariner field will contribute more than 250 million barrels reserves with average plateau production of around 55,000 barrels per day.
Utbyggingen av Mariner-feltet vil gi mer enn 250 millioner fat med reserver, med en gjennomsnittlig platåproduksjon på rundt 55.000 fat per dag.
The field will provide a long-term cash-flow over a 30-year field life.
Feltet vil sikre langsiktig kontantstrøm i en produksjonsperiode på 30 år.
Production is expected to commence in 2017.
Produksjonen ventes å starte i 2017.
The concept chosen includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket, with a floating storage unit (FSU).
Konseptet som er valgt omfatter en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell og en flytende lagringsenhet (FSU).
Drilling will be carried out from the PDQ drilling rig, with a jack-up rig assisting for the initial years.
Boringen vil utføres fra boreriggen på plattformen, med støtte fra en oppjekkbar rigg de første årene.
The Mariner field development entails a gross investment of more than USD 7 billion.
Utbyggingen av Mariner-feltet medfører en bruttoinvestering på mer enn sju milliarder amerikanske dollar.
Following the final investment decision in December 2012, Statoil in 2013 established an office an Aberdeen.
Etter den endelige investeringsbeslutningen i desember 2012, etablerte Statoil et kontor i Aberdeen i 2013.
Statoil’s new UKCS operations centre is currently under construction on the Prime Four business park at Kingswells west of Aberdeen.
Statoils nye driftssenter for britisk sokkel er for øyeblikket under bygging i næringsparken Prime Four i Kingswells, vest for Aberdeen.
Peterhead offshore supply base (Photo: ASCO) JPG 4 MB
Peterhead offshore supply base (Foto: ASCO) JPG 4 MB
Asco is an international oilfield support services company, headquartered in Aberdeen.
Asco er en internasjonal leverandør av forsyningsstøttetjenester til oljeindustrien, med hovekontor i Aberdeen.
The project entails a new well head platform and drilling rig (Platform C) and adds approximately 250 million barrels in recoverable resources to Peregrino field.
Prosjektet omfatter en ny brønnhodeplattform og borerigg (Plattform C) og øker de utvinnbare ressursene på Peregrino-feltet med omkring 250 millioner fat.
Pål Eitrheim, Brazil country manager.
Pål Eitrheim, landsjef for Brasil.
(Photo: Harald Pettersen )
(Foto: Harald Pettersen )
“Over its lifetime the project will generate several positive effects for Statoil’s supply chain and substantial tax incomes for Brazil.
– I løpet av prosjektets levetid vil det gi en rekke positive effekter for Statoils forsyningskjede og generere betydelige skatteinntekter til Brasil.
Peregrino Phase II will strengthen our position in the country and reinforce our long-term commitment for the development of Brazil”, says Pål Eitrheim, senior vice president and Brazil country manager.
Peregrino fase 2 vil styrke vår posisjon i landet og forsterke vårt langsiktige engasjement i utviklingen av Brasil, sier Pål Eitrheim, direktør og landsjef for Brasil.
The submission of the PoD to the Brazilian authorities is an important milestone.
Innleveringen av utbyggingsplan (PoD) til de brasilianske myndighetene er en viktig milepæl.
The Peregrino Phase 2 will enable the extension of the economic life of the Peregrino field in Campos Basin, Offshore Brazil.
Peregrino fase 2 vil gjøre det mulig å forlenge den økonomiske levetiden for Peregrino-feltet i Campos-bassenget utenfor Brasil.
Brazil is a core area for Statoil and Phase 2 is an important and strategic element in Statoil’s ambition to continue to build a strong position in the country.
Brasil er et kjerneområde for Statoil, og Fase 2 er et viktig og strategisk element i Statoils mål om å fortsette å bygge opp en sterk posisjon i landet.
The Peregrino field has a good track record, with more than 90 million barrels produced since first oil, in April 2011.
Peregrino-feltet kan vise til gode resultater, med en produksjon på over 90 millioner fat etter produksjonsstart i april 2011.
Based on the current plan, Peregrino Phase II is expected to start production towards the end of the decade, but Statoil will make adjustments to the schedule should that be necessary.
Basert på den nåværende planen ventes Peregrino fase 2 å bli satt i produksjon mot slutten av dette tiåret, men Statoil vil om nødvendig foreta justeringer i planen.
The project team will look into further savings through simplification, standardization and a tailor made execution strategy thus improving return over investment.
Prosjektteamet vil vurdere ytterligere innsparinger gjennom forenkling, standardisering og en skreddersydd gjennomføringsstrategi, noe som vil forbedre avkastningen på investeringen.
Project concept
Prosjektkonsept
The current solution consists of a wellhead platform with a drilling unit (WHP-C) tied-back to the existing FPSO Peregrino.
Den nåværende løsningen består av en brønnhodeplattform med en boreenhet (WHP-C) tilknyttet det eksisterende flytende produksjons-, lager- og losseskipet (FPSO).
The facilities contains standalone power generation and will export power to WHP-A.
Innretningene omfatter et frittstående kraftgenereringssystem, og det vil bli eksportert kraft til WHP-A.
All the production and injection wells in the Phase II development are planned to be drilled from one new drilling centre, WHP-C installed in 120 m water depth.
Alle produksjons- og injeksjonsbrønner i fase 2-utbyggingen planlegges boret fra et nytt boresenter, WHP-C, på 120 meters vanndyp.
With platform C, the company will increase well potential and be able to continue producing in Peregrino field for a longer period of time.
Med plattform C vil selskapet øke brønnpotensialet og kunne fortsette å produsere på Peregrino-feltet i lengre tid.
The expected recoverable resources from the Phase II development within the concession period (until end of 2040) are 250 million barrels.
De anslåtte utvinnbare ressursene fra fase 2-utbyggingen er i konsesjonstiden (fram til utgangen av 2040) 250 millioner fat.
Peregrino phase 2 concept illustration JPG 3 MB
Peregrino fase 2 konseptillustrasjon JPG 3 MB
Phase II solution, with Platform C in the foreground.
Fase 2-løsning, med Plattform C i forgrunnen.
(Photo: Allseas)
(Foto: Allseas)
On the field Pioneering Spirit will install the topside on the steel jackets.
Ute på feltet løfter den dekkene opp på stålunderstellet.
The drilling platform topsides will be installed in 2018, and the processing and living quarter topsides will follow in 2019.
Installasjonen av dekket til boreplattformen skjer i 2018, og dekkene til prosessplattformen og boligplattformen skal på plass i 2019.
The vessel has a lifting capacity of 48,000 tons.
Fartøyet kan løfte opp til 48.000 tonn.
The heaviest lift will be carried out during installation of the processing platform topside that weighs around 26,000 tons.
Det tyngste løftet på Johan Sverdrup er dekket til prosessplattformen, som veier om lag 26.000 tonn.
The number of offshore man-hours will be reduced, which reduces both time and costs.
Det gjør at timeantallet i havet reduseres, noe som sparer både tid og kostnader.
Constructed in South Korea, ”Pioneering Spirit” is currently being completed in Rotterdam.
Pioneering Spirit ble bygget i Sør-Korea og er nå under klargjøring i Rotterdam.
This contract award is subject to the Norwegian parliament’s approval of the plan for development and operation of the Johan Sverdrup field in 2015.
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup-feltet i Stortinget i 2015.
«Pioneering Spirit», the world’s largest heavy-lift vessel.
Pioneering Spirit – verdens største løftefartøy.
And Castoro Sei, the other vessel currently involved in this project, is likely to finish laying pipe towards the end of the week.
Det andre fartøyet som er med i leggingen av rørledningen, Castoro Sei, kommer trolig til å være ferdig mot slutten av denne uken.
"Completing Solitaire's part of the work is a milestone for us," says Europipe II project director Roar Jensen.
"At Solitaire nå er ferdig med rørleggingen, er en milepæl for Europipe II-prosjektet.
Europipe II is due to start carrying contractual gas deliveries on 1 October from Statoil's Kårstø treatment plant north of Stavanger to a receiving station at Emden in Germany.
Europipe II skal transportere gass mellom Statoils gassanlegg på Kårstø i Nord-Rogaland og en mottaksterminal i Emden i Tyskland fra 1. oktober.
It laid 52 kilometres of Europipe II off Denmark last year.
Fartøyet la 52 kilometer av Europipe II i fjor på dansk sektor.
Castoro Sei and the Semac I laybarge have installed the rest of the line, south from the Danish sector to the German coast.
Castoro Sei har sammen med leggefartøyet SemacI lagt rør fra dansk sokkel sørover til kysten av Tyskland.
Laying of Europipe II has been delayed because Solitaire got started later than planned.
Europipe II-prosjektet har vært forsinket fordi Solitaire kom seint i gang med rørleggingen.
To claw back the lost time, laying continued during the winter - a first for this type of pipeline.
For å innhente forsinkelsene er det for første gang blitt lagt rør av denne typen i vintersesongen.
The contracts cover all of Statoil’s activities on the Norwegian continental shelf.
Kontraktene omfatter hele Statoils virksomhet på norsk sokkel.
Aker Maritime will be responsible for the Tampen area and parts of Halten Nordland.
Aker Maritime får ansvar for Tampen-området og deler av Halten Nordland.
Due to the increased field portfolio in Tampen following the operatorship takeover from Norsk Hydro at the end of the year, the value of the contracts will be higher from 2003.
På grunn av økt feltportefølje i Tampen etter operatørovertakelsen fra Norsk Hydro ved årsskiftet, blir kontraktsverdien her høyere fra 2003.
For Smedvig Brønntjenester the contract covers the Sleipner/Troll area as well as the Åsgard, Kristin and Mikkel fields in Halten Nordland.
For Smedvig Brønntjenester omfatter oppdraget Sleipner/Troll-området samt feltene Åsgard, Kristin og Mikkel i Halten Nordland.
In addition, Smedvig will be responsible for well interventions in all Statoil exploration wells on the Norwegian continental shelf, and outside Norway if this is considered appropriate.
Smedvig får dessuten ansvar for brønnintervensjoner i alle Statoils letebrønner på norsk sokkel, og også utenlands dersom dette vurderes som hensiktsmessig.
Statoil has awarded Aker Maritime Well Services and Smedvig Brønntjenester contracts for drilling and well services.
Statoil har tildelt Aker Maritime Well Services og Smedvig Brønntjenester kontrakter for bore- og brønntjenester.
(Photos: Harald Pettersen)
(Begge foto: Harald Pettersen)
“Castberg and Snorre 2040 are two major and important projects in our portfolio, and it is important that we find sound and robust development solutions for them,” says Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for field development on the NCS.
– Castberg og Snorre 2040 er to store og viktige prosjekter i vår portefølje som det er viktig å finne gode og robuste utbyggingsløsninger for, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
Statoil and its partners have put in an extensive effort to develop cost-effective solutions for the projects.
Statoil og partnerne har gjennomført et omfattende arbeid for å utvikle kostnadseffektive løsninger for prosjektene.