natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In Europe, Statoil is developing an offshore wind portfolio with the capacity of providing over 1 million homes with renewable energy.
I Europa bygger Statoil opp en havvindportefølje med kapasitet til å levere fornybar energi til over 1 million husstander.
The Dudgeon offshore wind farm, also located offshore Norfolk in the UK – and the world’s first floating offshore wind farm, Hywind Scotland – will come in production in 2017.
Havvindparken Dudgeon, som også ligger utenfor kysten av Norfolk i Storbritannia, og verdens første flytende havvindpark, Hywind Scotland, kommer i produksjon i 2017.
Earlier this year, Statoil acquired 50% of the Arkona offshore wind farm in Germany, which will come in production in 2019.
Tidligere i år kjøpte Statoil 50 % av havvindparken Arkona i Tyskland, som kommer i produksjon i 2019.
Statoil is an integrated, technology-based international energy company primarily focused on upstream oil and gas operations.
Statoil er et integrert teknologibasert internasjonalt energiselskap med hovedfokus på oppstrøms olje- og gassvirksomhet.
From a daily production of approximately 1.8 million barrels of oil equivalent (BOE), more than 270,000 BOE stem from the company’s onshore and offshore oil and gas fields in the U.S.
Av en daglig produksjon på omkring 1,8 millioner fat oljeekvivalenter kommer mer enn 270.000 fat oljeekvivalenter fra selskapets olje- og gassfelt på land og til havs i USA.
Statoil’s Energy Ventures Fund, launched in February 2016, is one of the world’s largest clean technology venture capital funds, dedicated to the successful advancement of viable renewable energy projects.
Statoils Energy Ventures Fund, som ble lansert i februar 2016, er ett av verdens største venturefond for ren energiteknologi.
Media contacts:
Pressekontakter:
North America: Peter Symons, psym@statoil.com, +1 713 409 1087
Nord-Amerika: Peter Symons, psym@statoil.com, +1 713 409 1087
This marks the start of the construction of the Johan Sverdrup drilling platform at Aibel’s yard in Haugesund.
– Dette markerer starten på byggingen av boreplattformen på Johan Sverdrup ved Aibels verft i Haugesund.
“Aibel won the contract for the construction of the drilling platform about one year ago.
Aibel fikk kontrakten for bygging av boreplattformen for omtrent et år siden.
Following an extensive planning and engineering process it feels good to start the construction of the first of four topside structures for the Johan Sverdrup project”, says Kjetel Digre, Statoil’s senior vice president for the Johan Sverdrup project.
Vi har jobbet lenge med planlegging og prosjektering, og det føles bra at vi er i gang med byggingen av det første av fire plattformdekk i Johan Sverdrup-prosjektet, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup-prosjektet i Statoil.
We now see the effect of Norwegian industry being competitive, winning most of the principal contracts and equipment deliveries for Johan Sverdrup.
Vi ser nå effekten av at norsk industri har vært konkurransedyktige og har vunnet mange av hovedkontraktene og utstyrsleveransene på Johan Sverdrup.
We are dependent on all of these people to successfully deliver the project on time, to the required quality, and above all, without any HSE incidents,” Digre says.
Vi er avhengige av alle for å kunne levere prosjektet til avtalt tid, med riktig kvalitet, og viktigst av alt, uten HMS-hendelser, sier Digre.
The construction contract for the Johan Sverdrup drilling platform was awarded to Aibel in February 2015.
Kontrakten for å bygge plattformdekket til boreplattformen på Johan Sverdrup ble tildelt Aibel i februar 2015.
The topside engineering work is being performed in Aibel’s Asker office, where also Statoil’s project team is located.
Prosjekteringen av boreplattformdekket gjennomføres på Aibels kontor i Asker, hvor Statoils prosjektteam også er lokalisert.
The 22 500-tonne topsides will consist of three modules, one of which will be built at the yard in Haugesund, one at the Deeline yard in Thailand, and one at Nymo’s yard in Grimstad.
Boreplattformdekket vil veie anslagsvis 22.500 tonn og består av tre moduler der den ene bygges ved verftet i Haugesund, en ved verftet Deeline i Thailand og en ved Nymos verft i Grimstad.
The modules will be assembled at Aibel’s yard in Haugesund in the autumn of 2017, before the platform is installed on the field in 2018.
Modulene skal sammenstilles ved Aibels verft i Haugesund høsten 2017, før plattformen installeres på feltet i 2018.
In the summer of 2015 the pre-drilling templates were installed on the field.
Sommeren 2015 ble forboringsrammene for brønnene installert på feltet.
The Deepsea Atlantic semi-submersible will start pre-drilling wells on the field in March 2016.
I mars 2016 starter boreriggen «Deepsea Atlantic» forboringen av brønnene på feltet.
“The most complex platform on the Johan Sverdrup field the drilling platform will come on stream at the end of 2018.
– Boreplattformen er den mest komplekse plattformen på Johan Sverdrup og blir den første som skal i drift på feltsenteret allerede i slutten av 2018.
We will then start phasing in the pre-drilled wells before production from the field commences at the end of 2019,” Digre says.
Da starter vi arbeidet med å fase inn de forborede brønnene før vi starter produksjonen fra feltet på slutten av 2019, sier Digre.
The cost development for the Johan Sverdrup project has been positive.
Kostnadsutviklingen på Johan Sverdrup-prosjekter har vært positiv.
So far the investment estimate for the first phase of the development has been reduced by 12 %.
Så langt har investeringsanslaget for første fase av utbyggingen blitt redusert med 12 prosent.
“We are on track in the project, and have seen a positive cost development.
– Vi holder fremdriftsplanen i prosjektet, og har opplevd en positiv kostnadsutvikling.
Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup project.
Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup-prosjektet i Statoil.
(Photo: Øyvind Torjusen)
(Foto: Øyvind Torjusen)
Johan Sverdup
Johan Sverdup
Photo: Kjetel Digre at the seremony JPG 19 MB
Foto av Kjetel Digre JPG 19 MB
The petroleum industry, under the direction of the Norwegian Oil and Gas Association, today announced its ambition to implement CO2 reduction measures corresponding to 2.5 million tonnes on the Norwegian continental shelf (NCS) by 2030 compared with 2020.
Petroleumsindustrien, i regi av Norsk Olje og Gass, lanserte i dag ambisjonen om å gjennomføre CO2-reduserende tiltak tilsvarende 2,5 millioner tonn på norsk sokkel innen 2030 sammenlignet med 2020.
Statoil will account for 2 million tonnes of this.
Statoils andel av dette er 2 millioner tonn.
“In Statoil’s road map for the NCS towards 2030 our goal is to maintain profitable production at the 2015 level.
– I Statoils veikart for norsk sokkel frem mot 2030 er målet vårt å opprettholde lønnsom produksjon på 2015-nivå.
In order to succeed as an oil and gas producer in a future low-carbon society we must maintain our leading position as a carbon-efficient producer.
Skal vi lykkes som olje- og gassprodusent i et fremtidig lavutslippssamfunn er vi avhengig av å videreføre vår ledende posisjon knyttet til karboneffektiv produksjon.
The efforts we make now will therefore improve our future business opportunities,” says Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development and Production Norway (DPN).
Satsingen vi nå gjør styrker derfor våre fremtidige forretningsmuligheter, sier Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norsk Sokkel (UPN).
Statoil has previously set itself the goal of cutting annual carbon emissions from the NCS by 1.2 million tonnes by 2020 compared with 2008.
Statoil har tidligere satt seg mål om å redusere årlige CO2-utslipp fra norsk sokkel med 1,2 millioner tonn innen 2020 sammenlignet med 2008.
The Paris negotiations represent a crossroads in international climate change work due to the number of countries reaching an agreement.
Paris-forhandlingene var et veiskille i det internasjonale klimaarbeidet ved at så mange land ble enige om en avtale.
Reducing the carbon intensity in the energy systems is a global challenge which calls for collaboration with government authorities, and responsible energy producers and consumers.
Å redusere karbonintensiteten i energisystemene er en global utfordring som krever samarbeid med myndigheter og ansvarlige produsenter og forbrukere av energi.
Statoil is prepared to progress its broad contribution to this work, including by cutting CO2 emissions from oil and gas production.
Statoil er innstilt til å fortsatt bidra med bredde i dette arbeidet blant annet også gjennom å redusere CO2-utslipp knyttet til produksjon av olje og gass.
The CO2 emitted from oil and gas production on the NCS is about half of the average in the global oil and gas industry.
Norsk sokkel produserer olje og gass med CO2-utslipp som er ca halvparten av snittet i bransjen internasjonalt.
Norway is leading the industry when it comes to climate change solutions and technologies for oil and gas production and has the most stringent framework conditions for climate change.
Norge er ledende når det gjelder klimaløsninger og teknologier for olje- og gassproduksjon og har de strengeste rammebetingelsene for klima.
Arne Sigve Nylund, executive vice president for Development and Production Norway (DPN).
Arne Sigve Nylund, konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norsk Sokkel (UPN).
“Based on Norway’s position as a carbon-efficient oil and gas producer combined with the Paris agreement I am optimistic about the future, both with regard to the climate change challenge and Statoil’s future,” says Nylund.
– Norges utgangspunkt som karboneffektiv produsent av olje- og gass kombinert med Paris-avtalen gjør at jeg ser optimistisk på fremtiden, både med tanke på klimautfordringen og Statoils fremtidige virksomhet, sier Nylund.
Even with a sharp increase in renewable energy most forecasts show that oil and gas will account for a substantial share of the world’s energy mix beyond 2050.
Selv med rask økning i ny fornybar energi viser de fleste prognoser at olje og gass vil utgjøre en betydelig andel av verdens energimiks utover 2050.
In order to compensate for dropping global production from existing fields, this will require considerable investments in new oil and gas production volumes.
For å oppveie for fallende global produksjon fra eksisterende felt, vil det kreves betydelige investeringer i ny olje- og gassproduksjonsvolum.
It is important to lead the industry when it comes to low emissions in order to ensure production on the NCS in the long term.
Det er viktig å være ledende når det gjelder lave utslipp for å sikre langsiktigheten til norsk sokkel.
“Statoil has been working systematically over many years to reduce the emission of greenhouse gases.
– Statoil har gjennom mange år arbeidet systematisk med å redusere utslipp av klimagasser.
This work will be intensified in the future.
Dette arbeidet vil vi intensivere fremover.
The specific, extensive reduction targets we present today together with other companies on the NCS represent a milestone and an important building block in the long-term strategic climate change work,” says Bjørn Otto Sverdrup, Statoil’s senior vice president for sustainability.
At vi i dag sammen med andre selskap på norsk sokkel presenterer konkrete og omfattende reduksjonsmål for petroleumsvirksomheten er en milepæl og en viktig byggesten i det langsiktige strategiske klimaarbeidet, sier direktør for bærekraft, Bjørn Otto Sverdrup.
Bjørn Otto Sverdrup, Statoil’s senior vice president for sustainability.
Bjørn Otto Sverdrup, direktør for bærekraft.
Statoil emphasises that continued good teamwork between government authorities, oil companies, suppliers, research institutions and academic communities is essential to a successful result, focusing on certain basic preconditions:
Statoil peker på viktigheten av å videreføre det gode samarbeidet mellom myndigheter, oljeselskaper, leverandører, forskningsinstitusjoner og akademia for å lykkes og er opptatt av noen grunnleggende forutsetninger:
Actions must result in genuine, lasting reductions in emissions, CO2 knows no borders
tiltak må gi reelle og varige utslippsreduksjoner, CO2 kjenner ingen landegrenser
Special actions in Norway must be carefully considered, ensuring that they result in genuine emission reductions, and that we do not establish framework conditions that reduce the competiveness of the NCS.
særegne tiltak i Norge må utredes nøye for å sikre at de gir reelle utslippsreduksjoner, og at det ikke etableres rammevilkår som reduserer norsk sokkel sin konkurransekraft
Technology development and cost reductions
Teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner
Statoil advocates a broad approach to the opportunities that exist for the development of low-emission technology for oil and gas production.
Statoil ønsker en bred tilnærming til mulighetsrommet som finnes for utvikling av lavutslippsteknologi når det gjelder produksjon av olje og gass.
Successful achievement of the goal will depend on the costs associated with the development and use of new technology.
Kostnadene forbundet med å utvikle og ta i bruk ny teknologi vil være avgjørende for å klare å levere på målsettingen.
But this was also true in 2008, when we set ourselves a stretch target for 2020 which we have already achieved.
Men det gjorde vi heller ikke i 2008 da vi satte oss strekkmål for 2020 som vi allerede har nådd.
Technology development and cost reductions will be essential to a successful outcome,” Nylund says.
Teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner kommer til å være helt sentralt for å lykkes, sier Nylund.
Our sustainability page
Vår bærekraft-side
The agreements cover two blocks in the Guyana basin:
Avtalene dekker to blokker i Guyana-bassenget:
In Block 59, Statoil has been awarded 33,33% equity interest.
I blokk 59 har Statoil fått tildelt en eierandel på 33,33 %.
ExxonMobil (operator) and consortium partners Statoil and Hess each hold a third of the interest in the block.
ExxonMobil (operatør) og partnerne Statoil og Hess har en tredel hver i blokken.
In Block 60, Statoil has been awarded 100% equity interest and operatorship.
I blokk 60 har Statoil fått tildelt en andel på 100 % og blir operatør på blokken.
The licenses were awarded through Suriname’s open door policy and production-sharing contracts have been negotiated with the national oil company Staatsolie MaatschappIij Suriname N.V.
Lisensene ble tildelt gjennom Surinams åpne dørs politikk, og produksjonsdelingsavtaler er forhandlet fram med det nasjonale oljeselskapet Staatsolie MaatschappIij Suriname N.V..
“These awards build further materiality to Statoil’s exploration position offshore Suriname.
– Disse tildelingene fører til at Statoils leteposisjon i havet utenfor Surinam blir ytterligere styrket.
This is frontier acreage with high potential, sitting on a trend of recent discoveries.
Dette er et uutforsket område med høyt potensial, som følger en trend med nylige funn.
This is in line with our global exploration strategy of accessing early in basins with high exploration potential,” said Nick Maden, senior vice president for Exploration.
Dette er i tråd med vår globale letestrategi, som innebærer å gå tidlig inn i bassenger med høyt letepotensial, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den sørlige halvkule.
Nick Maden, senior vice president for Exploration.
Nick Maden, Statoils letedirektør for den sørlige halvkule.
Block 59 is a potential extension of the trend on which the Liza discovery was made in neighbouring Guyana.
Blokk 59 er en mulig forlengelse av trenden der Liza-funnet ble gjort i nabolandet Guyana.
Block 60 sits adjacent to Tullow-operated Block 54, where Statoil is partner.
Blokk 60 ligger ved siden av den Tullow-opererte blokk 54, der Statoil er partner.
Tullow is preparing to drill the Araku-1 wildcat exploration well in Block 54 later this year.
Tullow forbereder boring av utforskningsbrønn Araku-1 i blokk 54 senere i år.
In both licenses, the first exploration phase includes commitment to acquiring 2D seismic data and conducting technical studies.
I begge lisensene omfatter den første letefasen en forpliktelse om å samle inn 2D-seismikk og gjennomføre tekniske studier.
Statoil’s exploration licences in Suriname
Statoils letelisenser i Surinam
Statoil entered Suriname in 2011.
Statoil gikk inn i Surinam i 2011.
Block 54: Tullow 30% (operator), Statoil 50%, Noble 20%.
Blokk 54: Tullow 30 % (operatør), Statoil 50 %, Noble 20 %.
Water depth ~200-1300m
Vanndyp på ~200-1300 m
Block 59: ExxonMobil 33,34% (operator), Statoil 33,33%, Hess 33,33%.
Blokk 59: ExxonMobil 33,34 % (operatør), Statoil 33,33 %, Hess 33,33 %.
Water depth ~2900-3500m
Vanndyp ~2900-3500 m
Block 60: Statoil 100% (operator).
Blokk 60: Statoil 100 % (operatør).
Water depth ~700-1300m
Vanndyp ~700-1300 m
Facts about our activities in Suriname
Fakta om vår virksomhet i Surinam
Twelve of the projects considered to be of particular importance to society during the first two-year period receive positive coverage in the report.
12 av prosjektene som etter vurderinger får særlig stor samfunnsmessig betydning i den første toårsperioden, får positiv omtale i rapporten.
These include the VOC project run by Statoil, which has developed technology for recovering and re-condensing the fumes given off when crude is loaded into shuttle tankers offshore.
Blant disse er Statoils VOC-prosjekt.
The recovered VOCs can either be collected in a storage tank as fuel for the ship's engines, or returned to the cargo.
Væsken skal enten samles i en lagertank om bord og tilføres framdriftsmotorene som drivstoff, eller sendes tilbake til lasten.
Statoil is also involved in the advanced wells project (AWP) together with Norsk Hydro.
Statoil deltar også i Advanced Wells Project (AWP) sammen med Norsk Hydro.
This aims to find more cost-efficient methods for hydrocarbon exploration, development and production.
Hensikten med dette prosjektet er å finne metoder for mer kostnadseffektiv leting, utvikling og produksjon av hydrokarboner.
Innovative solutions make it possible to exploit new and existing oil/gas resources by reducing costs and improving both recovery and well productivity.
Ny teknologi gjør det mulig å utnytte nye og eksisterende olje- og gassressurser ved å redusere kostnader og øke reservene og brønnproduktiviteten.
These projects are highlighted because they focus on market requirements, presenting technological advances which are relevant for the industry while also being commercially and socially profitable.
De presenterer teknologiske forbedringer som er relevante for industrien, samtidig som de er kommersielt og samfunnsmessig lønnsomme.
"This report is being distributed throughout Europe," says Tore A Torp in Technology.
"Rapporten blir distribuert i alle land i Europa.
The EU programme is divided into three principal sectors - renewable energy sources, rational use of energy in buildings, industry and transport, and fossil fuels (solid, liquid and gaseous).
Thermie er delt inn i tre hovedsektorer: fornybare energikilder, rasjonell bruk av energi i bygninger, industri og transport samt fossile brensler (fast brensel og hydrokarboner).
The additional 10% equity will increase Statoil’s operated interest in the licence from 66% to 76%.
Tilleggsandelen på 10 prosent øker Statoils operatørandel i lisensen fra 66 til 76 prosent.
The total consideration for the transaction is USD 379 million.
Det samlede vederlaget for transaksjonen er på 379 millioner USD.
BM-S-8 includes a substantial part of the Carcará discovery comprising high-quality oil of around 30° API and with associated gas in a thick reservoir with excellent properties.
Lisens BM-S-8 omfatter en betydelig del av Carcará-funnet, som inneholder olje av høy kvalitet på rundt 30°API, og assosiert gass i et tykt reservoar med svært gode egenskaper.
Statoil estimates the recoverable volumes within the BM-S-8 licence to be in the range of 700 to 1,300 million barrels of oil equivalent.
Statoil anslår at utvinnbare volumer i BM-S-8-lisensen er i størrelsesorden 700 til 1.300 millioner fat oljeekvivalenter (foe).
“This acquisition is a further expression of our confidence in Brazil, a core area for Statoil.
– Dette kjøpet er enda et uttrykk for vår tro på Brasil, som er et av Statoils kjerneområder.
It also reinforces our position in a world-class asset which is a good match with our competence and capacity.
Det styrker også vår stilling i et funn i verdensklasse, som passer godt til vår kompetanse og kapasitet.
The transaction supports our strategy to pursue high value and low carbon opportunities”, says Anders Opedal, Statoil’s Country Manager for Brazil.
Transaksjonen støtter vår strategi om å utnytte muligheter som har høy verdi og lave utslipp, sier Anders Opedal, Statoils landsjef i Brasil.
Anders Opedal, Statoil’s Country Manager for Brazil.
Anders Opedal, Statoils landsjef for Brasil.
This transaction is Statoil’s second in BM-S-8, following the agreement in 2016 with Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras (“Petrobras”) to acquire its 66% operated interest, and strengthens Statoil’s position for operatorship of the unitised Carcará field.
Denne transaksjonen er Statoils andre i lisens BM-S-8, og etterfølger avtalen som ble inngått i 2016 med Petróleo Brasileiro S.A.
As with the 2016 transaction, half of the total consideration will be paid upon closing of the transaction, with the remainder being paid when certain conditions have been met.
I likhet med 2016-transaksjonen blir halvparten av det samlede vederlaget betalt når transaksjonen avsluttes, og det gjenstående beløpet blir betalt når visse betingelser er oppfylt.
These are partly related to the licence award, but mainly to the future unitisation of Carcará.
Disse er delvis knyttet til lisenstildelingen, men hovedsakelig til den framtidige samordningen av Carcará-feltet.
Closing is subject to customary conditions, including partner and government approval.
Transaksjonen sluttføres under forutsetning av at alminnelige forretningsvilkår er oppfylt, blant annet godkjenning fra partnere og myndigheter.
Statoil assets offshore Brazil:
Statoils eiendeler utenfor kysten av Brasil:
Interest
Andel
Campos Basin
Campos-bassenget
Production in June 2017 was 65,365 barrels a day.
Produksjonen i juni 2017 var på 65.365 fat per dag.
Reserves of 300-500 million barrels of oil.
Reserver på 300-500 millioner fat olje.
Construction.
Bygging.
Production from 2020 at 60,000 barrels a day.
Produksjon fra 2020 på 60.000 fat per dag.
Reserves ~255 million barrels of oil.
Reserver på ~255 millioner fat olje.
Licence BM-C-33 (comprising the Pão de Açúcar, Gavea and Seat discoveries)
Lisens BM-C-33 (omfatter funnene Pão de Açúcar, Gavea og Seat)
35% (operator)
35 % (operatør)
Evaluation/development.
Evaluering/utbygging.
Approximately 1 billion boe in recoverable resources.
Om lag 1 milliard foe i utvinnbare ressurser.
Licence BM-S-8 (comprising the Carcará discovery and exploration prospects)
Lisens BM-S-8 (omfatter Carcará-funnet og leteprospekter)
Santos Basin
Santos-bassenget
76% (operator)
76 % (operatør)
Evaluation/development, pre-unitisation.
Evaluering/utbygging, før samordning.
Approximately 700 to 1,300 million boe recoverable resources within the licence from Carcará, plus additional exploration upside.
Om lag 700 til 1.300 millioner foe utvinnbare ressurser i Carcará-lisensen, pluss ytterligere letepotensial.
Ten exploration blocks
Ti leteblokker
Espírito Santo Basin
Espírito Santo-bassenget
Six operated by Statoil, four by Petrobras
Seks der Statoil er operatør, fire der Petrobras er operatør
Exploration.
Leting.
Our operations in Brazil
Våre aktiviteter i Brasil
Completes acquisition and takes over operatorship of BM-S-8
Sluttfører kjøp og overtar operatørskap for BM-S-8
Earnings per share were NOK 11, compared with NOK 8.40 in the second quarter of last year.
Målt per aksje var resultatet på 11,00 kroner, mot 8,40 kroner i andre kvartal i fjor.
President and CEO Eivind Reiten considers the results satisfactory given current market conditions.
Generaldirektør Eivind Reiten betegner resultatet som tilfredsstillende under de rådende markedsforholdene.