natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The framework contract also includes an option for the platform renovation work.
Rammekontrakten inneholder også opsjon for å utføre oppgraderingsarbeidet på plattformen.
From left: Harald Julian Mevåg, Medic, Knut Alvheim, project manager marine operations, Jan Arendal, platform manager, Johan Anthoniussen, technical manager towing operation, Trond Olav Groven, rig positioning, Kjetil Bragstad, rig move.
Fra venstre: Harald Julian Mevåg, Medic, Knut Alvheim, prosjektleder marine operasjoner, Jan Arendal, plattformsjef, Johan Anthoniussen, teknisk leder slep, Trond Olav Groven, riggposisjonering, Kjetil Bragstad, riggflytt.
(Photo: Johan Anthoniussen/Statoil)
(Foto: Johan Anthoniussen/Statoil)
“We have been preparing the platform on the field since March.
– Vi har jobbet med klargjøring av plattformen på feltet siden mars.
Marine operations have been carried out safely and successfully, and well within the planned execution period.
De marine operasjonene har blitt gjennomført på en sikker og god måte, samt godt innenfor planlagt gjennomføringstid.
It has been great to take part in the Njord A platform’s voyage to Klosterfjorden, where Kværner is now taking over,” says Knut Lorang Alvheim, project manager for marine operations on board Njord A.
Det har vært flott å være med på Njord A-plattformens reise inn til Klosterfjorden hvor Kværner nå overtar stafettpinnen, sier Knut Lorang Alvheim, prosjektleder for marine operasjoner om bord på Njord A.
The Njord Bravo storage vessel arrived at Umoe Sterkoder in July.
Lagerskipet Njord Bravo kom til Umoe Sterkoder i juli.
Extensive work is currently being made to examine the vessel’s condition closely.
Det foregår nå et omfattende arbeid for å skaffe en så grundig oversikt som mulig over skipets tilstand.
A decision will be made this year whether it is possible to extend the life of the storage vessel or we need to construct a new vessel.
Beslutningen om det er mulig å forlenge levetiden til lagerskipet eller om det er nødvendig å bygge nytt, skal etter planen tas i løpet av året.
Media contact: Morten Eek, meek@statoil.com, +47 416 89 515
Media kontakt: Morten Eek, meek@statoil.com, +47 416 89 515
About the Njord field
Fakta om Njord-feltet
Discovered in 1986, production start in 1997
Funnet i 1986, startet produksjon i 1997
Located in the Norwegian Sea, 130 kilometres northwest of Kristiansund and 30 kilometres west of the Draugen field
Ligger i Norskehavet, 130 kilometer nordvest for Kristiansund og 30 kilometer vest for Draugenfeltet.
Water depth is 330 metres
Vanndybde 330 meter.
Producing oil and gas
Produserer olje og gass
Expected recovery is now 333 million barrels of oil equivalent (boe), a considerable increase from the 200 million boe anticipated in the PDO
Forventet utvinning er nå 333 millioner fat oljeekvivalenter, en betydelig økning fra 200 millioner fat oljeekvivalenter antatt i PUD
Development comprises a floating steel platform (Njord A) and a storage vessel (Njord Bravo)
Bygget ut med flytende stålplattform (Njord A) og lagringsskip (Njord Bravo)
Njord partners: Engie E&P Norge 40%, Dea E&P Norge 30%, Statoil (operatør) 20%, Faroe Petroleum Norge 7,5% and VNG Norge 2,5%
Partnerne i Njord: Engie E&P Norge 40%, Dea E&P Norge 30%, Statoil (operatør) 20%, Faroe Petroleum Norge 7,5% og VNG Norge 2,5%
Click the photos for larger versions - or use the download buttons
Klikk på bildene for å se større versjoner - eller bruk knappene for nedlasting
Photo: Johan Anthoniussen/Statoil
Photo: Johan Anthoniussen/Statoil
Download JPG 4 MB
Download JPG 4 MB
Photo: Johan Anthoniussen/ Statoil
Photo: Johan Anthoniussen/ Statoil
Photo: Thomas Sola/Statoil
Photo: Thomas Sola/Statoil
Download JPG 8 MB
Download JPG 8 MB
Download JPG 9 MB
Download JPG 9 MB
Download JPG 6 MB
Download JPG 6 MB
Download drone recording (large file)
Last ned droneopptak (stor fil)
Stock shots
Stock shots
The decision was presented at a meeting with employee representatives on Friday 11 March.
Avgjørelsen ble presentert i et møte med tillitsvalgte fredag 11. mars.
“Our industry is currently facing a very demanding situation.
– Hele vår industri er for tiden i en meget krevende situasjon.
Substantial, lasting cost reductions are therefore needed.
Derfor er det nødvendig med vesentlige og varige kostnadsreduksjoner.
CFO Hans Jakob Hegge
Hans Jakob Hegge, konserndirektør, Økonomi og Finans.
In November 2015 the company started investigating the basis for a business centre outside Norway to cut costs.
I november 2015 startet selskapet utredningen av grunnlaget for et business-senter utenfor Norge for å spare kostnader.
Selected services within business support and procurement were in scope for this centre.
Det var utvalgte tjenester innenfor områdene fellestjenester og anskaffelser som var aktuelle for senteret.
The considered number of employees was around 180, approximately half of them internal positions.
Bemanningsnivået som ble vurdert var 180 stillinger, hvorav halvparten ville vært interne stillinger.
“The evaluations have been thorough, and after an overall evaluation we choose not to progress this work.
– Utredningen har vært grundig, og etter en helhetsvurdering velger vi ikke å gå videre med dette arbeidet.
We must therefore identify other measures to reduce the level of costs.
Det betyr at vi må identifisere andre tiltak for å redusere kostnadsnivået.
Management and employee representatives share a common goal of strengthening the company’s competitiveness and profitability,” says Hegge.
Ledelsen og de tillitsvalgte har en felles målsetting om å styrke selskapets konkurransekraft og verdiskaping, sier Hegge.
That involves replacing the lining of one of the two carbon dioxide recovery columns on the platform, reports Arne Cock, field manager for the Sleipner area.
Innmaten i én av de to CO2-gjenvinningstankene på Sleipner T-plattformen skal byttes ut, opplyser Arne Cock, feltsjef på Sleipner.
"This is an extensive job, but a step in the right direction," says Mr Cock.
"Det er en omfattende jobb, men et skritt i riktig retning," sier Cock.
Normal output from this installation is 20.5 million standard cubic metres of gas per day.
Sleipner T produserer normalt 20,5 millioner standard kubikkmeter gass i døgnet.
Sleipner West has been on stream since 1996.
Feltet har vært i drift siden 1996.
Further reductions are being sought in the carbon dioxide content of gas from Statoil's Sleipner West field in the North Sea.
Statoil arbeider for å kutte innholdet av karbondioksid (CO2) i Sleipner-gassen ytterligere.
“We have all the time pointed out the high level of geological uncertainty related to Korpfjell.
– Vi har hele tiden påpekt den store geologiske usikkerheten knyttet til Korpfjell.
“Korpfjell is a structure of a size seldom seen on the Norwegian Continental Shelf and has attracted much interest, and the results of the first well in this frontier area of the Barents Sea have triggered broad and strong expectations.
– Korpfjell er en sjeldent stor struktur på norsk sokkel og har vært omfattet av stor interesse.
For this reason, it has been important to us to complete this drilling,” says Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK.
Det har derfor vært viktig for oss å få gjennomført denne boringen, sier Jez Averty, Statoils letedirektør i Norge og UK.
The main purpose of the well was to prove whether there was any oil in the large geological structure on Korpfjell.
Hovedmålet med brønnen var å påvise om det fantes olje i den store geologiske strukturen på Korpfjell.
The drilling has only proven small gas volumes.
Boringen har bare påvist små gassvolumer.
The gas discovery is estimated to contain 40-75 million barrels of recoverable oil equivalents (6-12 billion standard cubic metres of gas), but the volume is not large enough for a commercial development.
Gassfunnet er anslått til mellom 40 og 75 millioner fat oljeekvivalenter (6-12 milliarder standardkubikkmeter med gass), men volumet er ikke stort nok til å være mulig å utbygge på en lønnsom måte.
The gas was proven in the well’s main target.
Gassen ble påvist i brønnens hovedmål.
Statoil and its licence partners will now start analysing the well data acquired.
Statoil og partnerne i utvinningstillatelsen vil nå analysere innsamlede data fra brønnen.
“The results are of course disappointing, but it is too early to draw any conclusions on how this will impact the Barents Sea southeast area,” says Averty.
– Resultatet er selvsagt skuffende, men det er alt for tidlig å trekke konklusjoner om hva dette betyr for potensialet i Barentshavet sørøst, sier Averty.
Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK.
Jez Averty, Statoils letedirektør i Norge og UK.
“It is important to remember that you rarely succeed on the first try in a frontier area.
– Det er viktig å huske på at man sjelden treffer på første forsøk i et helt nytt område.
Thirty-three wells were drilled before the first commercial discovery was made in the Norwegian section of the North Sea.
Det ble boret 33 brønner før man gjorde det første kommersielle funnet i norsk del av Nordsjøen.
Even if we have learned a lot since 1969, we do not expect the first exploration well to give all the answers.
Selv om vi har lært mye siden 1969, er leting slik at vi ikke kan forvente at den første brønnen gir alle svarene.
We need further exploration to find out what this implies for the total resource potential of the Barents Sea southeast area,” he points out.
Så hva dette resultatet betyr for det totale ressurspotensialet i Barentshavet sørøst kan vi si først etter videre utforskning, fremholder han.
Statoil is planning both operated wells and participation in partner-operated wells in the Barents Sea southeast area in 2018.
Statoil planlegger både egen-opererte brønner og å delta i partneropererte brønner i Barentshavet sørøst i 2018.
These plans also include drilling the second commitment well in the Korpfjell licence PL 859.
Dette inkluderer også boring av den andre forpliktelsesbrønnen i Korpfjell-tillatelsen PL 859.
“Despite an exciting discovery in Kayak and traces of oil in Gemini North, we have so far not had a direct hit that may result in a new standalone field development.
– Til tross for et spennende funn i Kayak og spor av olje i Gemini Nord, har vi så langt i år ikke fått en fulltreffer som kan gi en ny selvstendig feltutbygging.
The campaign has however provided important clarifications and new information about the resource potential in the Barents Sea,” concludes Averty.
Kampanjen har så langt likevel gitt viktige avklaringer og ny informasjon om ressurspotensialet i Barentshavet, avslutter Averty.
Korpfjell is the fourth well in Statoil’s 2017 exploration campaign in the Barents Sea, where the Kayak oil discovery was announced on 3 July, the Blåmann gas discovery on 17 July and Gemini North on 7 August.
Korpfjell er fjerde brønn i Statoils letekampanje i Barentshavet i 2017, der oljefunnet Kayak ble kunngjort 3. juli, gassfunnet Blåmann 17. juli og Gemini Nord offentliggjort 7. august.
The drilling campaign is carried out in a safe and cost-effective manner, without serious incidents during the drilling of the first four wells.
Kampanjen gjennomføres på en sikker og kostnadseffektiv måte, uten alvorlige hendelser under boringen av de fire første brønnene.
The well is drilled by the Songa Enabler semi-submersible drilling rig, which will move to the Koigen Central prospect in licence PL718 in the western part of the Barents Sea when the well has been permanently plugged and abandoned.
Brønnen blir boret av den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler, som vil gå videre til Koigen Sentral-prospektet i utvinningstillatelsen PL718 i den vestlige delen av Barentshavet når brønnene er endelig plugget og forlatt.
Partners in Korpfjell (PL859): Statoil (operator) 30%, Chevron 20%, Petoro 20%, Lundin Norway 15% and ConocoPhillips 15%.
Partnere i Korpfjell (PL859): Statoil (operatør) 30 %, Chevron 20 %, Petoro 20 %, Lundin 15 % og ConocoPhillips 15 %..
Map of the Korpfjell licence JPG 1 MB
Kart over Korpfjell-lisensen JPG 1 MB
Detailed map of Korpfjell JPG 915 KB
Detaljert kart over Korpfjell JPG 915 KB
(Photo: Harald Pettersen))
(Foto: Harald Pettersen)
This information is subject of the disclosure requirements acc. to §5-12 vphl (Norwegian Securities Trading Act.
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12.
Notice of Annual General Meeting in Statoil ASA 11 May 2016 with appendice PDF 206 KB
Innkalling til generalforsamling i Statoil ASA 11. mai 2016 med vedlegg PDF 225 KB
The shares have been acquired at a price of NOK 102.70 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 102,70 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 11,888,017 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 11.888.017 aksjer.
The contract covers Statfjord, Gullfaks, their respective satellites and Veslefrikk in the North Sea, as well as Kristin and Norne in the Norwegian Sea.
Oppdraget omfatter Statfjord-feltet, Statfjord-satellittene, Gullfaks-feltet, Gullfaks-satellittene og Veslefrikk-feltet i Nordsjøen samt Kristin og Norne i Norskehavet.
It also includes an option for Vigdis, Tordis, Snorre and Visund in the North Sea, currently operated by Norsk Hydro but due to be taken over by Statoil on 1 January.
Kontrakten inneholder også mulighet for opsjon for de Norsk Hydro-opererte feltene Vigdis, Tordis, Snorre og Visund i Nordsjøen.
(Photo: Ole Jørgen Bratland/Statoil)
Oljedirektør Bente Nyland offentliggjorde IOR-prisen (Foto: Ole Jørgen Bratland/Statoil)
Director General of the Norwegian Petroleum Directorate (NPD), Bente Nylund, announced at the ONS 2016 Tuesday that the Åsgard licence was awarded the NPD’s prize for improved oil recovery (IOR) for their Åsgard subsea gas compression effort.
Oljedirektør Bente Nyland offentliggjorde på ONS tirsdag at Åsgardlisensen tildeles Oljedirektoratets (OD) IOR-pris for arbeidet med Åsgard havbunns gasskompresjon.
“The IOR prize has been given in recognition of their creativity, perseverance and venturousness in applying methods and technology for improving oil and gas recovery.
– IOR-prisen er en anerkjennelse for kreativitet, standhaftighet og risikovilje når det gjelder å ta i bruk metoder og teknologi som kan øke utvinningen av olje og gass.
This year’s IOR prize is awarded to the Åsgard licence for the licensees’ courage, ability and will to invest in advanced technology that will strongly help raise the recovery from Åsgard,” says Nylund.
Årets IOR-pris blir tildelt Åsgard-lisensen med bakgrunn i rettighetshavernes mot, evne og vilje til å beslutte investeringen om å ta i bruk avansert teknologi som vil bidra til å øke utvinningen fra Åsgard betydelig, sier Nyland.
In the autumn of 2015 Statoil started the world’s first subsea gas compression system at a water depth of more than 300 metres in the Norwegian Sea.
Høsten 2015 startet Statoil opp verdens første anlegg for havbunns gasskompresjon på over 300 meters havdyp i Norskehavet.
With the new technology the recovery from the Mikkel and Midgard reservoirs has been increased by as much as 306 million barrels of oil equivalent (boe), corresponding to a medium-sized field on the Norwegian continental shelf (NCS), and thereby extending the field’s life to 2032.
Med den nye teknologien økes utvinningen fra reservoarene Mikkel og Midgard med hele 306 millioner fat oljeekvivalenter, noe som tilsvarer et middels stort felt på norsk sokkel, og forlenger feltenes levetid fram mot 2032.
“We are very proud of receiving this prize, and even more proud of what we have achieved together with our licence partners.
– Vi er utrolig stolte av denne prisen, og enda mer stolte av det vi har fått til sammen med våre lisenspartnere.
Gas compression is one of Statoil’s key measures to provide higher and profitable volumes on existing NCS fields,” says head of Åsgard operations, Halvor Engebretsen, who received the prize on behalf of the other licensees.
Gasskompresjon er et av Statoils viktigste tiltak for å levere økte og lønnsomme volumer på eksisterende felt på norsk sokkel, sier produksjons-direktør på Åsgard, Halvor Engebretsen som på vegne av de øvrige lisenshaver tok i mot prisen.
Åsgard subsea gas compression is the world’s first and one of Statoil’s most radical innovation projects.
Åsgard havbunns gasskompresjon er verdens første og et av Statoils mest radikale innovasjonsprosjekter.
This technology represents a quantum jump that may contribute to major improvements in both the recovery rate and lifetime for a number of gas fields.
Teknologien representerer et kvantesprang som kan bidra til betydelige forbedringer i både utvinningsgrad og levetid for en rekke gassfelt.
In close collaboration with suppliers such as Aker Solutions, MAN and Technip, Statoil has qualified more than 40 new technologies.
I tett samarbeid med leverandører som Aker Solutions, MAN og Technip, har Statoil kvalifisert over 40 nye teknologier.
Statoil at ONS 2016 – Shaping the future of energy
How we see the future of our industry
OGCI Climate Investments (OGCI CI) will aim to deploy successfully-developed new technologies among member companies and beyond.
OGCI Climate Investments (OGCI CI) tar sikte på å anvende nye vellykkede teknologier som utvikles i medlemsselskapene og utenfor.
It will also identify ways to cut the energy intensity of both transport and industry.
OGCI CI skal også identifisere metoder for å redusere energiforbruket til både transport og industri.
Working in partnership with like-minded initiatives across all stakeholder groups and sectors, the OGCI CI believes its emission reduction impact can be multiplied across industries.
Gjennom samarbeid med likesinnede tiltak på tvers av alle interessentgrupper og sektorer mener OGCI CI at den resulterende utslippsreduksjonen kan mangedobles på tvers av bransjene.
This investment represents an unprecedented level of oil and gas industry collaboration and resource-sharing in this space.
Denne investeringen utgjør et unikt samarbeid og ressursutveksling i olje- og gassbransjen innen dette området.
This new, additional investment will complement the companies’ existing low emissions technology programs and will draw on the collective expertise and resources of the member companies.
Denne nye tilleggsinvesteringen vil supplere selskapenes eksisterende lavutslippsteknologi-programmer og vil trekke på medlemsselskapenes samlede ekspertise og ressurser.
Through discussions with stakeholders and detailed technical work, the OGCI has identified two initial focus areas: accelerating the deployment of carbon capture, use and storage; and reducing methane emissions from the global oil and gas industry in order to maximize the climate benefits of natural gas.
Gjennom samtaler med interessenter og detaljert faglig arbeid har OGCI identifisert to satsingsområder i første omgang: fremskynde anvendelsen av karbonfangst, -bruk og -lagring; og redusere metanutslipp fra verdens olje- og gassindustri for å maksimere klimafordelene av naturgass.
The OGCI believes that these are areas where the oil and gas industry has meaningful influence and where its collaborative work can have the greatest impact.
OGCI mener at dette er områder der olje- og gassbransjen har en relevant innflytelse og der samarbeidet kan ha størst innvirkning.
Beyond this, OGCI CI will make investments that support improving energy and operational efficiencies in energy-intensive industries.
Utover dette vil OGCI CI gjøre investeringer som fremmer forbedring av energi- og driftseffektiviteten i energikrevende bransjer.
OGCI CI will also work closely with manufacturers to increase energy efficiency in all modes of transportation.
OGCI CI skal også samarbeide med fabrikanter for å øke energieffektiviteten innen alle typer transport.
A CEO and management team for OGCI Climate Investments will be announced in the near future.
En toppdirektør og lederteam for OGCI Climate Investments vil bli kunngjort i nær framtid.
The closing of OGCI Climate Investments is subject to customary conditions including regulatory clearances as required.
Sluttføring av OGCI Climate Investments forutsetter at vanlige betingelser, blant annet myndighetsgodkjennelser, blir oppfylt.
About the oil and gas climate initative
The oil and gas climate initiative
The Oil and Gas Climate Initiative is designed to catalyze practical action to reduce greenhouse gas emissions.
The Oil and Gas Climate Initiative er utformet for å fremskynde praktiske tiltak for å redusere klimagassutslipp.
The OGCI was established following discussions during the 2014 World Economic Forum Annual Meeting, and was officially launched at the UN Secretary General’s Climate Summit in New York in September 2014.
OGCI ble etablert etter samtaler under Verdens økonomiske forums årlige møte i 2014, og ble offisielt lansert på FNs klimatoppmøte i New York i september 2014.
FACTS
FAKTA
OGCI Climate Investments to fund new ventures and projects that have the potential to significantly reduce emissions
OGCI Climate Investments skal finansiere nye satsinger og prosjekter som kan gi betydelige utslippsreduksjoner
Initial focus on deploying carbon capture, use and storage on a wide scale; enhancing the role of gas by reducing methane emissions along the value chain; and improving energy efficiency in both transport and industry
Fokus er i første omgang på omfattende bruk av karbonfangst, -bruk og -lagring; styrking av rollen til gass ved å redusere metanutslipp langs verdikjeden; og forbedring av energieffektiviteten i både transport og industri
More information about OGCI
Mer informasjon om OGCI
With this unprecedented joint initiative, the companies recognise both the importance of the climate challenge and the importance of energy to human life and well-being.
Dette nye initiativet bygger på selskapenes erkjennelse av klimautfordringene og betydningen av energi for økonomisk utvikling og velferd.
They acknowledge the current trend of greenhouse gas emissions is in excess of what the Intergovernmental Panel on Climate Change says is needed to limit global temperature rise to no more than 2 degrees Centigrade, and say they are ready to contribute solutions.
Selskapene anerkjenner at dagens utslipp av klimagasser ligger over det FNs klimapanel mener er nødvendig for å begrense den globale temperaturøkningen til maksimum to grader, og selskapene sier de er rede til å bidra med løsninger.
As the chief executives write:
Konsernsjefene i selskapene sier:
We now need governments around the world to provide us with this framework and we believe our presence at the table will be helpful in designing an approach that will be both practical and deliverable.”
– Vi ønsker at myndigheter rundt om i verden skal gi oss disse rammene og vi mener at vår deltakelse vil bidra til å utforme en fremgangsmåte som blir både praktisk og oppnåelig.
Paying for carbon letter PDF 527 KB
Paying for carbon letter PDF 527 KB
Letter on the Role of gas and Carbon pricing to media PDF 319 KB
Letter on the Role of gas and Carbon pricing to media PDF 319 KB
For press enquiries:
Kontaktpersoner:
Kim Blomley +44 11 8938 6568 Kim.Blomley@bg-group.com
Kim Blomley +44 11 8938 6568 Kim.Blomley@bg-group.com
David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
Eni
Eni
Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
Bård Glad Pedersen +47 91801791 barp@statoil.com
Bård Glad Pedersen +47 91801791 barp@statoil.com
Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Oil on the Troll field is found in thin oil columns and efficient recovery has required innovative solutions and technology.
Oljen på Troll-feltet er å finne i tynne oljekolonner og effektiv utvinning har krevd innovative løsninger og teknologi.