natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Preliminary calculations indicate that the find contains some 12.6-37.7 million recoverable barrels of oil equivalent (boe).
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 13 og 38 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
Gro Gunleiksrud Haatvedt, senior vice president for the North Sea in the Exploration business area
Gro Gunleiksrud Haatvedt, letedirektør for norsk sokkel
“The North Sea still has a considerable exploration potential,” observes Gro Gunleiksrud Haatvedt, senior vice president for the North Sea in the Exploration business area.
– Nordsjøen har fremdeles et stort letepotensial.
The two wells are the first drilled by Statoil in the licence, she notes.
De to Kraftla-brønnene er de første Statoil har boret i lisensen.
“Discoveries with both wells indicate that we’ve understood how the hydrocarbon systems in this area function.”
– Funn i begge brønner bekrefter at vi har forstått hvordan hydrokarbonsystemene i dette området fungerer, sier Haatvedt.
Tom Dreyer, head of exploration for the northern North Sea
Tom Dreyer, letesjef for Nordsjøen Nord
A fast-track development of both discoveries through tie-backs to existing infrastructure in the Oseberg area will be considered.
En hurtig utvikling av begge funnene mot eksisterende infrastruktur i Oseberg-området vil bli vurdert.
The Krafla/Krafla West wells were drilled from Ocean Vanguard, which is now moving to production licence 569 at the southern end of Norway’s North Sea sector to drill for Statoil on the Theta North-East prospect.
Krafla og Krafla Vest ble boret med riggen Ocean Vanguard, som nå går til utvinningstillatelse 569 i den sørlige delen i norsk sektor av Nordsjøen for å bore på prospektet Theta NØ for Statoil.
They can be brought quickly on stream, accordingly have a very high commercial value and help to extend the producing life of installations.
De kan raskt settes i produksjon, har derfor en høy kommersiell verdi og bidrar til å forlenge levetiden på installasjonene.
The Krafla West well has not been formation-tested, but extensive data gathering and sampling have been carried out.
Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Well 30/11-8 A is the seventh exploration well in production licence 035.
Brønnen 30/11-8 A er den syvende undersøkelsesbrønnen i utvinningstillatelse 035.
It was drilled to a vertical depth of 4,246 metres beneath sea level.
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4246 meter under havflaten.
The water dept in 108 metres.
Havdypet er 108 meter.
The Krafla and Krafla West wells were drilled from the same well path.
Brønnene Krafla og Krafla vest er boret med utgangspunkt fra samme brønnbane.
PL 035 was awarded in the second licensing round on 14 November 1969.
Utvinningstillatelse 035 ble tildelt i 2. konsesjonsrunde den 14.11.1969.
Statoil took it over from A/S Norske Shell in 1999.
Statoil overtok lisensen fra A/S Norske Shell i 1999.
Located about 26 kilometres south-west of Oseberg South, the discovery well found hydrocarbons in two columns with a total thickness of 300 metres.
Brønnen er lokalisert om lag 26 kilometer sørvest for feltet Oseberg Sør.
The project is now extending an open invitation to potential suppliers of capture technologies, and will sign a framework contract with one or more suppliers.
Prosjektet går nå ut med en åpen invitasjon til mulige leverandører av fangstteknologier og vil inngå en rammekontrakt med en eller flere leverandører.
The purpose of the technology qualification programme is to document that the chosen technology can be used at the Mongstad plant, and that it meets all health, safety and environmental requirements.
Hensikten med teknologikvalifiseringsprogrammet er å dokumentere at den teknologien som velges kan benyttes på anlegget på Mongstad og oppfyller alle krav til helse- miljø og sikkerhet.
Kurt Georgsen, head of the full-scale project at Mongstad
Kurt Georgsen, Statoils direktør for fullskalaprosjektet på Mongstad
“It’s important to be fully confident that there will be no health or environmentally hazardous emissions in connection with operations at the capture facility.
– Det er viktig å etablere trygghet for at det ikke skjer helse- eller miljøfarlige utslipp knyttet til driften på fangstanlegget.
It must be safe for all who live in the area and who will be working at the plant,” says Statoil’s Kurt Georgsen, who is head of the full-scale project at Mongstad.
Det skal være trygt for alle som bor i regionen og de som skal jobbe på anlegget, sier Statoils direktør for fullskalaprosjektet på Mongstad, Kurt Georgsen.
The forthcoming technology qualification process has been split into three phases:
Den kommende prosessen med teknologikvalifisering er delt inn i tre faser:
A feasibility study to show whether the technology can be used at Mongstad
Mulighetsstudie som skal vise at teknologien er anvendbar på Mongstad
A technology qualification programme to show that the process will work and that the emissions will meet stipulated criteria – one in which the suppliers will test their chemical and process technologies
Teknologikvalifiseringsprogram som viser at prosessen vil fungere og at utslippene vil være innenfor fastsatte kriterier, hvor leverandørene skal teste sine kjemikalie- og prosessteknologier
A concept phase for the design of a full-scale carbon capture facility customised for Mongstad
Konseptfase for design av fullskala CO2-fangstanlegg tilpasset Mongstad
“Participation in the programme will give technology suppliers a very good opportunity to document their technologies against the competition through the building of a full-scale facility at Mongstad.
– Deltagelse i programmet vil gi teknologileverandørene en meget god mulighet til å dokumentere sine teknologier med tanke på konkurranse om å få bygge fullskalaanlegget på Mongstad.
The aim is to make an investment decision by 2016 at the latest, in line with the government’s plans,” says Gassnova managing director Bjørn-Erik Haugan.
Investeringsbeslutning planlegges gjennomført senest i 2016 i tråd med regjeringens planer, sier Gassnovas administrerende direktør Bjørn-Erik Haugan.
Jon Arnt Jacobsen, Statoil's chief procurement officer
Jon Arnt Jacobsen, direktør for anskaffelser i Statoil
Great interest in the market
Sterk interesse i markedet
"Many bidders have taken part in this process and the competition has been keen.
Vi har hatt flere tilbydere i denne prosessen og det har vært hard konkurranse.
Considering that we are ready to start this less than two years after the idea was launched, I consider this a success story!"
At vi nå er klare til å sette dette i gang mindre enn to år etter at ideen først ble lansert vil jeg betegne som en suksesshistorie, sier Jon Arnt Jacobsen.
Capable of operating in 100 to 500 metres of water this specially designed category D drilling rig can drill wells down to 8,500 metres.
Den spesialdesignede kategori D-riggen skal kunne operere på dyp mellom 100 og 500 meter og bore brønner ned til 8.500 meter.
New workhorses at Troll
Nye arbeidshester på Troll
Troll is the very cornerstone of Norwegian gas production, and also one of the largest oil fields on the NCS, oil production in 2010 totalling more than 120 000 barrels per day.
Troll er selve hjørnesteinen i norsk gassproduksjon og er også blant de største oljefeltene på den norske kontinentalsokkelen; i 2010 var oljeproduksjonen på 120.000 fat per døgn.
Holding many world records Troll will now also be the first field to be serviced by the new specially designed rigs.
Troll har mange verdensrekorder og blir altså nå det første feltet som får de nye spesialdesignede riggene i operasjon.
Statoil has awarded the contract for the charter of the two first category D rigs on behalf of the Troll licence.
Det er på vegne av Troll-lisensen at Statoil tildeler kontrakt for leie av de to kategori D riggene.
Hans Jakob Hegge, Statoil's senior vice president for Eastern North Sea operations in Development and Production Norway
Hans Jakob Hegge, områdedirektør for drift Nordsjøen Øst i Utvikling og produksjon Norge
"Statoil and its Troll partners have high ambitions for the further development of the field and we are pleased to have taken a decision to charter two specially designed rigs", says Hans Jakob Hegge, Statoil's senior vice president for Eastern North Sea operations in Development and Production Norway.
- Statoil har sammen med lisenspartnerne i Troll høye ambisjoner for videre utvikling av feltet, og vi er glad for at vi har tatt en beslutning i partnerskapet om å leie inn to spesialbygde rigger, sier Hans Jakob Hegge, områdedirektør for drift Nordsjøen Øst i Utvikling og produksjon Norge.
"We will now have a tool capable of performing the demanding tasks ahead.
- Vi får nå et verktøy godt tilrettelagt for å utføre de krevende oppgavene vi har foran oss.
The rig capacity on the NCS is limited, and increased capacity is essential to ensure enhanced recovery.
Riggkapasiteten på norsk sokkel er begrenset og utvidet kapasitet er viktig for å sikre økt utvinning.
The new rigs are expected to operate 20% more efficiently than conventional rigs, and we look forward to having the new rigs up and running from 2014."
Målet er at den nye riggen skal utføre arbeidet 20 % mer effektivt enn de konvensjonelle riggene og vi ser fram til å få disse i drift fra 2014, sier Hegge.
Suppliers from Norway and Korea
Leverandører fra Norge og Korea
A hull designer, several topside suppliers, yard and rig entrepreneurs have helped develop the category D rig concept.
Skrogdesigner, flere topside-leverandører, verft og riggentreprenører har vært med på utviklingen av kategori D riggkonseptet.
Songa has assigned the rig construction work to the DSME yard in South-Korea.
Songa har gitt verftet DSME i Sør-Korea oppdraget med selve byggingen av riggene.
Aker Solutions has been picked as the supplier of the drilling equipment.
Aker Solutions er valgt som leverandør av boreutrustningen.
The project concept and design has taken one year and the implementation period is expected to take three years, including detail engineering, construction and transportation to the NCS.
Prosjektets konsept- og designfase har tatt ett år, og planlagt gjennomføringsperiode vil til sammen være tre år, inkludert detaljert ingeniørarbeid, bygging og transport til norsk sokkel.
The mobilisation from the yard in South-Korea to the North Sea is included in the contract value and will take about three months.
Mobiliseringen fra verftet i Sør-Korea til Nordsjøen er inkludert i kontraktsverdi og vil bli på rundt tre måneder.
The rig hand-over is scheduled for the second half of 2014.
Riggene vil etter plan bli levert i andre halvdel av 2014.
Further opportunities
Videre muligheter
The fixed contract period is for eight years per rig, with four three-year options, i.e. in practice a 20-year contract per rig.
Fast kontraktsperiode er på åtte år per rigg, med opsjon på ytterligere fire ganger tre år, det vil i praksis si tyve års kontrakt per rigg.
This is a long-term approach, which ensures rig capacity for Statoil's growth ambitions, as well as predictability for the rig company.
Dette er en langsiktig tilnærming som sikrer riggkapasitet for Statoils vekstambisjoner, så vel som forutsigbarhet for riggselskapet.
Statoil is considering including two more category D rigs in its portfolio.
Statoil vurderer å ta inn ytterligere to kategori D-rigger i sin portefølje.
For this purpose Statoil has secured the opportunity to exercise its option for two category D rigs from Songa Offshore, but is also continuing its evaluation of the received bids from other bidders.
Derfor har Statoil sikret seg mulighet for å utøve opsjon på to slike rigger fra Songa Offshore, men fortsetter også sin evaluering av mottatte tilbud fra øvrige tilbydere.
During the last half of 2011 Statoil will consider various contractual solutions to ensure the construction of another two category D rigs, including the opportunity to take an ownership position in the rigs.
Statoil vil i løpet av siste halvår 2011 vurdere ulike kontraktuelle løsninger for å sikre bygging av ytterligere to kategori D rigger, inkludert da også muligheten for å ta eierposisjon i riggene.
17 June
17. juni
143.270369
143,270369
3880.549537
3880,549537
05 July
05. juli
102.828907
102,828907
3983.378441
3983,378441
Statoil has signed a new agreement with Songa Offshore relating to rig hire for use on its exploration prospects on the NCS.
Statoil har inngått en ny avtale med Songa Offshore for bruk på leteprospekter på norsk sokkel.
The semi-submersible rig has been chartered for work on the Troll field until Q2 2012.
Den halvt nedsenkbare riggen er på kontrakt for Troll-feltet fram til andre kvartal 2012.
It will be deployed to drill new exploration wells from Q3 2012.
Fra tredje kvartal 2012 skal den settes inn for å bore nye letebrønner.
The rig will be considered for operation on several licences.
Riggen vil bli vurdert i forhold til flere lisenser.
This rig will help Statoil fulfil its exploration ambitions,” says Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoil’s head of exploration on the NCS.
Denne riggen er et viktig bidrag til å nå Statoil sine leteambisjoner, sier Gro Gunleiksrud Haatvedt, som er Statoils letesjef på norsk sokkel.
Jon Arnt Jacobsen, Statoil’s chief procurement officer
Jon Arnt Jacobsen, Statoils direktør for anskaffelser
The daily rate for the rig is USD 355.000, with upgrade costs additional.
Dagsrate er 355.000 amerikanske dollar, i tillegg kommer oppgraderingskostnader.
”The contract reflects a sustainable price level for this type of rig.
- Kontrakten reflekterer et bærekraftig prisnivå på denne type rigg.
We have built up a good relationship with Songa and are pleased to have secured Songa Trym as an exploration rig on the NCS for the next few years,” says Statoil’s chief procurement officer, Jon Arnt Jacobsen.
Vi har opparbeidet et godt samarbeidsforhold med Songa og er fornøyd med å nå ha sikret oss Songa Trym som leterigg på norsk sokkel de neste årene, sier Statoils direktør for anskaffelser, Jon Arnt Jacobsen.
Songa Trym has been in use on Troll since 2005 and has helped realise planned drilling activities in the area.
Songa Trym har vært i bruk på Troll-feltet siden 2005 og sørget for å realisere planlagte boreaktiviteter i området.
It is a conventional exploration rig that can drill to depths of 400 metres.
Den er en konvensjonell leterigg som kan bore på vanndyp ned til 400 meter.
Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoil’s head of exploration on the NCS
Gro Gunleiksrud Haatvedt, Statoils letesjef på norsk sokkel
He is one of Statoil’s two directors in Naturkraft, which is owned one-third each by the group, Norsk Hydro and state power company Statkraft.
Det sier Gunnar Myrvang, ett av Statoils to styremedlemmer i Naturkraft.
At Kårstø, Naturkraft wants to study whether its planned power station can be coordinated with receiving facilities due to be built for gas from Kristin and Mikkel in the Norwegian Sea.
På Kårstø skal det utredes om et gasskraftverk kan integreres med anlegg som skal bygges for å ta imot gass fra feltene Kristin og Mikkel i Norskehavet.
And plans at Kollsnes call for new compressors to be installed in connection with gas exports.
På Kollsnes skal det installeres nye kompressorer til bruk i gasseksporten derfra.
Mr Myrvang also says that Naturkraft needs more time to develop a project which is good enough in terms of the profitability requirements set by its owners.
Myrvang sier også at Naturkraft trenger mer tid på å utarbeide et prosjekt som er godt nok ut fra eiernes krav til lønnsomhet.
As a result, the company will be unable to complete the gas-fired power stations before its present licence expires in 2004.
Derfor greier selskapet ikke å ferdigstille gasskraftverkene innen konsesjonen utløper i 2004.
This permit is based on today’s technology.
Konsesjonen er gitt med dagens teknologi:
He expects that the stations can be operational two-three years after an investment decision has been taken.
Han regner med at kraftverkene kan ferdigstilles to til tre år etter at en investeringsbeslutning er tatt.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,919,427 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.919.427 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 134.22 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 134,22 kroner.
Following this, the share saving plan has 6,652,326 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.652.326 aksjer.
Production was mainly impacted by previously announced extensive maintenance activities and seasonal variability in gas off-take.
Produksjonen ble hovedsakelig påvirket av tidligere varslede omfattende revisjonsstanser og sesongmessig variasjon i gassalget.
We continued to make progress within exploration and project developments in the quarter, staying on track to deliver future growth", says Helge Lund, Statoil's chief executive officer.
Vi fortsatte framgangen innen leting og prosjektutvikling i andre kvartal, og er i rute for å oppnå framtidig vekst, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Net income in the second quarter of 2011 was NOK 27.1 billion compared to NOK 3.1 billion in the same period last year.
Resultatet i andre kvartal 2011 var på 27,1 milliarder kroner, sammenlignet med 3,1 milliarder kroner i samme periode i fjor.
This result reflected higher prices for both liquids and gas, a gain on sale of asset of NOK 7.5 billion net of tax, reduced exploration expenses and higher net financial income, partly offset by reduced liftings.
Det økte resultatet er i hovedsak en konsekvens av høyere priser både for væsker og gass, en gevinst etter skatt ved salg av eiendeler på 7,5 milliarder kroner, reduserte letekostnader og høyere netto finansinntekter.
The tax rate for the quarter was 56%.
Skatteprosenten for kvartalet var på 56 %.
Adjusted earnings in the second quarter of 2011 were NOK 43.6 billion, compared to NOK 36.5 billion in the second quarter of 2010.
Justert driftsresultat i andre kvartal 2011 var på 43,6 milliarder kroner, sammenlignet med 36,5 milliarder kroner i andre kvartal 2010.
Adjusted earnings after tax were NOK 12.8 billion in the second quarter of 2011.
Justert driftsresultat etter skatt var på 12,8 milliarder kroner i andre kvartal 2011.
Adjusted earnings after tax exclude the effect of tax on net financial items, and represent an effective adjusted tax rate of 71% in the second quarter of 2011.
Justert driftsresultat etter skatt ekskluderer skattevirkningene av netto finansposter og utgjorde en effektiv skatteprosent på 71 % i andre kvartal 2011.
Total equity production was 1,692 mboe per day in the second quarter of 2011 compared to 1,957 mboe per day in the second quarter of 2010.
Samlet egenproduksjon var på 1,692 millioner foe per dag i andre kvartal 2011, sammenlignet med 1,957 millioner foe per dag i andre kvartal 2010.
Highlights since first quarter 2011:
Viktige hendelser siden første kvartal 2011:
The sale of 40% of the Peregrino offshore field in Brazil was completed and a gain of NOK 8.8 billion before tax is recorded.
Salget av 40 % av Peregrino-feltet på brasiliansk sokkel, gjennomført med en gevinst på 8,8 milliarder kroner før skatt.
Successful exploration drilling activities in Norway and internationally.
Vellykket leteboringsvirksomhet både på norsk sokkel og internasjonalt.
The approval of the Plan for development and operation (PDO) for the Hyme field (formerly Gygrid) on the NCS.
Godkjennelse av Plan for utbygging og drift (PUD) av Hyme-feltet (tidligere Gygrid) på norsk sokkel.
The approval of the Plan for development and operation of the Valemon gas and condensate field on the NCS.
Godkjennelse av Plan for utbygging og drift av gass- og kondensatfeltet Valemon på norsk sokkel.
The approval of the Plan for development and operation of the Valemon gas and condensate field on the NCS.
Kunngjøring av salget av 24,1 % i partnerselskapet Gassled til Solveig Gas Norway AS.
The approval of the Plan for development and operation for Visund South fast track on the NCS.
Godkjennelse av Plan for utbygging og drift av Visund Sør fast track på norsk sokkel.
Statoil awarded the contract for construction of two new specially designed category D drilling rigs.
Tildeling av kontrakt for bygging av to spesialkonstruerte borerigger.
First shipment of Peregrino crude.
Første oljelast fra Peregrino.
Strengthened position in Eagle Ford through acquiring new leases.
Styrket posisjon i Eagle Ford i USA gjennom oppkjøp av nye lisenser.
Further information: Investor relations Hilde Merete Nafstad, senior vice president IR, +47 957 83 911 (mobile) Morten Sven Johannessen, vice president, US IR, + 1 203 570 2524 (mobile)
Kontaktpersoner: Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør IR, +47 957 83 911 (mobil) Morten Sven Johannessen, direktør, US IR, + 1 203 570 2524 (mobile)
The quarterly result was mainly affected by a 32% increase in the average prices for liquids measured in NOK, a 28% increase in average gas prices, a NOK 8.8 billion gain related to the 40% Peregrino divestment and an 18% decrease in lifted volumes, when compared to the same period last year.
Kvartalsresultatet var hovedsakelig påvirket av en 32 % økning i gjennomsnittsprisen for væsker målt i norske kroner, en 28 % økning i gjennomsnittsprisen for gass, en gevinst på 8,8 milliarder kroner knyttet til salg av 40 % andel i Peregrino, og en 18 % nedgang i løftede volumer sammenlignet med tilsvarende periode i fjor.
The Saipem 7000 during installation work on Gudrun.
Kranfartøy Saipem 7000 under installasjonsarbeidet på Gudrun-feltet.
Saipem 7000, the world’s second-largest crane vessel, has been used to carry out the installation work on Gudrun.
Verdens nest største kranfartøy Saipem 7000 har stått for installasjonsarbeidet på Gudrun-feltet.
Weighing some 7,000 tonnes all told, the traditional jacket comprises two main structures of almost 2,300 tonnes each, tied together by six horizontal frames and various bracings.
Understellet er en tradisjonell stålstruktur (jacket) bygget opp av to hovedrammer, hver på nærmere 2 300 tonn, bundet sammen med seks horisontale rammer og diverse grenrør.
Important contribution
Viktig bidragsyter
“Gudrun is the first of a number of new installations in an area of the Norwegian North Sea which is both highly interesting and mature,” observes Ivar Aasheim, senior vice president for field development in the Development and Production Norway business area.
– Gudrun er den første av en rekke nye installasjoner i et område av Nordsjøen som er veldig spennende og samtidig modent.
“By exploiting existing infrastructure for processing and transport, we’re ensuring production from new fields.
Ved å benytte eksisterende infrastruktur for prosessering og transport sikrer vi produksjon fra nye felt.
Final processing of Gudrun’s output will take place on Sleipner A, with the gas piped to the adjacent Sleipner T platform for carbon dioxide removal.
Gassen vil gå videre fra Sleipner A til Sleipner T for fjerning av CO2.
In addition, electricity to operate the Gudrun installation once it comes on stream in two years’ time will be supplied from Sleipner A.
I tillegg vil Sleipner A levere strøm til Gudrun-plattformen, når dekket settes på plass om to år.
Gudrun ranks as one of Statoil’s largest development projects on the Norwegian continental shelf, and contains some 127 million barrels of oil equivalent.
Gudrun-feltet hører til Statoils største utbyggingsprosjekter på norsk sokkel og rommer om lag 127 millioner fat oljeekvivalenter.
Fakta om Gudrun
Fakta om Gudrun
Oil and gas field in production licence 025 in the central Norwegian North Sea, about 55 kilometres north of the Sleipner installations
Olje- og gassfelt midt i den norske delen av Nordsjøen i lisensområde PL025, om lag 55 kilometer nord for Sleipner-installasjonene
Licensees in PL 025: Statoil (operator) 75%, GdF Suez 25%
Rettighetshavere i PL 025: Statoil, operatør (75 prosent) og GdF Suez (25 prosent)
Developed with a jacket-supported production platform
Feltet bygges ut med produksjonsplattform med stålunderstell
Process facilities for partial stabilisation of oil and gas
Prosessanlegg for delvis stabilisering av olje og gass
40-berth living quarters
Boligkvarter med 40 lugarer
Power supplied by cable from Sleipner A
Strømforsyning gjennom kabel fra Sleipner