natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The lifting operation marks one of the most important milestones in the project.
Løftet markerer en av prosjektets største milepæler.
Gudrun reached its full height of 232.5 metres when the flare tower was lifted into place on Friday morning.
Da flammebommen var løftet på plass fredag morgen, nådde Gudrun sin fulle høyde, 232,5 meter.
The operation has been safe and efficient with favourable sea conditions.
Løfteoperasjonen ble trygt og effektivt gjennomført under gode værforhold.
(Photo: Øyvind Haugsdal/Statoil)
(Foto: Øyvind Haugsdal/Statoil)
On time - under budget
På tid – under budsjett
"The most significant milestone in the project is the start of production in the first quarter of next year.
– Den aller største milepælen i prosjektet er produksjonsoppstart 1. kvartal neste år.
We will achieve that too," says Øystein Michelsen, executive vice president for Development & Production Norway in Statoil.
Det klarer vi, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norge i Statoil.
The field development is on track to cost around NOK 2 billion less than the original investment framework of NOK 21 billion.
Feltutbyggingen ligger an til å koste om lag 2 milliarder kroner mindre enn opprinnelig investeringsramme på 21 milliarder kroner.
There are several reasons for this:
Det er flere årsaker til dette:
"We were given good prices when we awarded the contracts in 2010, in a market characterised by the financial crisis," says Margaret Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil.
– Vi fikk gode priser da vi tildelte kontrakter i 2010, i et marked preget av finanskrisen, sier Margaret Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
This was a win-win situation.
Det var en vinn-vinn situasjon.
The Gudrun license received favourable pricing and the suppliers received crucial contracts.
Gudrun-lisensen fikk gode priser, leverandørene fikk helt nødvendige kontrakter.
"Just as important were the strict change controls during the project and strong commitment across the entire Gudrun organisation in order to meet this savings target.
– Minst like viktig er streng endringskontroll underveis og et sterkt driv i hele Gudrun-organisasjonen for å klare dette sparemålet.
All the different disciplines have contributed," Øvrum says.
Alle fagfelt har bidratt, sier Øvrum.
The decking contract (engineering work, construction and procurement) was awarded to Aibel.
Dekkskontrakten (ingeniørarbeid, bygging og innkjøp) gikk til Aibel.
The engineering work was carried out in Norway and Singapore.
Ingeniørarbeidet ble utført i Norge og Singapore.
Two of the deck modules were constructed at Aibel's shipyard in Thailand and one at the shipyard in Haugesund, with supplies from Poland.
To av dekksmodulene ble bygget ved Aibels verft i Thailand og én på verftet i Haugesund med underleveranser fra Polen.
The deck was also connected in Haugesund.
Dekket ble også satt sammen i Haugesund.
The helicopter deck came from China and the living quarters were supplied by Apply Leirvik.
Helikopterdekket kom fra Kina, boligkvarteret ble levert av Apply Leirvik.
The steel jacket, which has already been ready at sea for nearly two years, was supplied by Kværner Verdal.
Stålunderstellet, som allerede har stått i havet i nesten to år, kommer fra Kværner Verdal.
Transport and installation were performed by the Italian company Saipem.
Transport og installasjon er utført av italienske Saipem.
Licensees: Statoil, operator (75 per cent) and GDF SUEZ E&P Norge (Norway) (25 per cent)
Rettighetshavere i lisensen: Statoil, operatør (75 prosent) og GDF SUEZ E&P Norge (25 prosent).
Gudrun is an oil and gas field situated in the middle of the Norwegian part of the North Sea (license area PL025).
Gudrun er et olje- og gassfelt midt i den norske delen av Nordsjøen (lisensområde PL025).
The field is situated approximately 55 kilometres north of the Sleipner installations.
Feltet ligger omlag 55 kilometer nord for Sleipner-installasjonene.
Gudrun was discovered in 1975.
Gudrun ble funnet i 1975.
The extractable reserve is 126.5 million barrels of oil equivalent (around 2/3 oil, 1/3 gas and NGL)
Utvinnbare reserver er 126,5 millioner fat oljeekvivalenter (omlag 2/3 olje, 1/3 gass og NGL)
Gudrun has a process facility for partial stabilisation of oil and gas.
Gudrun har prosessanlegg for delvis stabilisering av olje og gass.
The reservoir is situated at a depth of 4,200-4,700 metres and dates back to the Jurassic period.
Reservoaret ligger på 4.200-4.700 meters dyp og er av jura alder.
The pressure in the reservoir reaches as much as 860 bar, with a temperature of up to 150 degrees Celsius.
Trykket i reservoaret er omlag 860 bar og temperaturen opp mot 150 grader.
The platform is equipped with 16 well slots and a total of 7 production wells will be drilled.
Plattformen har 16 brønnslisser, det skal bores til sammen 7 produksjonsbrønner.
Available slots may be used for further wells to further increase production from Gudrun or wells from other fields.
Ledige brønnslisser kan benyttes til ytterligere brønner for å øke produksjonen fra Gudrun, eller brønner fra andre felt.
At the end of June, 15.5 million working hours had been spent on the Gudrun project.
Ved utgangen av juni var det brukt 15,5 millioner arbeidstimer på Gudrun-prosjektet.
The platform deck weighs 10,600 tonnes and the steel jacket, which has been in the sea for nearly two years, weighs around 7,000 tonnes.
Plattformdekket veier 10.600 tonn og stålunderstellet, som har stått i havet i nær to år, veier om lag 7.000 tonn.
110 kilometres of pipelines (two pipelines of 55 kilometres each) have been laid in the sea bed between Gudrun and Sleipner, as well as 55 kilometres of power cable.
Det er lagt 110 kilometer rørledning (to ledninger på 55 kilometer) og 55 kilometer kraftkabel på havbunnen mellom Gudrun og Sleipner.
430,000 metres of cabling has been installed and 2,855 valves have been fitted in the deck, which is equipped with living quarters containing 42 cabins.
430.000 meter kabel er lagt og 2.855 ventiler er installert på dekket, som har et boligkvarter med 42 lugarer.
(Photo: Kjell-Arve Tysnes/Statoil)
(Foto: Kjell-Arve Tysnes/Statoil)
Gudrun photo 3 - Photo Øyvind Haugsdal - Statoil JPG 7 MB
Gudrun bilde 3 - Foto Øyvind Haugsdal - Statoil JPG 7 MB
Gudrun photo 2 - Photo Øyvind Haugsdal - Statoil JPG 8 MB
Gudrun bilde 2 - Foto Øyvind Haugsdal - Statoil JPG 8 MB
Gudrun photo 1 - Photo Kjell-Arve Tysnes - Statoil JPG 1 MB
Gudrun bilde 1 - Foto Kjell-Arve Tysnes - Statoil JPG 1 MB
Gudrun photo 4 - Photo Kjell-Arve Tysnes - Statoil JPG 1 MB
Gudrun bilde 4 - Foto Kjell-Arve Tysnes - Statoil JPG 1 MB
"The operation has been safe and efficient with favourable sea conditions," says Øyvind Haugsdal, transport and installation manager for the Gudrun project.
– Dette har vært en trygg og effektiv operasjon under gode forhold i havet, sier Øyvind Haugsdal, leder for transport- og installasjoner i Gudrun-prosjektet.
Helge Lund, president and CEO
Statoils konsernsjef Helge Lund
Revitalising Statoil's legacy position on the Norwegian continental shelf (NCS) by progressing new projects as planned, including Gudrun, Åsgard subsea gas compression, Valemon and Aasta Hansteen.
Styrket Statoils ledende posisjon på norsk sokkel med prosjektgjennomføring i henhold til plan, inkludert Gudrun, Åsgard havbunnskompresjon, Valemon og Aasta Hansteen.
Two category- J rigs acquired by the licence partners of Gullfaks and Oseberg Area Unit to increase recovery and extend field life.
Lisenspartnernes anskaffelse av to kategori J-rigger på Gullfaks og Oseberg vil øke utvinningen og forlenge feltenes levetid.
Johan Castberg project postponed for review, due to updated project estimates and pending clarification in the fiscal framework.
Johan Castberg-prosjektet ble utsatt for ny gjennomgang og vurdering, etter oppdaterte prosjektestimater og i påvente av avklaringer i de fiskale rammebetingelsene.
Accessing attractive acreage in the Barents Sea, Brazil, Tanzania, Russia, Caspian and Australia.
Sikret tilgang til attraktive arealer i Barentshavet, Brasil, Tanzania, Russland, Det kaspiske hav, og Australia.
Oil discoveries announced offshore Newfoundland in Canada and in the Grane area in Norway.
Oljefunn utenfor kysten av Newfoundland i Canada og i Grane-området på norsk sokkel.
Important Johan Sverdrup appraisal completed, confirming the extent and characteristics of the reservoir.
Viktig avgrensning gjennomført for Johan Sverdrup, hvor reservoarets utstrekning og egenskaper ble bekreftet.
Stepping up our activity in unconventional resources by assuming operatorship for all activities in the eastern part of our Eagle Ford asset in Texas.
Trappet opp virksomheten innen ukonvensjonelle ressurser ved å overta operatøransvaret for alle aktiviteter i østlig del av Eagle Ford-området i Texas.
Statoil now has operational activities in all onshore assets in the US (Bakken, Marcellus and Eagle Ford).
Statoil er nå operatør for alle våre landbaserte satsingsområder i USA (Bakken, Marcellus og Eagle Ford).
Building offshore clusters by sanctioning the Julia and Heidelberg developments in the Gulf of Mexico.
Ytterligere posisjonering i kjerneområder offshore; sanksjonering av Julia- og Heidelberg-feltutbyggingene i Mexicogolfen.
Creating value from a superior gas position: The Shah Deniz consortium announced that it has selected the Trans Adriatic Pipeline (TAP) to deliver gas from the Shah Deniz Stage 2 project.
Verdiskapning gjennom en fremtredende gassposisjon: Shah Deniz-konsortiet kunngjorde at de har valgt den transadriatiske rørledning (TAP) for gassleveranser fra Shah Deniz fase 2-prosjektet.
Hilde Merete Nafstad, senior vice president, Investor Relations
Hilde Merete Nafstad, direktør, Investor relations
Morten Sven Johannessen, vice president, Investor Relations USA
Morten Sven Johannessen, direktør, Investor relations USA
"Statoil delivered an operationally solid quarter.
- Statoil leverte et driftsmessig solid kvartal.
We produced as planned, delivering record production from our portfolio outside Norway.
Vi produserte som planlagt og leverte en rekordhøy produksjon fra vår internasjonale portefølje.
We are on track and maintain our guidance for 2013," says Helge Lund, Statoil's president and CEO.
Vi er i rute og opprettholder prognosene for 2013, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
"Our financial results were impacted by lower prices for liquids and gas and weak trading results.
- Våre finansielle resultater ble påvirket av lavere priser for væsker og gass, samt svake trading-resultater.
However, we have maintained good cost control and delivered strong earnings, particularly from our international portfolio," says Lund.
Vi har fremdeles god kostnadskontroll og leverte solid inntjening, særlig fra vår internasjonale portefølje, sier Lund.
In the quarter, Statoil ramped up several fields.
Statoil økte produksjonen på flere felt i andre kvartal.
The company continues to have a high activity level in projects on the Norwegian continental shelf, with major field developments ongoing such as Gudrun, Åsgard subsea compression and Valemon.
Vi har fortsatt et høyt aktivitetsnivå i prosjekter på norsk sokkel, der det pågår store feltutbygginger, blant annet på Gudrun, Valemon og Åsgard havbunnskompresjon.
"The activity level on new field developments is high.
- Aktivitetsnivået for nye feltutbygginger er høyt.
We are executing our projects according to plan," says Lund.
Vi gjennomfører prosjektene våre i henhold til plan, sier Lund.
Statoil continued its exploration progress with five discoveries in the quarter.
Statoils letevirksomhet fortsetter å gi resultater, med fem funn i andre kvartal.
The company has accessed attractive exploration acreage in Norway, Russia, Azerbaijan, Tanzania and Australia, further strengthening its position for profitable long-term growth.
Selskapet har sikret tilgang til attraktive leteområder i Norge, Russland, Aserbajdsjan, Tanzania og Australia, og slik styrket grunnlaget for lønnsom langsiktig vekst.
Second quarter results 2013
Resultater for andre kvartal 2013
Statoil's net operating income was NOK 34.3 billion compared to NOK 62.0 billion in the second quarter of 2012.
Statoils driftsresultat var 34,3 milliarder kroner, sammenlignet med 62,0 milliarder kroner i andre kvartal 2012.
Adjusted earnings [5] were NOK 38.0 billion, compared to NOK 45.8 billion in the second quarter of 2012.
Justert driftsresultat var 38,0 milliarder kroner, sammenlignet med 45,8 milliarder kroner i andre kvartal 2012.
Adjusted earnings after tax [5] were NOK 11.3 billion, compared to NOK 11.5 billion in the second quarter of 2012.
Justert driftsresultat etter skatt var 11,3 milliarder kroner, sammenlignet med 11,5 milliarder kroner i andre kvartal 2012.
Net income was NOK 4.3 billion compared to NOK 26.6 billion in the second quarter of 2012.
Resultatet var 4,3 milliarder kroner, sammenlignet med 26,6 milliarder kroner i andre kvartal 2012.
Key events since first quarter 2013:
Viktige hendelser siden første kvartal 2013
The platform deck for the Gudrun platform
Plattformdekket til Gudrun-plattformen
"This transaction demonstrates how active portfolio management can realise value and provide opportunities for long-term growth and for us to boost our financial flexibility," says Øystein Michelsen of Statoil, executive vice president for Development and Production Norway.
– Avtalen viser hvordan aktiv porteføljeforvaltning kan realisere verdier og gi muligheter for langsiktig vekst samtidig som vi styrker vår økonomiske fleksibilitet, sier Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
Øystein Michelsen, executive vice president for Development and Production Norway.
Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge.
By acquiring a share in the Edvard Grieg licence, Statoil will enhance its position as the biggest player on the Utsira High formation by owning shares in all the area's discoveries: Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Gina Krog and Ivar Aasen.
Ved å gå inn i Edvard Grieg-lisensen styrker Statoil sin posisjon som den største aktøren på Utsirahøyden ved å ha eierandeler i alle funnene i området: Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Gina Krog og Ivar Aasen.
"The Norwegian continental shelf (NCS) is, and will continue to be, the backbone of our company.
– Norsk sokkel er og vil fortsatt være en bærebjelke for Statoil.
By developing new fields and increasing oil recovery, it is our ambition to continue producing more than 1.4 million barrels of oil equivalent per day from the NCS in 2020," says Michelsen.
Ved å utvikle nye felt og øke oljeutvinningen, har vi ambisjoner om å fortsette å produsere mer enn 1,4 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020 fra norsk sokkel, sier Michelsen.
As part of this agreement, signed on 22 October last year, Wintershall takes over operatorship of the Brage field.
Wintershall overtar operatørskapet for Brage-feltet som en del av avtalen som ble inngått 22. oktober i fjor.
The transfer of operatorship is expected to take place on 30 September, though Statoil will support Wintershall by hiring out personnel and providing other assistance for up to 18 months after 1 October.
Overføringen av operatørskapet er forventet 30. september, men Statoil vil støtte Wintershall med utlån av personell og annen assistanse i inntil 18 måneder etter 1. oktober.
"We've worked well together with Wintershall to ensure that the transfer of operatorship proceeds in a safe and efficient manner," says Michelsen.
– Vi har jobbet godt sammen med Wintershall for å forberede at overføring av operatørskapet blir gjort på en sikker og effektiv måte, sier Michelsen.
As part of the deal, Statoil and Wintershall have also signed a letter of intent relating to collaboration within the areas of improved oil recovery and research into unconventional hydrocarbon deposits.
Som en del av avtalen har Statoil og Wintershall også inngått en intensjonsavtale for blant annet å samarbeide innen økt oljeutvinning og forskning på ukonvensjonelle hydrokarbonforekomster.
The transaction encompasses the following areas on the NCS:
Transaksjonen omfatter følgende områder på norsk sokkel:
Farm-down
Nedsalg
Gjøa (PL153 and153B)
Gjøa (PL153 and153B)
From 20% to 5%
Fra 20% til 5%
Vega (PL090C, PL248 and PL248B)
Vega (PL090C, PL248 and PL248B)
From 54% to 24%
Fra 54% til 24%
Divestment
Salg
Brage (PL053B, PL055, PL055B and PL185)
Brage (PL053B, PL055, PL055B and PL185)
From 32.7% to 0%
Fra 32,7% til 0%
Acquisition
Kjøp
Edvard Grieg (PL338)
Edvard Grieg (PL338)
From 0% to 15%
Fra 0% til 15%
The consideration to be paid to Statoil is USD 1.45 billion.
Vederlaget var på 1,45 milliarder dollar.
This amount includes a contingent consideration of USD 100 million relating to production on Vega.
Beløpet inkluderer et betinget vederlag på 100 millioner dollar knyttet til produksjonen på Vega.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,862,409 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.862.409 aksjer.
Further reference is made to the stock market announcement on 19 January 2017 regarding allocation to primary insiders of shares under the share saving plan.
Det vises også til melding den 19. januar 2017 vedrørerende viderefordeling av aksjer til primærinnsidere under aksjespareprogrammet.
Details on allocation of the Dividend Shares for the third quarter 2016 are set forth in the enclosed overview.
Nærmere detaljer om fordeling av Utbytteaksjene for tredje kvartal 2016 er angitt i den vedlagte oversikten.
Allocation of 3Q2016 Dividend Shares to Primary Insiders PDF 67 KB
Tildeling av 3Q2016 Utbytteaksjer til primærinnsidere PDF 67 KB
In addition a thin gas/condensate column was proven deeper in the mid-Jurassic Ile formation.
I tillegg ble det påvist en tynn gass-/kondensatkolonne dypere i Ile-formasjonen av midtre jura alder.
The reservoir properties of the Garn formation are good, while somewhat poorer than expected in the Ile formation.
Reservoaregenskapene i Garn-formasjonen er gode, mens de i Ile-formasjonen er noe dårligere enn forventet.
The preliminary estimated volume of the discovery is in the range of 25-47 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.).
Foreløpig anslått volum for funnet er i området 25-47 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
"The three discoveries comprising the Åsgard field were all made in the 1980s.
– De tre funnene som utgjør Åsgard-feltet ble gjort i 1980-årene.
Making a new discovery in the area 30 years later is encouraging and proves the exciting remaining potential on the NCS."
Å gjøre et nytt funn i området 30 år senere er oppmuntrende og viser at det er et spennende gjenværende potensial på norsk sokkel.
Smørbukk North is a typical example of timely near-field exploration, which is an important element in Statoil's sharpened exploration strategy for the NCS.
Smørbukk Nord er et typisk eksempel på feltnær leting, som er et viktig element i Statoils spissede letestrategi for norsk sokkel.
Astrid Jørgenvåg, vice president operations at Åsgard.
Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgardområdet.
"Being located directly north of the Åsgard field, the Smørbukk North discovery could be developed quickly and efficiently through a tie-in to existing infrastructure, providing fast resources and potentially extending the production life of the Åsgard production facilities," says Astrid Jørgenvåg, vice president operations at Åsgard.
- Smørbukk Nord-funnet, som ligger rett nord for Åsgard-feltet, vil kunne utvikles raskt og effektivt gjennom tilknytning til eksisterende infrastruktur, noe som gir raske ressurser og kan forlenge levetiden for anleggene på Åsgard-feltet, sier Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgardområdet.
Smørbukk North was a high temperature well (HT), so special attention was given to ensuring safe drilling operations.
Smørbukk Nord var en brønn med høy temperatur, så det var ekstra fokus på sikre boreoperasjoner.
"Smørbukk North was a demanding well to drill, but due to thorough planning and extra HSE focus, the operations have so far been carried out without serious incidents and are currently 21 days ahead of schedule," says Haatvedt.
- Smørbukk Nord var en krevende brønn å bore, men på grunn av nøye planlegging og ekstra vektlegging av HMS, er operasjonene så langt utført uten alvorlige hendelser, og ligger nå 21 dager foran tidsskjemaet, sier Haatvedt.
Exploration well 6506/9-3 is situated in PL479 in the Norwegian Sea.
Letebrønn 6506/9-3 ligger i PL479 i Norskehavet.
Statoil is operator with an interest of 40.95%.
Statoil er operatør med en eierandel på 40,95 %.
The partners are ENI Norge AS 19.6%, Petoro AS 14.95%, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS 14.7%, and Total E&P Norge AS 9.8%.
Partnere er ENI Norge AS med 19,6 %, Petoro AS med 14,95 %, ExxonMobil Exploration & Production Norway AS med 14,7 %, og Total E&P Norge AS med 9.8 %.
For further details on the results of exploration well 6506/9-3, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >>
For ytterligere informasjon om resultatene av letebrønn 6506/9-3 vises det til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD) >>
Map Smørbukk North GIF 691 kB
Kart Smørbukk Nord GIF 691 kB
Exploration well 6506/9-3, drilled by the drilling rig Transocean Leader, has proven a 40-metre gas/condensate column in a down-to situation in the Garn formation of mid-Jurassic age.
Letebrønn 6506/9-3, boret med boreriggen Transocean Leader, har påvist en 40 meters gass-/kondensatkolonne i en ned til-situasjon i Garn-formasjonen av midtre jura alder.
We continue to deliver on our strategy to create value through active portfolio management and to further increase our financial flexibility," says Helge Lund, Statoil's president and chief executive officer.
Vi viser nok en gang evne til å skape verdier gjennom aktiv porteføljeforvaltning i tråd med vår strategi, og vi styrker vår finansielle handlekraft ytterligere, sier Helge Lund, konsernsjef i Statoil.
The transaction will enable Statoil to redeploy around USD 7 billion of capital expenditure, around USD 5.5 billion of which is pre-2020 (excluding potential investments in the recent Shetland/Lista discovery at Gullfaks).
Transaksjonen gjør at Statoil frigjør rundt 7 milliarder dollar i investeringsforpliktelser, hvorav 5,5 milliarder dollar i perioden frem til 2020.
Entering partnership
Inngår partnerskap
OMV is an established company on both the Norwegian (NCS) and the UK (UKCS) continental shelves.
OMV er en etablert aktør både på norsk og britisk sokkel.
Statoil and OMV enter into a partnership including potential cooperation on exploration opportunities across Norway, the UK and the Faroese Islands as well as the development of enhanced oil recovery (EOR) technologies.
Statoil og OMV inngår et partnerskap som innebærer potensielt samarbeid om letemuligheter i Norge, Storbritannia og Færøyene samt utvikling av teknologier for økt oljeutvinning.
"Statoil is pleased to strengthen the partnership with OMV on the Norwegian continental shelf.
– Statoil ser frem til å styrke samarbeidet med OMV på norsk sokkel.
OMV is already a valued partner in Edvard Grieg and Aasta Hansteen, and this agreement enables our companies to develop the cooperation further," says Lund.
OMV er allerede en verdsatt partner på feltene Edvard Grieg og Aasta Hansteen, og denne avtalen gir oss muligheten til å videreutvikle samarbeidet mellom våre to selskaper, sier Lund.
"I believe this is a win-win deal for Statoil and OMV.
– Dette er en vinn-vinn-avtale for Statoil og OMV.
Apart from the assets, I am especially proud that we can partner with a world-class leader in offshore and EOR technology," says Gerhard Roiss, chief executive officer of OMV.
I tillegg til eiendelene, er jeg særlig stolt av at vi inngår et partnerskap med et verdensledende selskap innen offshoreteknologi og økt utvinning, sier konsernsjef Gerhard Roiss i OMV.
Demonstrating value of Statoil's NCS and UKCS portfolio
Synliggjør verdien av Statoils portefølje på norsk og britisk sokkel