natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The new facility can produce diesel which meets all current requirements to quality for this product, even exceeding the European Union requirements set to become standard in 2005.
Det nye anlegget kan produsere diesel som møter alle hittil fremsatte krav til kvalitet, også strengere enn de kravene EU forventes å iverksette i 2005.
The sulphur content of diesel oil will be cut by 80 per cent, from 0.005 to just 0.001 per cent.
Mens innholdet av svovel i dag er 0,005 prosent, vil det kun bli 0,001 prosent.
In other words, diesel will be virtually free of sulphur.
Dieselen vil, med andre ord, praktisk talt bli svovelfri.
"We expect to produce about one million tonnes of sulphur-free diesel annually," says John Berg, vice president of the Kalundborg refinery.
"Vi forventer å produsere om lag én million tonn svovelfri diesel årlig.
Next year, Statoil's Mongstad refinery near Bergen will also be able to produce petrol and diesel oil with virtually no sulphur content.
Neste år kan også det Statoil-opererte raffineriet på Mongstad i Hordaland produsere tilnærmet svovelfri bensin og diesel.
As of today, 1 July, Statoil's Kalundborg refinery near Copenhagen in Denmark can deliver diesel with virtually no sulphur content.
I dag, 1. juli, kan Statoils raffineri i Kalundborg på Sjælland i Danmark levere nær svovelfri diesel.
Continued quality in project delivery and execution enables the Johan Sverdrup partnership to further reduce investment costs for the first phase of the development by NOK 5 billion to NOK 92 billion.
Kvalitet i prosjektleveranser og -gjennomføring gjør at Johan Sverdrup-partnerne kan redusere investeringskostnadene med ytterligere 5 milliarder kroner til 92 milliarder kroner for første fase av utbyggingen.
“The Johan Sverdrup project continues to deliver ahead of expectations, thanks to solid collaboration between Statoil, its partners and our suppliers.
– Johan Sverdrup-prosjektet fortsetter å levere over forventningene, takket være solid samarbeid mellom Statoil, partnerne og våre leverandører.
Since the plan for development and operation (PDO) of the Johan Sverdrup field was approved by Norwegian authorities, planned investments for Johan Sverdrup have been reduced by more than NOK 30 billion (capex numbers in nominal terms based on project currency).
Siden plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Sverdrup-feltet ble godkjent av norske myndigheter, har planlagte investeringer for første fase blitt redusert med mer enn 30 milliarder kroner (investeringskostnader i nominell verdi basert på prosjekt-valuta).
This further strengthens the robustness of the project and increases the value generated by the project for the owners and society.
Dette gjør prosjektet enda mer robust, og øker verdien av prosjektet for eierne og samfunnet.
This investment update coincides with the assembly operation of the Johan Sverdrup drilling platform which is taking place these days in Klosterfjorden, near Stord in Norway.
Det oppdaterte investeringsanslaget sammenfaller med sammenstillingen av boreplattformen for Johan Sverdrup, som finner sted i disse dager i Klosterfjorden ved Stord.
Eldar Sætre, President and CEO of Statoil.
Eldar Sætre, konsernsjef i Statoil.
Margareth Øvrum, Executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
“The drilling platform assembly here in Klosterfjorden is a result of high quality planning and execution in close collaboration with our suppliers.
– Sammenstillingen av boreplattformen her i Klosterfjorden er et resultat av utmerket planlegging og gjennomføring i nært samarbeid med våre leverandører.
“In the second half of this project, the many elements of this giant project will be carefully pieced together.
– I tiden framover skal de mange elementene av gigantprosjektet sammenstilles.
It is a challenging phase in any project.
Det er en utfordrende fase i ethvert prosjekt.
The size of Johan Sverdrup certainly adds a level of complexity, and the same level of safety, quality and precision in execution will be needed to succeed going forward.
Størrelsen på Johan Sverdrup øker kompleksiteten i arbeidet, og samme høye sikkerhets-, kvalitets- og presisjonsnivå kreves i gjennomføringen for å lykkes.
It is key to maintain the safety focus and to continue work closely with our suppliers,” states Øvrum.
Det vil være svært viktig å opprettholde fokus på sikkerhet og samarbeid tett med leverandørene våre også i fortsettelsen, erklærer Øvrum.
A press briefing will be held with CEO Eldar Sætre and EVP Margareth Øvrum and representatives from Aibel at Klosterfjorden at 11am on Monday 4 September.
Det blir holdt et pressemøte med konsernsjef Eldar Sætre og konserndirektør Margareth Øvrum samt representanter fra Aibel i Klosterfjorden mandag 4. september kl.
Johan Sverdrup is one of the five biggest oil fields on the Norwegian continental shelf.
Johan Sverdrup er et av de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With expected resources of between 2.0 – 3.0 billion barrels of oil equivalent, it will be one of the most important industrial projects in Norway over the next 50 years.
Med antatte ressurser på mellom 2.0 – 3.0 milliarder fat oljeekvivalenter, blir det et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
Johan Sverdrup will be developed in several phases.
Johan Sverdrup blir bygget ut i flere faser.
Concept decision for Phase 2 was made earlier this year and the selected concept consists of another process platform (P2), modifications to the riser platform and subsea wells.
Konseptvalg for fase 2 ble gjort tidligere i år, og konseptet som ble valgt består av en ekstra prosessplattform (P2), modifiseringer av stigerørsplattformen og havbunnsbrønner.
Phase 1 is expected to start up in late 2019 with production capacity estimated at 440,000 barrels of oil per day.
Første fase skal etter planen starte opp sent i 2019, med en produksjonskapasitet som er anslått til 440.000 fat olje per dag.
Phase 2 is expected to start up in 2022, with full field production estimated at 660,000 barrels of oil per day.
Fase 2 ventes å starte opp i 2022, med full feltproduksjon som er anslått til 660.000 fat olje per dag.
Peak production on Johan Sverdrup will be equivalent to 25% of all Norwegian petroleum production.
Platåproduksjonen på Johan Sverdrup vil tilsvare 25 % av all norsk petroleumsproduksjon.
PARTNERS: Statoil 40,0267% (operator), Lundin Norway 22,6%, Petoro 17,36%, AkerBP 11,5733% and Maersk Oil 8,44%
PARTNERE: Statoil: 40,0267 % (operatør), Lundin Norway: 22,6 %, Petoro: 17,36 %, AkerBP: 11,5733 % og Maersk Oil: 8,44 %
Related pages and downloads
Relaterte sider og nedlastinger
First sign of Johan Sverdrup emerging offshore
Første synlige del av Johan Sverdrup på plass
Photo from the assembly operation in Klosterfjorden (Photo: Arne Reidar Mortensen) JPG 8 MB
Foto fra sammenstillingen i Klosterfjorden (Foto: Arne Reidar Mortensen) JPG 8 MB
Two years after Valemon came on stream Statoil has made a new gas discovery on the field, called Valemon West.
To år etter at Valemon kom i drift har Statoil gjort et nytt gassfunn på feltet, kalt Valemon Vest.
The discovery is estimated to contain between 20 and 50 million barrels of oil equivalent.
Funnet er anslått å være mellom 20 og 50 millioner fat oljeekvivalenter.
“This is an important discovery for the further development of Valemon,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president for the operations west cluster, which covers the company’s Bergen-operated fields.
– Dette er et viktig funn for den videre utviklingen av Valemon, sier Gunnar Nakken, Statoils direktør for Drift Vest, området som består av Statoils felter som driftes fra Bergen.
"These new reserves can be put on stream immediately and will add considerable value.
– Dette er nye reserver som kan settes i umiddelbar produksjon og som vil bidra med god verdiskapning.
The discovery proves that there are still good opportunities in the North Sea, an area we know well, and its infrastructure is extensive," says Nakken.
Funnet viser at det fortsatt er gode muligheter i Nordsjøen, der vi er godt kjent og har en velutviklet infrastruktur, sier Nakken.
"We are very pleased to announce our second discovery in 2017.
– Vi er meget fornøyd med å ha gjort vårt andre funn i 2017, sier Jez Averty, letedirektør i Norge og Storbrittania.
Discoveries like this one and Cape Vulture are valuable contributions to existing fields," says Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK.
Funn som dette og Cape Vulture gir verdifulle bidrag til eksisterende felt, fortsetter Averty.
The well was drilled 160 kilometres north-west of Bergen.
Brønnen ble boret 160 km nordvest for Bergen.
This is the seventh exploration well that is being drilled in production licence 193 D, Valemon Unit.
Dette er den syvende letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse PL193 D, innenfor Valemon Unit.
The exploration well was drilled from Valemon by the jackup rig West Elara to a vertical depth of 4,337 metres below sea level.
Letebrønnen ble boret fra Valemon med den oppjekkbare riggen West Elara til et vertikalt dyp på 4337 meter under havoverflaten.
Water depth in the area is 133.5 metres.
Havdypet er 133,5 meter.
The well is currently being completed and put on stream from the Valemon platform.
Brønnen blir nå komplettert og satt i produksjon fra Valemon-plattformen.
The Valemon reservoir is complex because it is fragmented and also because of its high pressure and high temperature.
Reservoaret i Valemon er komplisert, både fordi det er oppstykket, men også på grunn av høyt trykk og høy temperatur.
The Valemon Unit partners are Statoil Petroleum AS (operator, 53.775%), Petoro AS (30%), Centrica Resources (Norge) AS (13%) and A/S Norske Shell (3.225%).
Partnerskapet i Valemon Unit består av Statoil Petroleum AS (operatør, 53,775%), Petoro AS (30%), Centrica Resources (Norge) AS (13%) og A/S Norske Shell (3,225%).
Facts about Valemon
Fakta om Valemon
Field development consisting of a remote-operated, fixed jacket platform with a gas, condensate and water separation facility.
Feltet er bygget ut med en ubemannet, bunnfast stålplattform med separasjonsanlegg for gass, kondensat og vann.
Gas from Valemon is transported via the existing pipeline from Huldra to Heimdal, which is a hub for further transportation to European gas markets.
Gassen fra Valemon transporteres via den eksisterende rørledningen fra Huldra til Heimdal, som er et knutepunkt for transport videre til gassmarkedene i Europa.
Condensate is piped to Kvitebjørn for stabilisation and further transport to the Mongstad processing complex north of Bergen.
Kondensatet transporteres i rørledning til Kvitebjørn for stabilisering og videre transport til Mongstad-raffineriet i Hordaland.
A submarine cable transmits electricity from Kvitebjørn to Valemon.
En sjøkabel forsyner Valemon med elektrisk kraft fra Kvitebjørn.
The plan for development and operation (PDO) of the Valemon field was approved by the Ministry of Petroleum and Energy in June 2011.
Plan for utbygging og drift (PUD) av Valemon-feltet ble godkjent av Olje- og energidepartementet i juni 2011.
Field production started on 3 January 2015.
Produksjonsstart var 3. januar 2015.
The well also proved oil.
Brønnen påviste også olje.
The well was drilled in license PL 855.
Brønnen ble boret i lisens PL 855.
This is the first well drilled in the acreage awarded in Norway’s 23rd licensing round.
Dette er første brønn som er boret i letearealet tildelt i 23. konsesjonsrunde på norsk sokkel.
“The well was drilled with the ambition of proving up additional oil resources in the vicinity of the Wisting discovery, but like the previous Blåmann well, we discovered gas,” says Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK.
– Ambisjonen for brønnen var å påvise ytterligere oljeressurser i nærheten av Wisting-funnet, men som for Blåmann-brønnen, fant vi gass, sier Jez Averty, letedirektør for Norge og Storbritannia.
“While this well proved a non-commercial gas discovery, the results provide grounds for cautious optimism for additional potential both within this license and the Hoop Area” Averty continues.
– Selv om hovedkonklusjonen er at det ikke er et drivverdig gassfunn, gir brønnresultatene grunn til forsiktig optimisme om ytterligere potensial både innenfor denne lisensen og i Hoop-området, tilføyer Averty.
Jez Averty, senior vice president, exploration Norway and UK
Jez Averty, letedirektør, Norge og Storbritannia
“We have over time secured a significant portfolio in the Hoop-area and what we have learned from this well will be important when we plan to test some of that acreage in 2018,” Averty points out.
– Vi har over tid sikret oss en betydelig portefølje i Hoop-området, og det vi har lært av dette funnet vil være viktig når vi planlegger å teste noe av området i 2018, påpeker Averty.
The discovery is in the Hoop area, approximately 30 kilometers northeast of the Wisting discovery.
Funnet er i Hoop-området, omkring 30 kilometer nordøst for Wisting-funnet.
Recoverable volumes are estimated at 0.4-1 billion standard cubic meters (BCM), approximately 2-6 million barrels of oil equivalent (BOE).
Utvinnbare volumer er anslått til 0,4-1 milliard standard kubikkmeter, omkring 2-6 millioner fat oljeekvivalenter (foe).
In addition, there was proved oil, amounting to approximately 0,5-2 million barrels of recoverable oil.
I tillegg ble det påvist omkring 0,5-2 millioner fat utvinnbar olje.
This is the third discovery in Statoil’s 2017 Barents Sea exploration campaign, following the Kayak oil discovery announced on 3 July and the Blåmann gas discovery announced on 17 July.
Dette er tredje funn i Statoils letekampanje i Barentshavet i 2017, der oljefunnet Kayak ble kunngjort 3. juli og gassfunnet Blåmann 17. juli.
The well was drilled by the “Songa Enabler” semisubmersible drilling rig, which will now move to the Korpfjell prospect in license PL859 in the Barents Sea southeast.
Brønnen ble boret av den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler, som nå går videre til Korpfjell-prospektet i lisens PL859 i sørøstlig del av Barentshavet.
Licensees in Gemini North (PL855):
Partnere i Gemini Nord (PL855):
Statoil (operator) 55 %
Statoil (operatør) 55 %
OMV 25 %
OMV 25 %
Petoro 20 %
Petoro 20 %
Licensees in Korpfjell (PL859)
Partnere i Korpfjell (PL859)
Statoil (operator) 30 %
Statoil (operatør) 30 %
Chevron 20 %
Chevron 20 %
Lundin 15 %
Lundin 15 %
ConocoPhillips 15 %
ConocoPhillips 15 %
Map – Gemini Nord PDF 216 KB
Map – Gemini Nord PDF 216 KB
Why it's responsible to explore the barents sea
Derfor er det forsvarlig å lete i barentshavet
getting off to a good start in the barents sea
God start i barentshavet
(Photo: E.ON)
(Foto: E.ON)
Statoil today enters the German offshore wind market, through a 50% acquisition of the Arkona offshore wind farm.
Statoil går i dag inn på det tyske havvind-markedet ved å kjøpe en andel på 50 prosent i havvindparken Arkona.
Statoil and E.ON also announce the final investment decision on the 385 megawatt project.
Statoil og E.ON kunngjør også endelig investeringsbeslutning for prosjektet, som har en kapasitet på 385 megawatt.
The estimated total investment for the project will be in excess of EUR 1.2 billion.
Samlede investeringer i prosjektet anslås til i overkant av 1,2 milliarder euro.
The Arkona wind farm will provide renewable energy for up to 400,000 households in Germany, making it one of the largest ongoing offshore wind developments in Europe.
Havvindparken Arkona vil forsyne inntil 400.000 hjem i Tyskland med fornybar energi, noe som gjør den til et av de største utbyggingsprosjektene innen havvind i Europa i dag.
“We are pleased to announce our decision to develop this significant offshore wind project together with E.ON.
– Vi er glade for å kunngjøre vår beslutning om å bygge ut dette store havvind-prosjektet sammen med E.ON.
This investment is in line with our strategy to gradually complement our oil and gas portfolio with profitable renewable energy and other low-carbon solutions,” says Eldar Sætre, Statoil’s president and CEO.
Denne investeringen er i tråd med vår strategi om gradvis å supplere vår olje- og gassportefølje med lønnsom fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
“We are also pleased to develop this project in Germany, where Statoil is the second-largest supplier of natural gas.
– Vi er også glade for å utvikle dette prosjektet i Tyskland, der Statoil er den nest største gassleverandøren.
We have been delivering gas from Norway through three direct pipelines for over 35 years, and Statoil’s entry into German offshore wind adds a new dimension to the Norwegian-German energy partnership,” says Sætre.
Vi har levert gass direkte fra Norge gjennom tre rørledninger i over 35 år, og når Statoil nå går inn i tysk havvind skaper det en ny dimensjon i det norsk-tyske energisamarbeidet, sier Sætre.
Eldar Sætre, Statoil’s president and CEO.
Konsernsjef Eldar Sætre.
The addition of Arkona increases the total energy production capacity of the offshore wind projects in Statoil’s portfolio by around 50 per cent, and the company’s own production capacity by 65 per cent.
Med Arkona øker den totale produksjonskapasiteten for prosjektene i Statoils havvind-portefølje med rundt 50 prosent og selskapets egen produksjonskapasitet innen havvind med 65 prosent.
The projects now have a combined capacity of more than 1100 MW, supporting more than 1 million European homes with renewable energy.
Vindprosjektene har nå en samlet kapasitet på over 1100 MW, og kan forsyne over én million europeiske hjem med fornybar energi.
“Statoil is an established player in offshore wind, leveraging our more than 40 years of experience from offshore oil and gas projects to create value,” says Irene Rummelhoff, Statoil´s executive vice president for New Energy Solutions.
– Statoil er en etablert aktør innen havvind, der vi bruker vår erfaring gjennom mer enn 40 år fra olje- og gassprosjekter offshore til å skape verdier, sier Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger.
“We already have a solid portfolio of wind projects in the United Kingdom.
– Vi har allerede en solid portefølje av vindprosjekter i Storbritannia.
With our entry into the German wind market and participation in the Arkona development from the start, we further strengthen our position in this attractive and growing industry,” she adds.
Ved å gå inn på det tyske vindmarkedet og delta i Arkona-utbyggingen fra begynnelsen, styrker vi vår posisjon ytterligere i denne attraktive og voksende industrien, tilføyer hun.
The Arkona wind farm will be located in the Baltic Sea, 35 kilometres northeast of the Rügen island in Germany, southwest of the Danish island of Bornholm.
Havvindparken Arkona skal ligge i Østersjøen, 35 kilometer nordøst for øya Rügen i Tyskland, og sørvest for den danske øya Bornholm.
It will consist of 60 six-megawatt turbines, to be mounted on monopile foundations installed at water depths of 23 to 37 metres.
Den skal bestå av 60 turbiner, hver med en kapasitet på 6 MW, som installeres på bunnfaste monopeler i et område med 23 til 37 meters havdyp.
“This project offers ideal conditions for further reducing the costs of offshore wind and will take us a big step toward realizing our goal of making renewables truly competitive.
– Dette prosjektet gir ideelle muligheter for å redusere kostnadene ved havvind ytterligere, og vil føre oss et stort skritt fram mot målet vårt om å gjøre fornybar energi virkelig konkurransedyktig.
We’re pleased to be partnering with Statoil, which has outstanding expertise working in challenging offshore environments,” says E.ON Climate & Renewables CEO Michael Lewis.
Vi er glade for samarbeidet med Statoil, som har enestående fagkunnskaper fra arbeid i utfordrende havområder, sier Michael Lewis, konsernsjef for Klima & Fornybar energi (Climate & Renewables) i E.ON.
Irene Rummelhoff, Statoil´s executive vice president for New Energy Solutions.
Irene Rummelhoff, Statoils konserndirektør for Nye energiløsninger.
E.ON will have responsibility for building and operating the wind farm.
E.ON har ansvaret for å bygge og drive havvindparken.
Up to 400 people will help build the wind farm during the two-year construction phase.
Inntil 400 personer vil delta i byggingen av Arkona i løpet av byggeperioden på to år.
Start of electricity production is expected in 2019.
Strømproduksjonen skal etter planen starte i 2019.
Map of Arkona wind farm
Kart over vindparken Arkona
Our offshore wind projects
Våre vindprosjekter
Arkona offshore wind farm presentation PDF 570 KB
Presentasjon av havvindparken Arkona PDF 570 KB
Up to 27,000 tonnes of polluted water will be shipped this year to Stigsnæs Industrimiljø, while the planned volume in 2000 totals 15,000 tonnes.
Inntil 27.000 kubikkmeter forurenset vann skal i år fraktes til Danmark, mens det neste år dreier seg om rundt 15.000 kubikkmeter.
The framework agreement between the Danish company and Statoil runs for up to 20 years.
Rammeavtalen mellom Stignæs Industrimiljø og Statoil gjelder for inntil 20 år.
Polluted water from Statoil's Kårstø complex north of Stavanger is to be used by a Danish waste treatment company to feed bacteria.
Det danske renseanlegget Stigsnæs Industrimiljø skal benytte forurenset vann fra industrianlegget Kårstø i Rogaland som føde for bakterier.
It would have cost more than NOK 100 million to build a biological treatment plant at the site, such a unit is complicated and difficult to operate, and a solution was still needed for the residual sludge.
Det ville ha kostet over 100 millioner kroner å bygge et biologisk renseanlegg på Kårstø.
At 17.02 CET on 30 June, Statoil started production on the Gina Krog oil and gas field in the North Sea.
30. juni klokken 17.02 startet Statoil produksjonen på olje- og gassfeltet Gina Krog i Nordsjøen.
Statoil and the partners invest a total of some NOK 31 billion in the development of the Gina Krog field.
Statoil og partnerne investerer totalt om lag 31 milliarder kroner i utbyggingen av Gina Krog-feltet.
“We are proud to have delivered Gina Krog with a good HSE record and in line with the cost estimate in the plan for development and operation,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling, thanking suppliers and partners for good collaboration in the project.
– Vi er stolte av å ha levert Gina Krog med gode HMS-resultater og på linje med kostnadsestimatet i plan for utbygging, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring i Statoil, og retter samtidig en takk til leverandører og partnere for godt samarbeid i prosjektet.
More than 600 people have been working on the Gina Krog field since last August preparing the platform for production.
Siden august i fjor har mer enn 600 personer jobbet kontinuerlig ute på Gina Krog-feltet med å gjøre plattformen klar for produksjon.
Gina Krog is a global project with substantial Norwegian deliveries.
Gina Krog er et globalt prosjekt med store norske leveranser.
For example, the the living quarter has been built at Stord, more than half of the equipment packages come from Norway, and all drilling and well services are performed by Norwegian suppliers.
For eksempel er boligkvarteret bygget på Stord, mer enn halvparten av utstyrspakkene kommer fra Norge og alle bore- og brønntjenester utføres av norske leverandører.
The Gina Krog platform is tied in to Sleipner A and uses both processing capacity on the platform and existing pipelines for sending the gas to the marked in Europe.
Gina Krog-plattformen knyttes opp til Sleipner A og bruker både prosesskapasitet på plattformen og eksisterende rørledninger for å sende gassen videre til markedet i Europa.
“This illustrates how we can maximise value creation and realise new projects on the NCS by utilising existing infrastructure,” Øvrum says.
– Dette viser hvordan vi kan maksimere verdiskapning og realisere nye prosjekter på norsk sokkel ved å dra nytte av eksisterende infrastruktur, sier Øvrum.
Oil from the field is transported by a floating storage and offloading unit (FSO) which will be located on the field.
Oljen fra feltet blir transportert via et lagerskip som skal ligge på feltet.