natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The receiving stations will be operated in parallel and with today's staffing.
De to mottaksanleggene skal opereres parallelt og med samme bemanning som i dag.
They have been given a very high degree of flexibility.
Fleksibiliteten ved anleggene blir meget stor.
The section of Statoil's Europipe II gas trunkline being laid in northern Germany is on schedule.
Europipe II-prosjektet i Nord-Tyskland er i rute.
Investments are calculated at NOK 5.5 billion, almost half of the original estimate.
Investeringene er beregnet til 5,5 milliarder kroner, nær halvparten av opprinnelig anslag.
Trestakk was discovered in 1986, and expected recoverable volumes are 76 million barrels of oil equivalent, mainly oil.
Trestakk ble funnet i 1986 og forventet utvinnbare volumer er 76 millioner fat oljeekvivalenter, i hovedsak olje.
Tied into the Åsgard A production vessel, Trestakk is expected to come on stream in 2019.
Trestakk skal knyttes opp til produksjonsskipet Åsgard A og planlagt produksjonsstart er i 2019.
On behalf of the licence owners, Statoil submitted the PDO to the minister of petroleum and energy, on 1 November 2016.
På vegne av partnerskapet overleverte Statoil plan for utbygging og drift til d olje- og energiministeren 1. november i fjor.
The costs of developing the Trestakk discovery have been reduced by nearly 50 percent since project start-up.
Kostnadene for utviklingen av Trestakk-funnet er nær halvert gjennom tidligfasen i prosjektet.
“This is a good example of what we are able to achieve in collaboration with our licence partners and suppliers by innovative thinking, and spending enough time on maturing the best concept choice.
– Dette er et godt eksempel på hva vi kan få til sammen med lisenspartnere og leverandører gjennom å tenke nytt og bruke tid på å modne fram det beste konseptvalget.
Trestakk is an important contribution in maintaining activities on the Norwegian continental shelf,” says Torger Rød, head of project development in Statoil.
Trestakk er et viktig bidrag til å opprettholde aktiviteten på norsk sokkel, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The first estimates for developing Trestakk were around NOK 10 billion.
De første anslagene for å utvikle Trestakk lå på om lag 10 milliarder kroner.
At the time of concept choice in January 2016, the costs had been reduced to NOK 7 billion.
Ved konseptvalg i januar 2016 var kostnadene redusert til 7 milliarder.
Based on further improvements and concept adjustments up till investment decision, the costs were reduced to NOK 5.5 billion.
Ytterligere forbedringer og tilpassinger av konsept fram mot investeringsbeslutning reduserte kostnadene til 5,5 milliarder kroner.
Furthermore, Statoil and its partners expect to recover much more oil than originally anticipated.
I tillegg regner Statoil og partnerne med å ta ut betydelig mer olje enn først antatt.
Torger Rød, head of project development in Statoil.
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Siri Espedal Kindem, head of the operations north cluster in Statoil.
Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Statoil.
The field development comprises of a subsea template and a tied-in satellite well.
Utbyggingen består av en bunnramme med en tilknyttet satellittbrønn.
“The Trestakk volumes are an important contributor in maintaining profitable operation of the Åsgard A vessel up to 2030.
– Volumene fra Trestakk er en viktig bidragsyter for å kunne videreføre lønnsom drift av Åsgard A fram mot 2030.
It also enables us to extract more of the original Åsgard field volumes,” says Siri Espedal Kindem, head of the operations north cluster in Statoil.
Det betyr også at vi kan ta ut mer av de opprinnelige volumene i Åsgard-feltet, sier Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Statoil.
Cost reductions have been achieved by a novel approach to concept choice, simplification and optimized scope, in addition to benefitting from ongoing efficiency measures.
Kostnadsreduksjonene er oppnådd gjennom å tenke nytt rundt konseptvalg, forenkle og redusere omfang i tillegg til å dra nytte av pågående effektiviseringsinitiativ.
“This shows what the industry has achieved in just a few years.
– Dette viser hva industrien har fått til på få år.
The Norwegian supplier industry has demonstrated its ability to help find high quality and cost-efficient solutions that enable us to realise projects like Trestakk, even in a low oil price environment,” Rød concludes.
Norsk leverandørindustri har de siste årene vist en stor evne til å bidra til å finne gode og kostnadseffektive løsninger som gjør det mulig å realisere prosjekter som Trestakk, selv om oljeprisen er lav, konkluderer Rød.
Licence owners: Statoil (59.1%, operator), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (33%), Eni Norge (7.9 %).
Lisenseiere: Statoil (59,1%, operatør), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (33%), Eni Norge ( 7,9 %).
Water depth: Approximately 300 metres.
Vanndybde: Om lag 300 meter.
The reservoir is located at a depth of around 3,900 metres.
Reservoaret ligger på om lag 3.900 meters dyp.
Facts about Åsgard
Fakta om Åsgard
Statoil submits Trestakk Plan for Development and Operation
Trestakk bygges ut (2016-11-01)
Trestakk field illustration JPG 1 MB
Trestakk feltillustrasjon JPG 1 MB
Indications of hydrocarbons in the Shetland Group/Lista Formation in the Gullfaks licence have been known for a long time, but they have not yet been developed due to poor reservoir qualities.
Indikasjoner på hydrokarboner i Shetland-gruppen/Lista-formasjonen i Gullfaks-lisensen har vært kjent lenge, men de er hittil ikke utviklet på grunn av dårlig reservoarkvalitet.
A new well test in this interval however indicates good flow rates.
En ny brønntest i dette intervallet viser imidlertid gode strømningsrater.
Production well 34/10-A-8 on the Gullfaks A platform, where the well test is carried out, currently provides a high and stable production of 7,500 barrels/day.
Produksjonsbrønn 34/10-A-8 på Gullfaks A-plattformen der brønntesten er gjennomført, viser nå en høy og stabil produksjon på 7500 fat/dag.
The well has produced nearly 1 million barrels since December 2012.
Brønnen har produsert nærmere 1 million fat siden desember 2012.
While the models indicate further upside potential, data gathering and studies are currently ongoing to clarify the potential and further development of these resources.
Våre modeller indikerer ytterligere oppsidepotensial og det pågår nå videre datainnsamling og studier for å avklare potensialet og videre utvikling av disse ressursene.
Located in the Tampen area in the northern North Sea, Gullfaks came on stream on 22 December 1986.
Gullfaks ligger i Tampen-området i den nordlige delen av Nordsjøen og ble satt i produksjon 22. desember 1986.
The field development consists of three permanent installations, which have produced more than 2.4 billion barrels of oil and more than 56 billion cubic metres of gas.
Feltet er bygd ut med tre faste installasjoner og har produsert mer enn 2,4 milliarder fat olje og 56 milliarder sm3 gass.
The licensees of the Gullfaks Field are operator Statoil with 70% and partner Petoro with 30%.
Rettighetshavere på Gullfaks-feltet er Statoil (operatør) med 70 prosent, og Petoro med 30 prosent.
Investor relations Lars Valdresbråten, Investor Relations, + 47 40281789 (mobile phone)
Investor relations Lars Valdresbråten, Investor Relations Tlf: + 47 40281789 (mobil)
Morten Sven Johannessen, vice president, US IR +1 203 570 2524 (mobile phone)
Morten Sven Johannessen, direktør US IR Tlf: +1 203 570 2524 (mobil)
Media relations Ola Anders Skauby, press spokesperson, Norwegian continental shelf + 47 90 59 85 19 (mobile phone)
Presse Ola Anders Skauby, pressetalsmann norsk sokkel Tlf: + 47 90 59 85 19
Gullfaks discovery illustration PDF 50 kB
Gullfaks-funn - illustrasjon PDF 50 kB
Notice of annual general meeting 2013 PDF 46 kB
Innkalling ordinær generalforsamling 2013 PDF 47 kB
Notice of annual general meeting is attached.
Innkalling til ordinær generalforsamling følger vedlagt.
FURTHER INFORMATION FROM
KONTAKTPERSONER
Hilde Merete Nafstad, senior vice president, Investor Relations
Hilde Merete Nafstad, direktør IR
Morten Sven Johannessen, vice president, Investor Relations USA
Morten Sven Johannessen, US IR
As previously announced, production in 2013 will be lower than in 2012.
Som tidligere kunngjort vil produksjonen bli lavere i 2013 enn i 2012.
We are on track to deliver 2-3% average annual production growth from 2012 to 2016 and production above 2.5 million barrels of oil equivalent per day in 2020," says Helge Lund, Statoil's president and CEO.
Vi er i rute for å levere en gjennomsnittlig årlig produksjonsvekst på 2 til 3 % fra 2012 til 2016, og en produksjon på over 2,5 millioner fat oljeekvivalenter per dag i 2020, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
In addition to the expected lower production in the quarter, production was impacted by operational disruptions at Snøhvit, Troll and Peregrino.
I tillegg til den forventede lavere produksjonen i kvartalet, var produksjonen også påvirket av driftsavbrudd på Snøhvit, Troll og Peregrino.
Statoil's net operating income was also impacted by a provision related to the Cove Point terminal in the US.
Statoils driftsresultat var også påvirket av en avsetning knyttet til Cove Point-terminalen i USA.
Adjusted earnings were down 28% compared to the first quarter 2012.
Justert driftsresultat gikk ned med 28 % sammenlignet med første kvartal 2012.
The underlying cost development in the period is stable.
Underliggende kostnadsutvikling var stabil i perioden.
Statoil's cash flows provided by operating activities decreased by 19% compared to the first quarter of 2012, explained by the lower production and reduced prices.
Statoils kontantstrøm fra driftsvirksomhet gikk ned med 19 % sammenlignet med første kvartal 2012 som følge av lavere produksjon og reduserte priser.
"Statoil delivered record international production, with an increase of 6% mainly due to start-up and ramp-up of fields.
"Statoil leverte en rekordhøy internasjonal produksjon, med en økning på 6% hovedsakelig som følge av oppstart av og produksjonsøkning på ulike felt.
We started production from new Norwegian continental shelf (NCS) fields, including four fast-track projects, and continued our exploration success by making a new high-impact discovery in Tanzania," says Lund.
Vi startet opp produksjon på nye felt på norsk sokkel, blant annet fire hurtigutbyggingsprosjekter, og fortsatte å levere gode leteresultater, blant annet ble det gjort et nytt funn med stort potensial i Tanzania, sier Lund.
This gives a 58% success rate in the period.
Dette gir en funnrate på 58 % i perioden.
"We continue to efficiently execute on our highly competitive project portfolio, while maintaining a firm financial framework, a predictable dividend to our shareholders and a solid balance sheet," says Lund.
- Vi fortsetter den effektive gjennomføringen av prosjekter som vi har i vår svært konkurransedyktige portefølje, samtidig som vi sørger for å ha solide økonomiske rammer, forutsigbart utbytte til våre aksjeeiere og en solid balanse, sier Lund.
Adjusted earnings were NOK 42.4 billion, compared to NOK 59.2 billion in the first quarter of 2012.
Justert driftsresultat var 42,4 milliarder kroner, sammenlignet med 59,2 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Adjusted earnings after tax were NOK 12.0 billion, compared to NOK 16.8 billion in the first quarter of 2012.
Justert driftsresultat etter skatt var 12,0 milliarder kroner, sammenlignet med 16,8 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Net income was NOK 6.4 billion compared to NOK 15.4 billion in the first quarter of 2012.
Resultatet var 6,4 milliarder kroner, sammenlignet med 15,4 milliarder kroner i første kvartal 2012.
Key events since fourth quarter 2012:
Viktige hendelser siden fjerde kvartal 2012
Statoil has initiated an investigation to determine the relevant chain of events before, during and after the In Amenas terrorist attack in order to enable the company to further improve within the areas of security, risk-assessment and emergency preparedness.
Statoil har startet gransking for å klarlegge hendelsesforløpet før, under og etter terrorangrepet på In Amenas med sikte på videre forbedring innen risiko- vurdering, sikkerhet og beredskap.
Production start-up from two of the three production trains at In Amenas.
Produksjonsoppstart fra to av de tre produksjonslinjene i In Amenas.
Delivering continued good industrial progress, by selecting development concept for the Johan Castberg (formerly Skrugard) field in the Barents Sea and Bressay in the UK; putting four new fast-track projects on stream (Hyme, Vigdis, Skuld, Stjerne), and securing approval for the field development plans for Aasta Hansteen in Norway and the Mariner heavy oil field in the UK.
Fortsatt god industriell fremgang gjennom valg av utbyggingskonsept for Johan Castberg-feltet (Skrugard) i Barentshavet og Bressay i Storbritannia; oppstart av fire nye hurtigutbyggingsprosjekter: Hyme, Vigdis, Skuld, Stjerne; og godkjenning av feltutbyggingsplanene for Aasta Hansteen på norsk sokkel og tungoljefeltet Mariner på britisk sokkel.
Revitalising Statoil's legacy position on the NCS, through a significant high-value discovery at Gullfaks in the North Sea and ramping up production from Skarv.
Revitalisering av Statoils posisjon på norsk sokkel gjennom et betydelig funn av høy verdi på Gullfaks i Nordsjøen; og gjennom økning av produksjonen fra Skarv.
Continuing to develop into a leading exploration company, with a new high-impact discovery in Block 2 offshore Tanzania, bringing further robustness into a future decision on a potential LNG project; and continuing the appraisal program on the Johan Sverdrup field in Norway.
Fortsatte utviklingen mot å bli et ledende leteselskap gjennom et nytt funn med stort potensial i blokk 2 utenfor kysten av Tanzania, noe som styrket grunnlaget for en framtidig beslutning om et mulig LNG-prosjekt; og fortsatte avgrensningsprogrammet på Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen.
Building material positions in offshore clusters, securing 15 leases in the Gulf of Mexico lease sale, and signing a memorandum of understanding (MoU) with SOCAR to explore new Caspian acreage.
Bygget viktige posisjoner innenfor kjerneområder offshore; sikret 15 lisenser i en budrunde i Mexicogolfen; inngikk intensjonsavtale med SOCAR om utforskning av nye områder i Det kaspiske hav.
Statoil's president and CEO Helge Lund
Statoils konsernsjef Helge Lund
The preliminary estimated impact for Statoil’s operating cash flow is below NOK 0.5 billion in 2013, gradually increasing to full effect after 4-5 years.
Statoil anslår foreløpig virkningen på selskapets kontantstrøm fra drift til under NOK 0,5 milliarder i 2013, gradvis økende til full effekt etter 4-5 år.
The proposed change will reduce tax deductions on the Norwegian continental shelf by NOK 38 million per every NOK 1 billion invested.
Den foreslåtte endringen vil redusere skattefradraget på norsk sokkel med 38 millioner kroner for hver milliard kroner som investeres.
A predictable and stable fiscal framework is important to secure the attractiveness of continued investments on the Norwegian continental shelf for Statoil and other operators.
Forutsigbare og stabile rammevilkår er viktige for å sikre attraktiviteten til fortsatte investeringer på norsk sokkel for Statoil og de andre olje- og gasselskapene.
“The proposed change in the Norwegian petroleum tax reduces the attractiveness of future projects, particularly marginal fields, and raises questions regarding the predictability and stability of the fiscal framework for long-term investments on the Norwegian continental shelf,” says Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil.
- Den foreslåtte endringen i petroleumsskatten reduserer attraktiviteten til fremtidige prosjekter, særlig for marginale felt, og reiser spørsmål ved forutsigbarheten og stabiliteten til rammevilkårene for langsiktige investeringer på sokkelen, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
The Government has proposed a transition rule for projects where the Ministry of Petroleum and Energy has received a plan for development and operation (PDO) or a plan for installation and operation (PIO) prior to 5 May 2013.
Regjeringen har foreslått en overgangsregel for investeringer hvor plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) er mottatt i Olje- og energidepartementet før 5. mai 2013.
For investments covered by the transition rule the current uplift of 7.5 per cent will apply.
For investeringer omfattet av overgangsordningen skal dagens friinntektssats på 7,5 prosent benyttes.
The transition rule applies to investments incurred up to the same year as production starts or operation of the facility starts.
Overgangsregelen gjelder kostnader som er pådratt senest i året for produksjonsstart for petroleumsforekomsten eller driftsstart for innretningen/tilleggsinvesteringen.
The proposed change in the Norwegian petroleum tax will be included in the Revised National Budget 2013 to be announced 7 May.
Den foreslåtte endringen i petroleumsskatten fremmes i Revidert nasjonalbudsjett for 2013 som legges frem på tirsdag.
Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil
Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
The long-term incentive programme is a fixed, monetary compensation calculated as a portion of the participant's base salary; ranging from 20 – 30 per cent depending on the individual's position.
Langtidsinsentivordningen er et fast lønnselement som blir beregnet som en andel av deltakernes grunnlønn, og er på 20 – 30 prosent avhengig av deltakerens stilling.
Number of acquired shares and their new total shareholding is listed in the table below.
Antall kjøpte aksjer og deres nye beholdning framgår av tabellen nedenfor.
17,401
17 401
19,237
19 237
13,547
13 547
7,016
7 016
14,524
14 524
23,290
23 290
4,919
4 919
19,656
19 656
14,910
14 910
25,355
25 355
9,261
9 261
The above information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act.
Opplysningene ovenfor er informasjonspliktige etter verdipapirhandelloven §5-12.
These are supplementary purchases related to the share purchases that were carried out on 25 March.
Disse kjøpene er suppleringskjøp som må sees i sammenheng med aksjekjøpene som ble gjennomført 25. mars.
The cause of the incident will be investigated thoroughly.
Årsaksforholdene rundt hendelsen vil bli undersøkt.
The Mongstad facility (Photo: Øyvind Hagen/Statoil)
Mongstad-anlegget, foto: Øyvind Hagen, Statoil
Jason Nye, senior vice president, Statoil U.S. Offshore.
Jason Nye, direktør for Statoils offshore-virksomhet i USA.
Today's announcement confirms the agreement between operator Exxon Mobil Corporation and Statoil to proceed with field development, estimated to take approximately three years.
Kunngjøringen bekrefter avtalen mellom operatøren Exxon Mobil Corporation og Statoil om å gå videre med feltutbyggingen som ventes å ta om lag tre år.
The partners each own 50% of the field.
Partnerne eier 50 prosent hver i feltet.
"We are very pleased to move ahead with the first phase of this important development," said Jason Nye, senior vice president, Statoil U.S. Offshore.
– Vi er svært glade for at vi kan gå videre med den første fasen av denne viktige utbyggingen.
"The Julia field is a strong addition to our growing portfolio in the Gulf of Mexico.
Julia-feltet vil bidra sterkt til vår voksende portefølje i Mexicogolfen.
Drilling operations are planned to start in 2014, and production start-up is planned for 2016.
Boreoperasjonene skal etter planen starte i 2014, og oppstart av produksjonen ventes i 2016.
The lifetime of the Julia field is estimated to be up to 40 years, with an initial production rate of up to 34,000 barrels of oil per day.
Det antas at feltets levetid vil være på inntil 40 år, med en produksjonsrate i startfasen på inntil 34.000 fat olje per dag.
Facts about the Julia field
Fakta om Julia-feltet
Discovered in 2007.
Funnet i 2007.
The total reservoir is estimated to contain nearly six billion barrels of resource in place
Tilstedeværende ressurser er anslått til nærmere seks milliarder fat.
The field, located approximately 200 miles south of New Orleans, Louisiana, was discovered in 2007 and is estimated to have nearly six billion barrels of resource in place.
Feltet, som ligger om lag 320 kilometer sør for New Orleans, Louisiana, ble funnet i 2007, og de tilstedeværende ressursene forventes å være nærmere seks milliarder fat.
Issue of USD 500,000,000 Floating Rate Notes due May 15, 2018
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 500.000.000 til flytende rente med forfall 15. mai 2018
Issue of USD 900,000,000 2.650% Notes due January 15, 2024
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 900.000.000 til 2,650% rente med forfall 15. januar 2024
Issue of USD 850,000,000 3.950% Notes due May 15, 2043
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 850.000.000 til 3,950% rente med forfall 15. mai 2043
The settlement date is May 15, 2013.
Oppgjørsdato er 15. mai 2013.
Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, +47 957 83911
Hilde Merete Nafstad, Senior vice president, +47 957 83911
Fredrik Norman, media relations, +47 918 66567
Fredrik Norman, pressekontakt, +47 918 66567
Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 905 40135 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
Tron Vormeland, Vice president, Corporate financing, +47 905 40135 (mobil), +47 51 99 42 97 (kontor)
Issue of USD 750,000,000 1.150% Notes due May 15, 2018
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 1,150% rente med forfall 15. mai 2018
Production licenses PL395 and PL535 are situated on the Bjarmeland Platform in the central Barents Sea, where both companies have proved gas resources: the Ververis discovery in PL395 (2008) and the Norvarg discovery in PL535 (2011).
PL395 og PL535 ligger på Bjarmeland-plattformen i den sentrale delen av Barentshavet, der begge selskaper har påvist gassressurser: Ververis-funnet i PL395 (2008) og Norvarg-funnet i PL535 (2011).
In PL535 there is also an ongoing appraisal well (Norvarg II).
I PL535 foregår det også boring av avgrensningsbrønnen Norvarg II.
“The Bjarmeland area has an interesting resource potential which may become important for future gas developments in the Barents Sea.
– Bjarmeland-området har et interessant ressurspotensial som kan bli viktig for framtidig utbygging av gassforekomster i Barentshavet.
We believe that this transaction creates an interesting platform for future opportunities in this area,” says Gro Haatvedt, senior vice president exploration Norway.
Vi mener at denne transaksjonen danner et interessant grunnlag for framtidige muligheter i dette området, sier Gro Haatvedt, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
The agreement is subject to approval by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy.
Avtalen er betinget av godkjenning fra Olje- og energidepartementet.
Map - Bjarmeland platform GIF 297 kB
Kart - Bjarmeland-plattformen GIF 298 kB
The expected payment date for dividends in USD under the US American Depository Receipts (ADR) program is 5 June 2013.
Forventet utbetalingsdag for utbytte i amerikanske dollar under ADR(American Depository Receipts) programmet i USA er 5. juni 2013.
Statoil's shares listed on the Oslo Stock Exchange (Oslo Børs) will be traded ex-dividend as of 15 May 2013.
Statoils aksjer på Oslo Børs vil bli handlet eksklusive utbytte fra og med 15. mai 2013.
American Depositary Shares (ADS) listed on the New York Stock Exchange will be traded ex-dividend as of 17 May 2013.
Rettigheter under ADR programmet i USA vil bli handlet eksklusive utbytte fra 17. mai 2013.
Elisabeth Berge, secretary general of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy, was elected for as a new member of the nomination committee for the period until the 2014 annual general meeting.
Elisabeth Berge, departementsråd i Olje- og energidepartementet, ble valgt som nytt medlem av valgkomiteen for perioden fram til generalforsamlingen i 2014.
The general meeting gave its approval of the board's statement on stipulation of salary and other remuneration for the executive management.
Generalforsamlingen ga sin tilslutning til styrets retningslinjer for lederlønnsfastsettelse.