natgillin/translations-raw huggingface dataset:
I believe oil and gas companies can continue to secure attractive shareholder returns in the context of globally effective climate policies and a long term sustainable energy mix.
Jeg mener at olje- og gasselskapene kan fortsette å sikre attraktiv avkastning til aksjonærene innenfor rammene av en effektiv global klimapolitikk og en langsiktig bærekraftig energimiks.
There is without doubt a need to change world energy consumption patterns if we are to prevent an increase in global average temperatures of more than 2C above pre-industrial levels, with significantly lower greenhouse gas emissions.
Det er utvilsomt et behov for å endre verdens energiforbruksmønster hvis vi skal kunne forhindre en økning i den globale gjennomsnittstemperaturen på mer enn 2°C over førindustrielt nivå, med betydelig lavere utslipp av drivhusgasser.
By implementing a globally co-ordinated climate policy that secures a sufficiently high price on greenhouse gas emissions and stimulates energy efficiency improvements, the incentives would encourage a more balanced energy mix.
Iverksetting av en globalt samordnet klimapolitikk som sikrer en tilstrekkelig høy pris på utslipp av drivhusgasser og stimulerer til forbedret energieffektivitet vil fremme en mer balansert energimiks.
This would lead to lower energy demand, lower carbon intensity and improve the chances of avoiding unsustainable temperature increases.
Dette vil føre til en lavere etterspørsel etter energi, lavere karbonintensitet, og økte muligheter til å unngå ikke- bærekraftige temperaturøkninger.
With such policies in place, the IEA, Statoil and other forecasters have demonstrated that we will still use significantly more gas in 2040 than today, and much more oil than can be produced from existing fields as they fall off their peak levels.
Med slik politikk på plass har Det internasjonale energibyrået (IEA), Statoil og andre vist i prognoser at vi fremdeles vil bruke betydelig mer gass i 2040 enn i dag, og mye mer olje enn det vi kan produsere fra eksisterende felt etter hvert som de ikke lenger produserer på toppnivå.
Even if we are able to limit the temperature rise to 2C, between 60 per cent and 70 per cent of overall energy supply in 2040 must be delivered by fossil fuels.
Selv om vi klarer å begrense temperaturøkningen til 2°C, må mellom 60 og 70 prosent av samlet energiforsyning i 2040 dekkes av fossile brensler.
This will require significant investments because existing reserves cannot deliver the required energy.
Dette vil kreve betydelige investeringer fordi eksisterende reserver ikke kan levere den nødvendige energien.
Chosen investments will balance the considerations of risks, costs, commodity prices and profitability, and will deliver sustainable returns to investors.
Valgte investeringer vil avveie hensyn til risiko, kostnader, produktpriser og lønnsomhet, og vil levere bærekraftig avkastning til investorene.
I agree with Mr Wolf that we should worry about the climate but I also believe that climate policies that support sustainable development can satisfy investors in oil and gas companies.
Jeg er enig med Wolf i at vi skal bekymre oss for klimaet, men jeg mener samtidig at klimapolitikk som støtter opp under bærekraftig utvikling kan være gunstig for investorer i olje- og gasselskaper.
Those competing at the front will deliver the better returns over time.
De som konkurrerer i front vil levere den beste avkastningen over tid.
Helge Lund, President and CEO, Statoil ASA, Stavanger, Norway
Helge Lund, konsernsjef Statoil ASA, Stavanger, Norge
“The opening of the IOR centre is a milestone for us, but our main resource is still our clever and knowledgeable colleagues who create wonderful results in applying their skills.”
– Åpningen av IOR-senteret er en milepæl for oss, men den aller viktigste ressursen er allikevel våre kunnskapsrike og dyktige medarbeidere som skaper fantastiske resultater med sin kompetanse.
Norwegian petroleum and energy minister Tord Lien and Trondheim mayor Rita Ottervik officially opened the IOR centre.
Olje- og energiminister Tord Lien og Trondheims ordfører Rita Ottervik, sto for den offisielle åpningen av IOR-senteret.
The minister had the following message:
Ministeren kom med følgende budskap:
We had not come this far without targeted efforts by the authorities and the oil companies.
Vi hadde ikke kommet dit vi er i dag uten målrettet satsing fra myndighetenes og oljeselskapenes side.
Research and technology development have been key elements in achieving the record-high recovery rate we already see on the NCS.
Forskning og teknologiutvikling har vært sentrale elementer blant annet for den rekordhøye utvinningsgraden vi allerede finner på norsk sokkel.
If the recovery rate increases by one percent, it will increase our income from the NCS by NOK 300 billion.”
Øker utvinningsgraden én prosent representerer det 300 milliarder i økte inntekter fra norsk sokkel.
“Research and new technology will be key factors in times ahead to keep costs low and energy production and value creation high.
– Framover vil forskning og ny teknologi være en nøkkelfaktor for å holde kostnadene nede, og energiproduksjon og verdiskapingen oppe.
For several decades Statoil has been highly instrumental in technology development on the NCS and is among the companies with the highest recovery rate.
Statoil har i flere tiår vært en viktig aktør for teknologiutviklingen på norsk sokkel og er blant de selskapene som produserer med høyest utvinningsgrad.
Today’s opening of Statoil’s IOR centre is significant for the future of the NCS, and illustrates that Statoil wants to contribute to optimal use of NCS resources also in the future.”
Dagens åpning av Statoils IOR-senter er en stor og viktig begivenhet for fremtiden til norsk sokkel, og illustrerer at Statoil også i fremtiden ønsker å bidra til best mulig ressursutnyttelse på sokkelen.
In connection with the opening of the IOR centre the guests and employees were given a guided tour of the new laboratories.
I forbindelse med åpningen av IOR-senteret fikk gjester og ansatte en guidet tur i de nye laboratoriene.
Its goal is to develop technologies that will lead to further increase of the recovery rate from the reservoirs, and to reach the ambition of a 60% recovery rate on the NCS.
Formålet er å utvikle teknologier som gjør det mulig å øke utvinningsgraden fra reservoarene ytterligere, og å jobbe mot ambisjonen om 60 prosent utvinning på norsk sokkel.
Statoil has already approved measures that give the company and partners reason to expect an oil recovery rate above 50% on the NCS.
Statoil har allerede besluttet tiltak som gjør at selskapet og partnere forventer å få ut mer enn 50 prosent av oljen på norsk sokkel.
This will create huge values for Norwegian society.
Dette er en enorm verdiskapning for det norske samfunnet.
The global average is currently 35%, according to the Norwegian ministry of petroleum and energy.
Det globale gjennomsnittet ligger i dag på 35 prosent i følge Olje og Energidepartementet.
The main contribution to improved recovery is the drilling of new wells and maintenance of existing wells.
Det viktigste bidraget til økt utvinning er boring av nye brønner og vedlikehold av eksisterende brønner.
The more wells we drill, the larger parts of the oil reservoirs we will reach.
Jo flere brønner, jo større deler av oljereservoarene når vi.
The IOR centre will play a key role in Statoil’s efforts to improve the efficiency of drilling operations.
IOR-senteret vil ha en sentral rolle i Statoils satsing for å effektivisere boreoperasjonene.
The IOR centre will focus on improved recovery from all types of reservoirs on the NCS – old and new.
IOR-senteret vil ha fokus på øke utvinningen fra alle typer reservoar på norsk sokkel– nye og gamle.
Statoil will also use the technology to improve recovery on our international fields.
Selskapet vil også bruke denne teknologien til å øke utvinningen på våre internasjonale felt.
It will allow us to follow the oil movements and flows in various rocks on pore level.
Den vil gjøre det mulig å følge oljens bevegelser og strømninger i forskjellige bergarter ned på porenivå.
Through high-resolution 2D and 3D images it will be possible to see which IOR method is best suited in each reservoir, and at the same time get a deeper understanding of how the reservoir is formed with regard to clay, pore size and cracks.
Høyoppløselige bilder i 2D og 3D gjør det mulig å se hvilke IOR-metoder som fungerer best i ulike reservoarer, og samtidig få bedre forståelse for hvordan reservoaret er bygd opp i forhold til leire, porestørrelser og sprekker.
“Our next goal is the oil which is difficult to extract.
– Det er de vanskelige fatene som nå står for tur.
We have a steep learning curve ahead of us, which will be tougher for every percentage point we achieve, but these volumes are of high value to us.
Vi har en bratt klatretur foran oss som blir hardere for hvert prosentpoeng vi oppnår, men dette er volumer med stor verdi for oss.
A dedicated IOR lab gives Statoil a unique opportunity to solve future IOR challenges,” he said.
En egen IOR-lab gir Statoil en unik mulighet for å løse kommende IOR-utfordringer, sa han.
FACTS ABOUT IMPROVED RECOVERY
FAKTA OM ØKT UTVINNING
The main contribution to improved recovery is drilling of new wells and maintenance of existing wells.
Det viktigste bidraget til økt utvinning er boring av nye brønner og vedlikehold av eksisterende brønner.
Development of 3D and 4D seismic is also essential.
I tillegg er utvikling av 3D og 4D-seimsikk sentralt.
An increase in the recovery rate from 50% to 60% represents around 4 billion barrels, or equivalent to Statfjord (3.75 billion barrels), Dagny (170 million barrels) and Gudrun (70 million barrels) combined.
Økningen i utvinningsgrad fra 50 til 60 prosent utgjør omlag 4 milliarder fat, eller like mye som Statfjord (3,75 mrd fat), Dagny (170 mill fat) og Gudrun (70 mill fat) til sammen.
Half of Statoil’s research portfolio is related to improved recovery.
Halvparten av Statoils forkningsportefølje er relatert til økt utvinning.
On all Statoil-operated fields in Norway combined we have reached an increase in recovery rate from 30% to 50% on average compared to the estimates of the plan for development and operation (PDO).
På Statoil-opererte felt i Norge under ett, har vi klart å øke forventet utvinning fra 30 til 50 prosent i gjennomsnitt i forhold til det som ble forespeilet i Planene for utvikling og drift (PUD).
This equals 7.5 billion barrels of oil, or around two extra Statfjord fields (the most productive oil field on the NCS).
Dette utgjør 7,5 milliarder fat olje, eller om lag to ekstra Statfjord-felt (feltet som har produsert mest olje på norsk sokkel).
Improved recovery tasks currently involve 3000 Statoil employees and around 300 projects.
3000 ansatte i Statoil jobber med økt utvinning og vi har omkring 300 pågående prosjekter innen økt utvinning.
The global improved recovery rate is 35% on average.
Gjennomsnittet for økt utvinning på verdesbasis er 35 prosent.
The average on the NCS, including all operators, is 47%.
Gjennomsnittet for norsk sokkel med alle operatører er 47 prosent.
The average for Statoil is 50%.
Statoils gjennomsnitt er 50 prosent.
It was drilled to 4,542 metres and resulted in a dry well.
Den ble boret til 4542 meter og resultatet var en tørr brønn.
The well is located 130 kilometres offshore the Faroe Islands and was respudded in May 2014.
Brønnen ligger 130 km fra Færøyene og boringen startet opp igjen i mai 2014.
It was drilled using the West Hercules semi-submersible rig in a water depth of 450 metres.
Den ble boret av den halvt nedsenkbare riggen West Hercules på 450 meters vanndyp.
This is the second exploration well that has been drilled in licence 006 which covers an area of approximately 579 square kilometres.
Dette er den andre letebrønnen som har blitt boret i lisens 006, som dekker et område på omtrent 579 kvadratkilometer.
Statoil has been in the Faroe Islands since 2000 and holds a significant acreage position with four operated licences.
Statoil har vært til stede på Færøyene siden 2000 og har en betydelig posisjon med fire opererte lisenser.
The licences are basalt-covered and target multiple and diverse plays.
Lisensene er dekket av basalt og målene er ulike og varierte.
Statoil's position in the Faroe Islands is in line with the company's exploration strategy of early access at scale and establishing a leading position in frontier areas.
Statoils posisjon på Færøyene er koblet mot selskapets letestrategi med tidlig tilgang på areal i stor skala og å etablere en ledende posisjon i uutforskede områder.
Partners in licence 006 are: Statoil 35% (operator), ExxonMobil 49%, OMV 15% and Atlantic Petroleum 1%.
Partnere I lisens 006 er: Statoil 35 % (operatør), ExxonMobil 49 %, OMV 15 % og Atlantic Petroleum 1 %.
West Hercules will now move on to licence 008 in the Faroe Islands, where Statoil also is operator, to drill the Sula/Stelkur well.
West Hercules vil nå flyttes til lisens 008 på Færøyene, hvor Statoil også er operatør, for å bore Sula/Stelkur-brønnen.
The drilling rig West Hercules will now start drilling on the Sula/Stelkur well in the Faroe Islands.
Boreriggen West Hercules går nå i gang med boring av Sula/Stelkur-brønnen på Færøyene.
That means a doubling of normal staffing on the TLP, which will continue producing at normal levels during the conversion.
Produksjonen skal gå som normalt under ombyggingen.
"Our biggest challenge is therefore to complete the conversion in a safe manner without disrupting production," says Mr Mork.
"Vår største utfordring blir derfor å gjennomføre arbeidene om bord på en sikker måte uten å forstyrre produksjonen," sier Mork.
Heidrun is currently producing at its plateau rate of roughly 210,000 barrels of oil per day.
I dag produserer Heidrun-feltet maksimalt (på platå) rundt 210.000 fat olje i døgnet.
The field also sends some 800 million cubic metres of associated gas per year through the Haltenpipe line to Statoil's methanol plant at Tjeldbergodden in mid-Norway.
Samtidig leverer feltet årlig cirka 0,8 milliarder kubikkmeter assosiert gass gjennom Haltenpipe til metanolfabrikken på Tjeldbergodden i Midt-Norge.
Without the Heidrun north flank project, production would go off plateau around 2001.
Hadde ikke Heidrun platåprosjekt blitt satt gang, skulle produksjonen begynt å avta rundt 2001.
Currently reinjected in Heidrun, this volume will be exported through the Åsgard Transport trunkline via Statoil's Kårstø complex north of Stavanger to customers in continental Europe.
Gassen er beregnet for salg til kunder på kontinentet og skal eksporteres gjennom Åsgard transport som blir knyttet til Statoils anlegg på Kårstø i Rogaland.
The Heidrun plateau project, including the gas line to Åsgard, has been costed at just over NOK 5 billion and is due to be completed on 1 October 2000.
Heidrun platåprosjekt, inkludert transportrøret til Åsgard, koster vel fem milliarder kroner og skal være avsluttet 1. oktober 2000.
Oil production from the field is expected to continue until 2020.
Oljeproduksjonen fra Heidrun er beregnet til å vare fram til omkring 2020.
Aker Solutions will perform the services for the Mariner field under a five-year contract, anticipated to start in August this year.
Aker Solutions skal utføre tjenestene for Mariner-feltet i henhold til en femårskontrakt, med forventet start i august i år.
Stork will commence services in January 2015, also under a five-year term.
Stork begynner tjenesteleveransen i januar 2015.
Both contracts include two 2-year extension options.
Begge kontrakter har opsjoner på to ganger to år.
The Mariner platform is currently under construction and production is scheduled to start in 2017.
Mariner-plattformen er under bygging, og skal etter planen settes i drift i 2017.
The contracts will support a significant number of the 700 onshore and offshore positions planned for the Mariner field.
Kontraktene vil støtte et betydelig antall av de 700 planlagte land- og offshorebaserte stillingene knyttet til Mariner-feltet.
“Statoil UK has performed an extensive market screening during the strategy phase of this tender process and the response from the market has been very positive.
- Statoil UK har utført en omfattende markedsscreening under strategifasen av denne anbudsprosessen, og reaksjonen fra markedet har vært veldig positiv.
We hope to build long-term, high performance relationships with our suppliers.
Vi håper å bygge opp et langsiktig leverandørforhold med høy ytelse.
Establishing common goals with key suppliers on safety, quality and efficiency is paramount to success for the Mariner field,” says Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.)
Å etablere felles mål for sikkerhet, kvalitet og effektivitet med leverandørene er avgjørende for gode resultater på Mariner-feltet, sier Gunnar Breivik, administrerende direktør, Statoil Production (U.K.)
“Mariner is the largest new offshore development in the UK in more than a decade.
- Mariner er den største nye utbyggingen på britisk sokkel på mer enn ti år.
A major part of the local value creation from this project will be found in the operations phase and we are pleased with the competitive and cost-effective solutions achieved in the UK supply chain.
En stor del av den lokale verdiskapningen fra dette prosjektet vil komme i driftsfasen, og vi er fornøyd med de konkurransedyktige og kostnadseffektive løsningene som vi har oppnådd i den britiske forsyningskjeden.
This contract will support a significant number of jobs directly with wider effects for the north east of Scotland and the UK.”
Denne kontrakten vil underbygge en betydelig direkte sysselsetting og i tillegg gi ringvirkninger i den nordøstlige delen av Skottland og Storbritannia.
Aker Solutions will deliver the maintenance planning system in the pre-operations phase, and maintenance and modification services during the hook-up and commissioning phase, followed by the operations phase from 2017 onwards.
Aker Solutions skal levere vedlikeholdsplanleggingssystemet i før-driftsfasen, og vedlikehold og modifikasjonstjenester under sammenkoblings- og ferdigstillingsfasen, samt i driftsfasen fra 2017.
The Mariner project entails investments of more than GBP 4.5 billion.
Mariner-prosjektet omfatter investeringer på mer enn 4,5 milliarder britiske pund.
The field is expected to produce for at least 30 years.
Feltet forventes å produsere i minst 30 år.
The average production is estimated at around 55,000 barrels of oil per day over the plateau period.
Gjennomsnittsproduksjonen anslås til omkring 55.000 fat olje per dag gjennom platåperioden.
The development plan includes a production, drilling and quarters (PDQ) platform based on a steel jacket, with a floating storage unit (FSU).
Feltet skal bygges ut med en produksjons-, bore- og boligplattform (PDQ) med stålunderstell, samt et lagringsskip (FSU).
Statoil is the operator of Mariner with 65.11% equity.
Statoil er operatør for Mariner med 65,11 % eierandel.
(6%).
(6 %)
Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.)
Gunnar Breivik, managing director, Statoil Production (U.K.)
The Dudgeon development will now move into a new phase, starting with construction of onshore cables and an onshore substation.
Dudgeon-utbyggingen vil nå gå over i en ny fase, som begynner med legging av kabler og bygging av transformatorstasjon på land.
Offshore construction will start in 2016.
Utbyggingsaktiviteter til havs vil starte i 2016.
“With today’s investment decision, we have once again proven Statoil’s ability to create value within the offshore wind business by utilising 40 years of leading competence and experience from complex oil and gas industry projects.
- Dagens investeringsbeslutning innebærer at Statoil igjen skaper verdier innen vindkraft til havs ved å bygge videre på selskapets erfaring og ledende kompetanse innen gjennomføring av komplekse olje- og gassutbyggingsprosjekter.
This is in line with our commercial and stepwise approach to renewable energy development,” says Statoil executive vice president Eldar Sætre.
Dette er i tråd med vår kommersielle og gradvise tilnærming til utbygging av fornybar energiproduksjon, sier konserndirektør i Statoil, Eldar Sætre.
Statoil’s investment is expected to be NOK 5.5 billion after the partnership structure has been finalised.
Statoils investering ventes å være på rundt 5,5 milliarder kroner, etter at samarbeidsstrukturen er klar.
Siri Espedal Kindem, Statoil’s senior vice president for renewable energy.
Siri Espedal Kindem, Statoils direktør for fornybar energi.
“We are very satisfied to have reached a positive decision for Dudgeon.
– Vi er godt fornøyd med at vi har oppnådd en positiv beslutning for Dudgeon.
This strengthens and confirms Statoil’s strategic ambition of gradual and profitable growth as an industrial offshore wind player.
Dette styrker og bekrefter Statoils strategiske ambisjon om gradvis og lønnsom vekst som en industriell havvindaktør.
Dudgeon represents a strong partnership with broad experience and expertise within the energy sector and offshore wind,” says Statoil’s senior vice president for the renewable energy cluster, Siri Espedal Kindem.
Dudgeon representerer et sterkt samarbeidsprosjekt med bred erfaring og kompetanse innen energisektoren og havvind, sier Statoils direktør for fornybar energi, Siri Espedal Kindem, og legger til:
"We believe this project could further strengthen our position in the UK, benefiting from the positive and constructive dialogue already established with UK authorities, local communities and suppliers.
– Vi mener at dette prosjektet kan styrke vår posisjon i Storbritannia ytterligere, basert på den positive og konstruktive dialogen som allerede er opprettet med britiske myndigheter, lokalsamfunn og leverandører.
Building on the Sheringham Shoal experience, we now look forward to a progressive dialogue with key stakeholders such as the Norfolk public community, the local supply chain and the authorities.”
Ved å bygge på erfaringer fra Sheringham Shoal, ser vi nå fram til en videre dialog med viktige interessenter, som for eksempel de lokale myndighetene i Norfolk, den lokale leverandørkjeden og myndighetene.
Combining Statoil’s offshore competence with Statkraft’s experience with large renewable energy projects will generate value for owners, suppliers and UK industry as a whole.
En kombinasjon av Statoils offshore-kompetanse og Statkrafts erfaring fra store prosjekter innen fornybar energi vil skape verdier for eierne, leverandørene og britisk industri generelt.
The Dudgeon investment could provide benefits for the UK’s offshore wind industry.
Dudgeon-investeringen kan gi fordeler for den britiske havvindindustrien.
“Today’s decision underlines the success of our new contracts and will bring about a steady stream of investment in renewable electricity.
- Dagens beslutning understreker hvor vellykkede våre nye kontrakter er, og viser at de vil føre til en strøm av investeringer innen fornybar energi.
As the best place in the world to invest in offshore wind, the UK is attracting millions of pounds of investment, supporting hundreds of local green jobs and strengthening its energy supply with home-grown sources.
Som det beste stedet i verden å investere i havvindprosjekter, tiltrekker Storbritannia seg millioner av pund i investeringer.
We have already attracted £34 billion of private sector investment in renewable electricity since 2010, with the potential to create almost 37,000 jobs in the UK,” says UK energy minister Michael Fallon.
Siden 2010 har vi tiltrukket oss investeringer innen fornybar energi for 34 milliarder pund.
Statoil is the operator of the Dudgeon Offshore Wind Project and will lead the project towards production, followed by operations starting in 2017.
Statoil er operatør for Dudgeon havvindprosjekt og vil lede prosjektet fram mot ferdigstillelse og full produksjon fra 2017.
Press contact: Morten Eek +47 41689515 meek@statoil.com
Pressekontakt: Morten Eek +47 41689515 meek@statoil.com
Investor relations: Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations +47 90934148 / +47 22972042
Investorrelasjoner: Morten Sven Johannesen, direktør, investor relations +47 90934148 / +47 22972042
About the project:
Om prosjektet: