natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil has committed to collect 2,000 line kilometres of 2D seismic and 3,500 square kilometres of 3D seismic data within three years.
Statoil har forpliktet seg til å samle inn 2.000 linjekilometer med 2D-seismikk og 3.500 kvadratkilometer med 3D-seismikk i løpet av de neste tre årene.
Based on analysis of this information, Statoil will decide on further steps.
Basert på analyser av denne informasjonen vil Statoil vurdere grunnlaget for videre drift.
“This work programme offers the necessary flexibility for such a frontier area, and is supported by Australia’s stable regulatory framework and attractive fiscal terms,” says Vågnes.
- Dette arbeidsprogrammet gir oss den nødvendige fleksibiliteten vi trenger i et utestet område, og er forankret i Australias forutsigbare regelverk og attraktive rammebetingelser, sier Vågnes.
Statoil has been present in Australia since 2012 with an office located in Adelaide.
Statoil har vært til stede i Australia siden 2012 og har kontor i Adelaide.
Map of the WA-506-P permit GIF 950 kB
Kart over WA-506-P lisensen GIF 950 kB
Erling Vågnes, Statoil’s senior vice president for exploration in the Eastern hemisphere.
Erling Vågnes, Statoils direktør for leting på den østlige halvkule.
Statoil has already achieved its 2015 target of reducing the annual CO2 emissions from the Norwegian continental shelf by 1.2 million tonnes from 2008 to 2020.
Statoil har allerede nå nådd målet fra 2015 om å redusere de årlige CO2-utslippene fra norsk sokkel med 1,2 million tonn fra 2008 til 2020.
The reduction equals the emissions from some 600 000 private cars annually, or almost every fourth car on Norwegian roads.
Reduksjon tilsvarer utslipp fra om lag 600 000 personbiler årlig, eller nesten hver fjerde personbil på norske veier.
“It is essential that we take strong and effective actions to meet the challenges associated with man-made climate change and to realize the important goals set in the Paris Agreement.
-Det er helt nødvendig med sterke og effektive tiltak for å møte utfordringene knyttet til menneskeskapte klimaendringer og realisere de viktige målene som ble satt i Paris-avtalen.
Targeted efforts are therefore underway throughout our business,” says Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway (DPN).
Derfor arbeider vi målrettet for å redusere utslippene i hele vår virksomhet, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon norsk sokkel (UPN).
“The results show that it is possible to achieve ambitious emission reduction targets.
- Resultatene viser at det er mulig å nå ambisiøse mål for utslippsreduksjoner.
Skills, technology and hard work over time pay off, and confirm that the transformation we need must be achieved in cooperation with, not in opposition to the petroleum industry,” Nylund says.
Kompetanse, teknologi og hardt arbeid over tid gir resultater, og bekrefter at omstillingen vi trenger må skje med, og ikke mot, industrien, sier Nylund.
In 2008 the petroleum industry, under the direction of Konkraft, set a collective energy efficiency goal equivalent to 1 million tonnes of CO2 per year between 2008 and 2020.
I 2008 satte petroleumsindustrien, i regi av Konkraft, et samlet mål på energieffektivisering tilsvarende 1 million tonn CO2 per år mellom 2008 og 2020.
Statoil’s share of this was 800,000 tonnes.
Statoils andel av dette var 800 000 tonn.
In 2015, four years ahead of schedule, Statoil achieved this goal, and therefore the company raised its target by 50 percent to 1.2 million tonnes the same year.
Selskapet økte derfor målsettingen med 50 prosent til 1,2 millioner tonn samme år.
“We did not know how to achieve the targets set in 2008, but we did get there.
-Vi visste ikke hvordan vi skulle nå målene vi satte i 2008, men nå er vi der.
And the emission reductions have been both quicker and bigger than we defined as our original ambition.
Og det med både raskere og større utslippskutt enn vi satte som opprinnelig ambisjon.
This gives us important inspiration and motivation when we now go for our 2030 target,” Nylund says.
Det gir oss viktig inspirasjon og motivasjon når vi nå går løs på 2030-målet vårt, sier Nylund.
The cuts have been achieved thanks to many actions offshore from the target was set in 2008.
Kuttene er oppnådd som følge av mange ulike tiltak på sokkelen fra målet ble satt i 2008.
In nine years until September this year Statoil has implemented 228 energy improvement measures within the categories flaring, production processes, gas compressors and gas turbines.
På ni år fram til september i år, har Statoil gjennomført 228 energiforbedringstiltak innenfor kategoriene fakling, produksjonsprosesser, gasskompressorer og gassturbiner.
Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway.
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og produksjon norsk sokkel (UPN).
Our climate roadmap
Klimaveikartet vårt
Sustainability
Bærekraft
Energy efficiency
Energieffektivitet
In August 2016, the petroleum industry, under the direction of the Norwegian Oil and Gas Association, launched an ambition of introducing carbon reduction measures equivalent to 2.5 million tonnes on the NCS by 2030, compared with 2020.
I august 2016 lanserte petroleumsindustrien, i regi av Norsk Olje og Gass, en ambisjon om å gjennomføre CO2-reduserende tiltak tilsvarende 2,5 millioner tonn på norsk sokkel innen 2030 sammenlignet med 2020.
Statoil’s share of this is 2 million tonnes.
Statoils andel av dette er 2 millioner tonn.
“We aim to reduce CO2 emissions from the NCS by another 2 million tonnes by 2030, i.e. a total of 3.2 million per year.
- Innen 2030 skal vi redusere CO2-utslippene fra norsk sokkel med ytterligere 2 millioner tonn, altså til sammen 3,2 millioner årlig.
This work starts now.
Det arbeidet starter nå.
We do not have all of the answers to how to achieve this, but the results we have achieved show that we can find solutions that make this possible,” Nylund says.
Vi har ikke alle svarene på hvordan vi skal få det til, men resultatene vi har oppnådd viser at vi kan finne løsninger som også gjør dette mulig, sier Nylund.
In Norway we produce oil and gas with half of the CO2 emissions per produced unit compared with the global industry average.
I Norge produseres olje og gass med om lag halvparten av klimautslippene per produsert enhet i forhold til gjennomsnittet i industrien globalt.
“The actions we have implemented and plan to implement also help add value, and will be one of our main competitive advantages going forward.
-De tiltakene vi har og skal gjennomføre bidrar også til økt verdiskaping og vil bli et av våre viktigste konkurransefortrinn framover.
Our goal is to maintain our industry leadership in producing oil and gas with lower emissions,” Nylund says.
Vårt mål er å forbli ledende i vår industri når det gjelder å produsere olje og gass med lavest mulig utslipp, sier Nylund.
What we have done:
Hva har vi gjort:
The measures that have been implemented affect existing platforms and fields where we can adapt and optimise operations to minimise emissions.
Tiltakene som er gjennomført gjelder eksisterende plattformer og felt hvor vi kan tilpasse og drive med så lave utslipp som mulig.
We are working on a wide range of measures, from major CO2 improvement areas to minor actions that will help reduce energy consumption and our carbon footprint when they are introduced on a large scale.
Vi jobber med store CO2-forbedringsområder og helt ned til små tiltak, som når de gjennomføres i stor skala bidrar til lavere energiforbruk og mindre CO2-avtrykk.
The initiatives cover everything from reconstructions or improved operation of gas turbines, gas compressors, pumping installations, reduction of gas to flare, as well as better and smarter fuel consumption for mobile rigs offshore.
Det er alt fra ombygginger eller forbedring av drift på gassturbiner, gasskompressorer, pumpesystemer, reduksjon av gass som brennes til fakkel, og bedre og smartere drivstoffbruk til flyttbare rigger på sokkelen.
Some examples:
Noen eksempler:
In ten years, since 2007, we have reduced emissions from gas to flare by 140,000 tonnes of CO2.
På ti år, siden 2007, har en redusert utslipp fra å brenne gass til fakkel, med 140.000 tonn CO2.
On Oseberg South two main power turbines have been upgraded by installing new turbine control systems.
På Oseberg Sør er to hovedkraftmaskiner oppgradert med nye turbinkontrollsystemer.
This reduces annual CO2 emissions by around 10,000 tonnes.
Dette gir en årlig reduksjon på om lag 10 000 tonn CO2.
By using gravity pressure from the sea instead of a water injection pump on the Kristin field we reduce CO2 emissions by 7375 tonnes per year.
Ved å bruke gravitasjonstrykk fra havet i stedet for en vanninjeksjonspumpe på en av brønnene på Kristin-feltet reduserer vi utslippene med 7375 tonn CO2 årlig.
On the Kristin field we have also installed a new check valve to reduce pressure drop in the inlet manifold, reducing CO2 emissions by 10,000 tonnes per year.
På Kristin har vi også installert ny tilbakeslagsventil som gir en utslippsreduksjon på 10 000 tonn per år.
Numbers and facts:
Tall og fakta:
Onshore and offshore Statoil-operated activities today generate some 13 million tonnes of CO2 emissions annually.
På land og i havet gir Statoil-operert virksomhet i dag om lag 13 millioner tonn CO2-utslipp årlig.
In 2016 Norwegian offshore activities emitted a total of 11.3 million tonnes of CO2.
Den samlede sokkelvirksomheten til havs i Norge slapp i 2016 ut 11,3 millioner tonn CO2.
Statoil’s share offshore of this totalled some 9 million tonnes.
Statoils andel på sokkelen av dette utgjorde om lag 9 millioner tonn.
Statoil is paying almost NOK 4 billion per year in carbon tax.
Statoil betaler nær 4 milliarder kroner per år i CO2-avgifter.
Statoil-operated installations on the NCS have an average CO2 intensity of 9 kg per barrel of produced oil.
Statoil-opererte installasjoner på norsk sokkel har i gjennomsnitt en CO2-intensitet på 9 kg per fat produsert olje.
The global average is 17 kg of CO2 per barrel.
Gjennomsnittet i verden er 17 kg CO2 per fat.
Statoil’s target for 2030 is a carbon intensity of 8 kg per produced barrel for our global operations.
Statoils mål for 2030 er en CO2-intensitet på 8 kg per produsert fat for vår globale virksomhet
The Snøhvit project is planning a liquefaction plant at Melkøya in northern Norway.
Snøhvit-prosjektet planlegger et anlegg på Melkøya i Finnmark.
(Illustration: Jan Ulriksen)
(Ilustrasjon: Jan Ulriksen)
The impact analysis is part of the plan for development and operation (PDO) of the fields.
Konsekvensutredningen er en del av søknaden om utbygging og drift av feltene.
It describes the development in relation to the natural environment and the community.
Den beskriver utbyggingen i forhold til natur, miljø og samfunn.
According to Bjørn Fossan, who is responsible for the assessment, a series of consultations and meetings have been held with the affected parties, to reach solutions that will protect all interests and requirements in the best possible way.
I forkant er en rekke høringer og møter med berørte parter gjennomført for å sikre løsninger som ivaretar alle interesser og behov på best mulig måte, forteller ansvarlig for utredningen Bjørn Fossan.
Development has not yet been decided by the licence but the intention is to submit a PDO this summer.
Utbyggingen er ennå ikke vedtatt i lisensen, men utredningen tar utgangspunkt i at Plan for utbygging og drift leveres til sommeren.
It would then be possible to start development in 2002 and production could begin in 2006.
Utbyggingsaktivitetene kan da starte i 2002 og produksjonsstart blir i 2006.
The licensees propose to develop the fields with seabed installations controlled from a landfall and shipment plant located at Melkøya near Hammerfest in the north of Norway.
Rettighetshavernes foreslår å bygge ut feltene med havbunnsinnretninger som styres fra et ilandførings- og utskipningsanlegg på Melkøya utenfor Hammerfest.
Plans call for a gas liquefaction plant to be built at that site.
Et anlegg for flytende tørrgass (LNG) er planlagt bygd på Melkøya.
Gas from the three fields will be cooled and converted into liquefied natural gas (LNG) before being shipped out to customers on specially-designed vessels.
Gassen fra de tre feltene fryses ned og omdannes til flytende form.
The impact analysis will be sent to all relevant parties for comments.
Konsekvensutredningen skal sendes på høring til alle berørte parter.
The partners in the gas and condensate fields of Snøhvit, Askeladd and Albatross in the Barents Sea are about to submit an impact analysis to the Ministry of Petroleum and Energy.
Partnerne i gass- og kondensatfeltene Snøhvit, Askeladd og Albatross i Barentshavet leverer i disse dager en konsekvensutredning til Olje- og energidepartementet.
He has spent 12 years in the oil and gas industry and 16 years within the financial industry.
Han har arbeidet i 12 år innen olje og gass, og 16 år i finansbransjen.
Hutton holds a master of arts degree in modern history from the University of Oxford, UK and a diploma in international politics and the Middle East from Birkbeck College, UK.
Hutton har en MA i moderne historie fra University of Oxford, Storbritannia, og Graduate Diploma i internasjonal politikk og Midtøsten, Birkbeck College, Storbritannia.
He will take on the role from 1 January 2015.
Han tiltrer sin nye stilling 1. januar 2015.
"Peter has extensive insight into the oil and gas industry and the financial markets.
- Peter har omfattende innsikt i olje- og gassbransjen og finansmarkedene.
He has consistently been ranked as one of the best equity analysts and has a broad network across companies and institutions.
Han er lenge blitt rangert som en av de beste aksjeanalytikerne og har et bredt nettverk på tvers av selskap og institusjoner.
I look forward to his contribution to Statoil and to have him as a part of my team," says Reitan.
Jeg ser fram mot hans bidrag til Statoil og til å få ham med i teamet mitt, sier Reitan.
For more information:
For mer informasjon, kontakt:
Investor relations Morten Sven Johannessen, investor relations Tel: +1 203 570 2524
Investorrelasjoner Morten Sven Johannessen, Tlf.: +1 203 570 2524
Peter Hutton
Peter Hutton
Hutton is currently director of oil and gas research in RBC Capital Markets London, and has broad international experience from the oil and gas industry.
Hutton er nå direktør for olje- og gassanalyse i RBC Capital Markets London, og har bred internasjonal erfaring fra olje- og gassbransjen.
By adding 22 million extra barrels of oil equivalent from the Gullfaks South Brent reservoir the compressor will help extend the field’s productive life.
Kompressoren skal gi 22 millioner ekstra fat oljeekvivalenter fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret og bidrar til å forlenge feltets levetid.
Local technology cooperation Starting back in 2008 the efforts to develop and qualify the compressor in line with Statoil’s requirements represent a good example of Statoil’s cooperation with the Norwegian supply industry to develop robust improved oil recovery solutions.
Lokalt teknologisamarbeid Arbeidet med å utvikle og kvalifisere kompressoren i tråd med Statoils krav begynte allerede i 2008 og er et godt eksempel på hvordan Statoil samarbeider med norsk leverandørindustri for å utvikle robuste løsninger for å øke utvinningen fra feltene.
“The compressor in principle builds on Framo Engineering’s multi-phase pumps, which have been used by Statoil for several decades, including on the Gullfaks field,” says Bjørn Birkeland, project manager for the Gullfaks subsea project.
- Kompressoren er i prinsippet en videreutvikling av Framo Engineerings flerfasepumper, som har vært benyttet i Statoil i flere ti-år, blant annet på Gullfaksfeltet, sier Bjørn Birkeland, prosjektleder i Gullfaks subsea prosjektet.
The compressor is developed in cooperation with One Subsea (formerly Framo Engineering), and large parts of the compressor station have been built by suppliers and sub-suppliers in western Norway and in the Bergen region.
Selve kompressoren er utviklet i samarbeid med One Subsea, tidligere Framo Engineering, og store deler av hele kompressorstasjonen er bygget hos leverandører og underleverandører på Vestlandet og i Bergensregionen.
The delivery from One Subsea consists of a 420-tonne protective structure, a compressor station with two compressors totalling 650 tonnes, and all necessary topsides equipment for power supply and control of the plant.
Leveransen fra One Subsea består av en beskyttelsesstruktur på 420 tonn, kompressorstasjon som inneholder to kompressorer på til sammen 650 tonn, og alt nødvendig topside utstyr for elektrisk tilførsel og styring av anlegget.
This type of subsea installation attracts a great deal of interest, and the first period after start-up will be important with a view to gaining operating experience to be drawn on by other fields that may consider using this type of technology.
Det knyttes stor interesse til denne type subseainstallasjoner, og den første tiden etter oppstart blir viktig med tanke på å høste driftserfaringer som kan legges til grunn for andre felt der denne type teknologi kan være aktuell.
The world’s first subsea wet gas compressor.
Verdens første undervanns våtgasskompressor ser slik ut.
The compressor station has been mechanically commissioned and test-assembled at Radøygruppen’s yard at Radøy, and is now ready for the final system integration tests implemented by One Subsea at Horsøy.
Kompressorstasjonen har blitt mekanisk ferdigstilt og prøvemontert ved Radøygruppens verksteder på Radøy, før den nå er klar for avsluttende systemintegrasjonstester hos One Subsea på Horsøy.
The last test phase will verify that all units of the new subsea compressor station work as expected.
Den siste testfasen skal verifisere at alle enhetene i den nye subseakompressorstasjonen fungerer som forventet.
“There is currently a strong focus in the offshore industry on cost-efficient solutions, and it is therefore particularly nice to note that this new technology has been locally developed, qualified and is being implemented by means of local subsea suppliers,” says operations west asset manager Steinar Konradsen.
- I offshore industrien er det for tiden stor fokus på kostnadseffektive løsninger, og det er derfor spesielt hyggelig å registrere at denne nye teknologien er lokalt utviklet, kvalifisert og under implementering ved hjelp av lokale subsealeverandører, sier Steinar Konradsen, oppdragsleder fra Feltutvikling Vest.
The possibility of tying in several of the subsea templates connected to Gullfaks C to the compressor station will also be considered.
Muligheten for oppkobling av flere av havbunnsrammene som er knyttet til Gullfaks C til kompressorstasjonen vil også bli vurdert.
This will further increase the profitability of the project.
Dette vil øke lønnsomheten i prosjektet ytterligere.
Important for subsea factory future “Together with the technology developed through Åsgard subsea compression the technology in Gullfaks represents important pieces of the jigsaw puzzle of designing the subsea factories of the future,” says Roald Sirevaag, Statoil vice president subsea technology and operations.
Viktige brikker for framtidens undervannsfabrikker - Sammen med teknologien som er utviklet gjennom Åsgard undervannskompresjon utgjør teknologien i Gullfaks undervannskompresjon viktige brikker i puslespillet med å konstruere framtidens undervannsfabrikker, sier Roald Sirevaag, direktør for undervannsteknologi og - operasjoner i TPD.
“We now have control of the main pieces, so in the future the challenge is to reuse these, putting them together in ways that suit the individual reservoir.
- Vi har nå kontroll på de viktigste brikkene, så framover handler det om å gjenbruke disse og sette dem sammen på måter som passer det enkelte reservoar.
Close and good cooperation between operations, project and technology communities will be key to the successful achievement of this,” says Sirevaag.
Tett og godt samarbeid mellom drift-, prosjekt- og teknologimiljøene vil være nøkkelen til at vi lykkes med dette, sier Sirevaag.
Why subsea compression?
Hvorfor kompresjon på havbunnen?
Compression on the seabed gives a better effect than a conventional topside compressor.
Kompresjon på havbunnen gir bedre effekt enn å ha konvensjonell kompressor top side.
In addition, there is an advantage that the platform avoids the increase in weight and space a topside compression module requires.
I tillegg er det en fordel at plattformen unngår vektøkningen og plassen en kompressormodul top side krever.
The advantage of a wet gas compression facility is that it does not require any treatment of the wellstream before compression.
Fordelen med våtgasskompresjons anlegget er at det ikke kreves noen behandling av brønnstrømmen før kompresjon.
This makes for smaller modules and a simpler construction on the seabed.
Dette gir mindre moduler og et enklere anlegg på havbunnen.
• Thanks to this technology combined with conventional low-pressure production in a later phase the recovery factor for gas from Gullfaks South Brent can be increased from 63% to 73%.
• Teknologien kombinert med konvensjonell lavtrykksproduksjon i en senere fase gjør at utvinningsgraden av gass fra Gullfaks Sør Brent kan økes fra 63 til 73 prosent.
• The technical solution consists of two 5-megawatt wet gas compressors installed in a subsea template at 135-metre depth.
• Den tekniske løsningen består av to våtgasskompressorer på 5 megawatt hver som settes i en havbunnsramme på 135 meters dyp.
They will be tied in to existing templates and pipelines 15 kilometres from Gullfaks C.
Disse kobles opp mot eksisterende brønnrammer og rørsystem 15 km fra Gullfaks C.
• Power and control modules will be integrated on the Gullfaks C platform.
• Kraft og styringsmoduler vil bli integrert på Gullfaks C-plattformen.
The compressor has been mechanically completed and trial fitted by Radøy Gruppen on Radøy, and is now ready for final system integration tests at One Subsea Horsøy.
Kompressoren har blitt mekanisk ferdigstilt og prøvemontert ved Radøygruppens verksteder på Radøy, før den nå er klar for avsluttende systemintegrasjonstester hos One Subsea på Horsøy.
The special vessel Arctic Voyager is the 500th to visit Melkøya and Hammerfest to carry product from the Snøhvit plant.
Spesialskipet Arctic Voyager ved Snøhvit-anlegget på Melkøya.
The vessel will freight a cargo of LNG from Melkøya, Norway to Aliaga, Turkey.
Skipet skal frakte en LNG-last fra Melkøya til Aliaga i Tyrkia.
With this cargo, the Snøhvit plant has produced and delivered LNG worth NOK 82 billion since start-up in 2007.
Med denne lasten har Snøhvit-anlegget produsert og levert LNG til en verdi av 82 milliarder kroner siden oppstart i 2007.
In addition, considerable value has been added through the export of LPG and condensate from the field.
I tillegg kommer en betydelig verdiskaping fra LPG og kondensat-eksporten fra feltet.
“This is a special day for the Snøhvit organisation and for Statoil.
– Dette er en spesiell dag for Snøhvit-organisasjonen og for Statoil.
A lot of hard work has gone into all these 500 cargoes,” says vice president for operations on Snøhvit Knut Gjertsen.
Det ligger mye hardt arbeid bak alle de 500 lastene, sier Knut Gjertsen, som er produksjonsdirektør for Snøhvit.
He believes Snøhvit is a unique plant with its pioneering, new technology that has enabled the production and export of LNG from Hammerfest, the world’s northernmost town.
Han mener Snøhvit er et unikt anlegg i verden, med ny og banebrytende teknologi som har gjort det mulig å produsere og eksportere LNG fra Hammerfest, verdens nordligste by.
Snøhvit is currently the most energy-efficient LNG plant in the world, with the lowest carbon emissions per unit produced.
Snøhvit er i dag det mest energieffektive LNG-anlegget i verden med lavest utslipp av CO2 per produsert enhet.
“Snøhvit has also been a challenge.
– Snøhvit har også vært utfordrende.
We’ve worked long and systematically on the plant, and with the organisation, in order to stabilise operations.
Vi har jobbet lenge og systematisk med anlegget og organisasjonen for å stabilisere driften.
We are now beginning to see the results.
Vi begynner å se resultater.