natgillin/translations-raw huggingface dataset:
According to Roger Lynum, asset owner representative for Skuld, the tempo has been incredible in the project, with difficult deadlines for suppliers and six installation vessels working in parallel out on the field.
Det har ifølge Roger Lynum, oppdragsleder for Skuld, vært et utrolig høyt tempo i prosjektet, med tøffe leveringsfrister for leverandører og opptil seks installasjonsfartøyer i parallell aktivitet ute på feltet.
This has been carried out with the same requirements to health, environment and safety as for other projects.
Dette har vært gjennomført med de samme kravene til helse, miljø og sikkerhet som for andre prosjekter.
Roger Lynum, asset owner representative for Skuld.
Roger Lynum, oppdragsleder for Skuld.
"The rapid execution has been made possible by close cooperation between licensees, authorities and the supplier industry.
– Den hurtige gjennomføringen har vært mulig gjennom tett samarbeid mellom lisensinnehaverne, myndighetene og leverandørindustrien.
I would like to use this opportunity to praise our partners for the success we have achieved here," says Lynum.
Jeg vil benytte anledningen til å rose våre samarbeidspartnere for denne suksesshistorien, sier Lynum.
The main contractors for the Skuld development have been Aker Solutions, Subsea 7, Aibel, National Oilwell and Sumitomo.
Hovedkontraktørene for Skuld-utbyggingen har vært Aker Solutions, Subsea 7, Aibel, National Oilwell og Sumitomo.
Increased life for Norne
Økt levetid for Norne
"Skuld will have a very positive impact on Norne's lifetime, which was estimated to 2021 without this addition.
– Skuld vil ha meget positiv effekt på levetiden til Norne, som uten denne tilveksten var beregnet til 2021.
We are envisioning production until 2030 at least, and there are opportunities for new activities involving exploration and further development in the Norne area.
Nå ser vi for oss produksjon minst frem til 2030, og det er muligheter for ny aktivitet med leting og videre utvikling i Norne-området.
With the technological development projects we now have underway, we are envisioning opportunities for increased recovery from existing fields," says Stenhaug.
Med de prosjektene vi har innen teknologiutvikling ser vi også for oss muligheter for økt oljeutvinning fra de feltene vi allerede har her, sier Stenhaug.
The average increase in daily production from Skuld over the next two years will be half of what is currently produced to Norne.
Gjennomsnittlig økning i daglig produksjon fra Skuld de neste to årene vil være ca halvparten av det som produseres inn til Norne nå.
The field amounts to 45% of the added production from fast-track projects in 2013.
Feltet utgjør 45 prosent av produksjonstilveksten fra fast-track-prosjekter i 2013.
"The most complex ever"
- Det mest komplekse
This is the sixth project completed with the Norne vessel from 2003 and until today.The Urd, Norne K, Alve, Norne M and Marulk fields have already been tied in.
Fra før er feltene Urd, Norne K, Alve, Norne M og Marulk tilknyttet.
"We have now succeeded in delivering another fast-track project more or less as planned, on budget and with good quality.
– Vi har nå lykkes i å levere nok et fast-track prosjekt tilnærmet på plan, på budsjett og med god kvalitet.
This has been the most complex fast-track project, connecting two fields with a shared development solution.
Dette har vært det mest komplekse fast-track prosjektet som har knyttet opp to felt med en felles utbyggingsløsning.
The project has completed more than 500 vessel days without any serious incidents, which has been a precondition for the success we have achieved.
– Det er utført over 500 fartøysdøgn uten alvorlige hendelser på prosjektet, og det er en forutsetning for et vellykket prosjekt.
Illustration of the Skuld field in the Norwegian Sea
Illustrasjon av Skuld-feltet i Norskehavet
"The success in Block 2 is the result of an ambitious and successful drilling campaign.
– Suksessen i blokk 2 er et resultat av en ambisiøs og vellykket borekampanje.
We have so far completed five wells within 15 months and will continue with further wells later this year.
Hittil har vi fullført fem letebrønner i løpet av 15 måneder, og vi vil fortsette med ytterligere brønner senere i år.
Recoverable gas volumes in the range of 10-13 Tcf brings further robustness to a future decision on a potential LNG project," says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil.
Utvinnbare gassvolumer i størrelsesorden 10-13 tcf styrker grunnlaget for en framtidig beslutning om et eventuelt LNG-prosjekt, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
The Tangawizi-1 discovery was made in sandstone of tertiary age.
Tangawizi-1-funnet ble gjort i sandstein av tertiær alder.
The new discovery is located 10 kilometres from the Zafarani and Lavani discoveries.
Det nye funnet ligger 10 kilometer fra funnene Zafarani og Lavani.
It is located in water depth of 2,300 metres and was drilled by the Ocean Rig Poseidon drilling rig.
Det ligger på 2.300 meters havdyp og ble boret av boreskipet Ocean Rig Poseidon.
Statoil and co-venturer ExxonMobil are also working to mature additional prospects in Block 2 and have recently acquired 3D seismic data in areas of Block 2 so far covered only by 2D seismic.
Statoil og partner ExxonMobil arbeider også med å modne flere prospekter i blokk 2, og har nylig samlet inn tredimensjonale seismiske data i områder på blokk 2 som hittil bare har vært dekket av 2D-seismikk.
"I am very satisfied to see how the organisation is able to rapidly follow up on the exploration success both by being able to develop a successful drilling strategy and to plan and complete the drilling operations in a safe and cost-effective manner," says Dodson.
– Jeg er godt fornøyd med å se hvordan organisasjonen klarer å følge raskt opp de vellykkede leteresultatene, både ved å utvikle borestrategier og planlegge og fullføre boreoperasjoner på en sikker og kostnadseffektiv måte, sier Dodson.
The Tangawizi-1 discovery is the venture's fourth discovery within a year, preceded by two high-impact discoveries with Zafarani-1 and Lavani-1, and a deeper discovery in a separate reservoir with Lavani-2.
Tangawizi-1-funnet er partnerskapets fjerde funn på ett år, og etterfølger to funn med stort potensial (high impact), Zafarani-1 og Lavani-1, samt et dypere funn i et separat reservoar med Lavani-2-brønnen.
The successful drilling results from Block 2 demonstrate how Statoil's strategy of focusing on high-impact opportunities is paying off and supports the company's ambition of international growth.
De gode boreresultatene fra blokk 2 viser at Statoils strategi om å satse på muligheter med stort potensial lønner seg og de støtter selskapets ambisjon om internasjonal vekst.
"The Tanzania government is pleased to learn about additional gas resources discovered in Block 2 and remains optimistic on future developments," says Hon. Prof. Sospeter Muhongo, Minister for Energy and Minerals in Tanzania.
- Tanzanianske myndigheter er fornøyd med at det er funnet ytterligere gassressurser i blokk 2 og er optimistiske med tanke på utviklingen framover, sier Prof. Sospeter Muhongo, Tanzanias minister for energi og mineraler.
Statoil has been in Tanzania since 2007, when it was awarded the operatorship for Block 2.
Statoil har vært i Tanzania siden 2007, da selskapet ble tildelt operatøransvaret for blokk 2.
Tanzania map - Tangawizi GIF 731 kB
Tanzania kart - Tangawizi GIF 731 kB
The discovery of 4-6 trillion cubic feet (Tcf) of natural gas in place in the Tangawizi-1 well brings the total in-place volumes up to 15-17 Tcf.
Funnet av 4-6 billioner kubikkfot (tcf) gass i Tangawizi-1-brønnen øker de samlede tilstedeværende volumene til 15-17 tcf.
Øivind Reinertsen, senior vice president for Johan Sverdrup field development.
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-utbyggingen.
The well proved a 13.5-metre oil column in a high-quality Jurassic reservoir and confirmed communication with the rest of the Johan Sverdrup field.
Brønnen påviste en 13,5 meter høy oljekolonne i jura bergarter i et reservoar av høy kvalitet, og bekreftet kommunikasjon med resten av Johan Sverdrup-feltet.
This represents an additional upside to the Johan Sverdrup resources.
Dette representerer en oppside til ressursene i Johan Sverdrup-feltet.
Results of well 16/5-3 in PL502 indicate as well that there may be further upside potential in the area.
Resultatene fra brønn 16/5-3 i PL502 viser også at det kan være et ytterligere oppsidepotensial i området.
Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway.
Gro Haatvedt, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
"The new subsurface data we got from well 16/5-3 have a positive impact on our evaluation of further upside potential west of the current outline of the Johan Sverdrup field," says Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway.
– De nye undergrunnsdataene vi fikk fra brønn 16/5-3 har også en positiv påvirkning på vår vurdering av det videre oppsidepotensialet vest for dagens omriss av Johan Sverdrup-feltet.
"Later this year Statoil will drill an exploration well in the Cliffhanger prospect in PL265.
Senere i år vil Statoil bore en letebrønn i Cliffhanger-prospektet i PL265.
Statoil is operator for production licence PL502 with an ownership share of 44.44%.
Statoil er operatør for PL502 med en eierandel på 44,44 prosent.
The licence partners are Petoro AS (33.33%) and Det norske oljeselskap ASA (22.22%).
Partnerne i lisensen er Petoro AS (33,33 prosent) og Det norske oljeselskap ASA (22,22 prosent).
For further details on the results of well 16/5-3 please see the NPD press release >>
Mer informasjon om resultatene fra brønn 16/5-3 er gitt i pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map - Johan Sverdrup Extension GIF 726 kB
Kart - Johan Sverdrup Extension GIF 727 kB
Well 16/5-3 was drilled in PL502 – the neighboring license to PL265 and PL501 – with a purpose of testing if the Johan Sverdrup field extends into this area.
Brønn 16/5-3 ble boret i PL502 – som grenser til PL265 og PL501 – for å finne ut om Johan Sverdrup-feltet strekker seg inn i dette området.
Following this, the share saving plan has 6,850,732 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 6.850.732 aksjer.
Smørbukk South Extension holds estimated recoverable reserves of 16.5 million barrels of oil equivalent, and will be developed with a new subsea template connected to existing infrastructure in the area.
Smørbukk Sør Extension er beregnet å inneholde 16,5 millioner fat med utvinnbare reserver, og skal bygges ut med en ny undervanns bunnramme koblet opp mot eksisterende infrastruktur i området.
Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils asset owner for Åsgard.
Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils produksjonsdirektør for Åsgard.
The recovered gas will be reinjected in the reservoir in order to maintain the reservoir pressure as oil is drained out.
Gassen reinjiseres i reservoaret for å opprettholde trykket etter hvert som olje dreneres ut.
The field will be connected to the Åsgard A installation (FPSO).
Feltet skal kobles opp mot produksjonsskipet Åsgard A.
"We've matured a profitable project out of a discovery from 1985.
– Vi har klart å få lønnsomhet i et funn fra 1985.
Experience from Åsgard operations, existing infrastructure and a bit of patience have contributed to an investment decision for this project.
Erfaring fra drift av Åsgard, eksisterende infrastruktur i området og ikke minst en god porsjon tålmodighet har bidratt til beslutning om realisering av dette prosjektet.
"In addition we will consider the use of a new well technology that will increase the recovery from this type of reservoir.
– I tillegg vil vi vurdere å ta i bruk ny teknologi som vil kunne øke utvinningen fra denne type reservoarer.
Smørbukk South Extension is a strategically important project that emphasises our ambitions to increase recovery from mature areas," says Astrid Helga Jørgenvåg, Statoil's asset owner for Åsgard.
Smørbukk Sør Extension er et strategisk viktig prosjekt som underbygger vår satsing på å øke utvinningen fra modne områder, sier Astrid Helga Jørgenvåg, Statoils produksjonsdirektør for Åsgard.
Ola Gussiås, Statoil's project manager for the Smørbukk South Extension project.
Ola Gussiås, Statoils prosjektleder i Feltutvikling for Smørbukk Sør Extension.
The Smørbukk South Extension project development will be based on standard equipment.
For prosjektet Smørbukk Sør Extension er konseptvalget basert på standardutstyr.
Pre-investments have been carried out in order to minimise the time from project sanction to production start-up.
Det er også gjennomført pre-investeringer slik at tiden fra investeringsbeslutning til produksjonsstart blir så kort som mulig.
Statoil will now award several contracts for the development.
Lisensen vil nå tildele flere kontrakter for utbyggingen.
Nexans was awarded the umbillical contract last year.
Nexans ble i fjor tildelt kontrakten på kontrollkabler.
Drilling operations are planned to start in early 2015, and production start-up is planned for September 2015.
Boreoperasjonene planlegges startet i januar 2015, mens produksjonsstart er planlagt i september 2015.
The lifetime of Smørbukk South Extension is estimated to be 12 years.
Levetiden er estimert til 12 år.
"With the investment decision for Smørbukk South Extension, another piece in the puzzle is now in place for the development of the Åsgard field.
– Med planene for Smørbukk Sør Extension er nok en brikke på plass for videreutvikling av Åsgard-feltet.
The project will contribute to the prolonged lifetime on Åsgard A and will facilitate the development of other projects and prospects in the area," says Ola Gussiås, Statoil's project manager for the Smørbukk South Extension project.
Prosjektet vil bidra til forlenget levetid på Åsgard A, og vil legge til rette for utvikling av nye prosjekter i området, sier Ola Gussiås, Statoils prosjektleder i Feltutvikling for Smørbukk Sør Extension.
The total investments are estimated to be about NOK 3.5 billion.
De totale investeringene er estimert til om lag 3,5 milliarder kroner.
Facts about Smørbukk South Extension
Fakta om smørbukk Sør Extension
Åsgard consists of the Smørbukk, Smørbukk South and Midgard fields.
Åsgard består av feltene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard.
Åsgard is developed with Åsgard A (floating production vessel, FPSO), Åsgard B (semi-submersible platform) and Åsgard C (storing and offloading vessel, FSO).
Åsgard er bygget ut med Åsgard A (produksjonsskip), Åsgard B (halvt nedsenkbar plattform) og Åsgard C (lagerskip)
Åsgard B is also the host platform for the Mikkel, Morvin and Yttergryta fields.
Åsgard B er også vertsplattform for Mikkel, Morvin og Yttergryta.
Smørbukk South Extension is an improved oil recovery (IOR) project that includes one multilateral well with two oil producing branches, a gas injection well, and a a new subsea template with available slots for future wells.
Smørbukk Sør Extension er et såkalt IOR (Increased Oil Recovery) prosjekt som består av en to-grens oljeproduserende brønn, en gassinjeksjonsbrønn og en ny havbunnsramme med plass for framtidige brønner.
The template will be connected to existing infrastructure in the area.
Rammen kobles opp mot eksisterende infrastruktur i området.
Recoverable reserves are estimated to be 16.5 million barrels of oil equivalent (boe).
Utvinnbare reserver er estimert til 16,5 millioner fat oljeekvivalenter
Investment decision in March 2013, production start-up in 3Q 2015.
Investeringsbeslutning i mars 2013, produksjonsstart planlagt i 3. kvartal 2015.
Total investments are estimated to be about NOK 3.5 billion.
Totale investeringer er estimert til om lag 3,5 milliarder kroner
The other partners in the licence are Petoro AS (35.69%), Eni Norge AS (14.82%), Total E&P Norge AS (7.68%) and ExxonMobil (7.24%).
De øvrige partnerne i lisensen er Petoro AS (35,69 prosent), ENI Norge AS (14,82), Total E&P Norge AS (7,68) og ExxonMobil (7,24)
Smørbukk South Extension will be connected to the Åsgard A FPSO.
Smørbukk Sør Extension skal kobles opp mot produksjonsskipet Åsgard A.
As the world’s largest offshore operator and a leader in subsea technology, Statoil has been a partner in several major discoveries in Gulf of Mexico (GoM), including Julia, Stampede, Vito and the Statoil-operated Logan discovery.
Som verdens største offshore-operatør og ledende innen undervannsteknologi, har Statoil vært partner i flere store funn i Mexicogolfen, blant annet Julia, Stampede og Vito, samt det Statoil-opererte Logan-funnet.
“The lease additions underscore our commitment to increased investment in North America, which we see as a core region for long-term growth.
– De nye lisensene understreker vår forpliktelse om ytterligere investeringer i Nord-Amerika, som vi anser som et kjerneområde for langsiktig vekst.
Our strategy involves acquiring prospects across a range of plays and technical maturity,” Finnstrom says.
I tråd med vår strategi går vi inn i prospekter med en rekke ulike letemodeller og modningsgrader.
“Walker Ridge 271 was our number-one priority lease and we are very pleased to have placed the highest bid on this impact prospect that we call Monument.”
Walker Ridge 271 var vårt førstevalg i tildelingen og vi er veldig fornøyd med å ha levert det høyeste budet på dette prospektet som vi kaller Monument, sier Finnstrom.
Statoil is partner in three GoM-producing fields and seven fields under development.
Statoil er partner i tre felt i produksjon og sju under utvikling i Mexicogolfen.
The company plans to drill two to three wells within the next 12 months in the GoM as operator, while also participating in an additional one to two wells drilled by its partners.
Selskapet planlegger å bore to til tre brønner som operatør i løpet av de neste 12 månedene i Mexicogolfen, og deltar i ytterligere en til to partneropererte brønner.
Statoil is operator of some of the world’s largest oil and gas discoveries over the last couple of years and has a strong safety and environmental record.
Statoil er operatør for noen av verdens største olje- og gassfunn de siste par årene, og har en svært god sikkerhets- og miljøhistorikk.
The company has been active in North America for 25 years and has acquired a broad portfolio with offshore and onshore assets in Canada and the U.S.
Selskapet har vært aktivt i Nord-Amerika i 25 år, og har i løpet av de siste sju årene skaffet seg en bred portefølje både på land og til havs i Canada og USA.
The lease sale on 20 March was conducted by the Bureau of Ocean Energy Management (BOEM).
Lisenssalget 20. mars ble gjennomført av det amerikanske myndighetsorganet Bureau of Ocean Energy Management (BOEM).
Statoil’s high bids are subject to review and final approval by the BOEM.
Statoils vinnerbud er gjenstand for vurdering og endelig godkjenning fra BOEM.
Enlarge >
Enlarge >
Erik Finnstrom, senior vice president, Exploration, Statoil North America
Erik Finnstrom, letedirektør, Nord-Amerika
“We are pleased with today’s outcome,” says Erik Finnstrom, Statoil senior vice president of Exploration for Statoil in North America.
– Vi er godt fornøyd med dagens tildeling.
We increased our production by 8% in 2012, in line with the target we announced in 2011, and financial results and cash flows were solid," writes chief executive Helge Lund in his introduction to the annual and sustainability report.
Vi økte produksjonen med 8% i 2012, i henhold til planen vi kunngjorde i 2011, og leverte solide finansielle resultater og kontantstrøm, skriver konsernsjef Helge Lund i sin innledning til års- og bærekraftrapporten.
Statoil continued its strong exploration performance, adding more than 1.5 billion barrels in new resources in 2012, its best result in more than a decade.
Statoil fortsatte å levere gode leteresultater, og la til mer enn 1,5 milliarder fat i nye ressurser i 2012, det beste resultatet på mer enn et tiår.
In addition the company secured access to new acreage that will be important for the long-term development of Statoil.
I tillegg har selskapet sikret tilgang på nytt leteareal som vil være viktig for den langsiktige utviklingen av Statoil.
"Safe, secure and efficient operations remain our key priorities.
– Trygg, sikker og effektiv drift er fortsatt våre viktigste prioriteter.
Over the past years we have made good progress and our strong performance continued in 2012.
I løpet av de seneste årene har vi hatt god fremgang, og de sterke resultatene fortsatte i 2012.
Our thoughts and sympathies are with everyone affected by this tragedy.
Våre tanker og medfølelse går til alle de som er berørt av denne tragiske hendelsen.
Maximising learning from this incident will be a key priority for Statoil in 2013 and beyond," writes Lund.
En hovedprioritet for Statoil i 2013 og videre vil være å sikre maksimal læring fra denne hendelsen, skriver Lund.
Statoil's annual report presentation this year features an interactive feature which enables users to further analyse the company's performance in a range of dimensions.
Statoils årsrapport for 2012 presenterer en interaktiv tjeneste som gjør brukere i stand til å ytterligere analysere selskapets resultater i en rekke dimensjoner.
Our sustainability reporting is also integrated in the report.
Bærekraftrapporten er også integrert i rapporten.
"This reflects our commitment to long-term, sustainable growth in line with the principles of the UN Global Compact," Lund writes.
– Dette gjenspeiler vår forpliktelse til langsiktig, bærekraftig vekst i tråd med prinsippene i FN-initiativet Global Compact, skriver Lund.
The legally required part of the annual and sustainability report will be available in a printed version on 15 April at the latest, together with the printed version of Form 20-F and Statoil In Brief 2012/2013.
Den lovpålagte delen av års- og bærekraftrapporten vil være tilgjengelig senest 15. april i trykt utgave, sammen med den trykte utgaven av Form 20-F og Statoil In Brief 2012/2013.
Interested parties can download parts of or the report in its entirety at www.statoil.com/downloads, while printed versions can be ordered at www.statoil.com/orderreports.
Brukere kan laste ned hele eller deler av rapporten på www.statoil.com/downloads, mens trykte utgaver kan bestilles på www.statoil.com/orderreports.
Press: Bård Glad Pedersen, press spokesperson, Tel: +47 918 01 791
Presse: Bård Glad Pedersen, pressetalsperson, Tlf: +47 918 01 791
"During 2012, Statoil made good operational and strategic performance.
– 2012 har vært et år med sterk industriell og strategisk fremgang for Statoil.
The Norwegian Sea's Norne field and the Statfjord East, Statfjord North, Gullfaks and Veslefrikk fields in the North Sea all operated at lower production during March.
Norne-feltet i Norskehavet samt Statfjord Øst, Statfjord Nord, Gullfaks og Veslefrikk i Nordsjøen kjørte med redusert produksjon i perioden.
The North Sea's Glitne field was shut down for just over two days.
Glitne-feltet i Nordsjøen var helt nedstengt i vel to døgn.
Production was normal on the other Statoil-operated oil fields.
De øvrige Statoil-opererte oljefeltene produserte som normalt.
After 1 April all fields are again producing normally, while complying with the output limits set for the second quarter.
Etter 1. april produserer alle feltene igjen som normalt, men innenfor produksjonsbegrensningen som gjelder for andre kvartal.
The Ministry of Petroleum and Energy usually issues production licences to each field on the NCS for a year at a time.
Olje- og energidepartementet gir vanligvis produksjonstillatelser for ett år om gangen for hvert felt på norsk sokkel.
Norway has made a commitment to produce no more than 3.02 million barrels per day on average in the first six months of this year.
I første halvår 2002 har Norge forpliktet seg til ikke å produsere mer enn 3,02 million fat per dag i gjennomsnitt.
The production licences for the first and second quarters have been made on that basis.
Produksjonstillatelsene for første og andre kvartal er utformet på dette grunnlaget.
Statoil reduced oil output from six of the fields it operates on the Norwegian continental shelf (NCS) for some periods of March.
Statoil reduserte oljeproduksjonen på seks egenopererte felt på norsk sokkel i deler av mars måned.
Acquired shares
Kjøpt
1,453
1 453
Nafstad, Hilde
Nafstad, Hilde
1,089
1 089
4,690
4 690