natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We have a solid understanding of the subsurface and are well prepared to conduct safe and secure operations in this area of the NCS," says Haatvedt.
Vi har en god forståelse av undergrunnen der, og er godt forberedt for å gjennomføre sikre operasjoner i dette området på norsk sokkel, sier Haatvedt.
In the Johan Castberg area the Skavl prospect is currently being drilled, followed by the Kramsnø and Drivis prospects late 2013/early 2014.
I Johan Castberg-området bores nå Skavl-prospektet, etterfulgt av Kramsnø- og Drivis-prospektene i slutten av 2013/begynnelsen av 2014.
"We still believe we can find more oil in the Johan Castberg area to make the field development project more robust.
– Vi tror at vi fremdeles kan finne mer olje i Johan Castberg-området for å gjøre feltutbyggingen mer robust.
Currently we are evaluating several prospects around Johan Castberg for drilling in 2014," says Haatvedt.
Vi vurderer nå flere prospekter rundt Johan Castberg for boring i 2014, sier Haatvedt.
Hunting high-value barrels
Fat av høy verdi
"In the North Sea our plan is to further explore around the King Lear discovery and continue our hunt for barrels in the greater Utsira High area.
– I Nordsjøen er planen vår å lete videre rundt King Lear-funnet og fortsette jakten på nye ressurser i Utsirahøyden-området.
We will also pursue our exploration effort around existing infrastructure in order to discover timely high-value barrels for the new fast-track developments," says Haatvedt.
Vi skal også fortsette letevirksomheten rundt eksisterende infrastruktur for å finne fat av høy verdi til rett tid for de nye hurtigutbyggingene (fast-track), sier Haatvedt.
In the Johan Sverdrup/greater Utsira High area, the Geitungen appraisal will be drilled in PL265 at the turn of the year and Statoil will also drill the Tastaveden prospect in PL628.
I Johan Sverdrup/Utsirahøyden-området bores avgrensningsbrønnen på Geitungen i PL265 ved årsskiftet, og Statoil skal også bore Tastaveden-prospektet i PL628.
In 2012 Statoil made a significant gas and condensate discovery in the King Lear prospect.
I 2012 gjorde Statoil et betydelig gass- og kondensatfunn i King Lear-prospektet.
In 2014-2015 two new wells will be drilled in PL146/PL333.
I 2014-2015 skal det bores to nye brønner i PL146/PL333.
The Romeo prospect will test the potential north of King Lear, while the Julius prospect will both appraise the King Lear discovery and test additional potential south of the find.
Romeo-prospektet skal teste potensialet nord for King Lear, mens Julius-prospektet både skal avgrense King Lear-funnet og teste ytterligere potensial sør for funnet.
This is a high temperature and high pressure (HTHP) area, which Statoil has a strong record in handling.
Dette er et område med høy temperatur og høyt trykk, som Statoil har solid erfaring med å håndtere.
In the Norwegian Sea the focus next year will be to mature the deep-water exploration campaign in the Aasta Hansteen area which is planned to start in 2015.
I Norskehavet vil fokus neste år være på å modne fram letekampanjen på stort havdyp i Asta Hansteen-området med planlagt oppstart i 2015.
"We are confident there are new, exciting opportunities to be explored on the Norwegian continental shelf going forward," concludes Haatvedt.
– Vi er overbeviste om at det finnes nye, spennende letemuligheter på norsk sokkel i tiden fremover, sier Haatvedt.
(*) Norwegian Petroleum Directorate data the last five years.
(*) Data fra Oljedirektoratet de siste fem årene.
Statoil's discovery rate as operator versus industry's discovery rate where Statoil is not included.
Statoils funnrate som operatør sammenlignet med gjennomsnittet i bransjen, eksklusive Statoil.
Daniel Tuppen, exploration manager Norwegian Sea and Barents Sea (Photo: Harald Pettersen/Statoil) JPG 3 MB
Daniel Tuppen, Statoils letesjef for Norskehavet og Barentshavet (Foto: Harald Pettersen/Statoil) JPG 3 MB
Exploration plans NCS 2014 PDF 3 MB
Exploration plans NCS 2014 PDF 3 MB
Boreriggen West Hercules under boring i Barentshavet.
Boreriggen West Hercules under boring i Barentshavet.
Publication of fourth quarter 2013 results
Publisering av resultater for fjerde kvartal 2013
21 March
21. mars
Publication of annual report 2013
Publisering av årsrapport 2013
29 April
29. april
Publication of first quarter 2014 results
Publisering av resultater for første kvartal 2014
Publication of second quarter 2014 results
Publisering av resultater for andre kvartal 2014
29 October
29. oktober
Publication of third quarter 2014 results
Publisering av resultater for tredje kvartal 2014
Morten Sven Johannessen, Vice President, Investor Relations, USA +1 203 570 2524
Morten Sven Johannessen, direktør Investor Relations Nord-Amerika +1 203 570 2524
At the same time, he says, the programme will save money because it provides an alternative to expensive courses elsewhere in the world.
Samtidig gir det mulighet til å spare penger på etterutdanning fordi det er et "alternativ til kostbare kurs verden over," ifølge Bjørnestad.
Part of the Statoil and Hydro contribution will be to fund a chair for the course.
Statoil og Hydro skal blant annet betale for en professorstilling til kurset.
Their own specialists will also give lectures.
I tillegg skal egne fagfolk hos de to energileverandørene forelese.
The programme starts in September, but anyone interested must register before 1 July with the centre for post-graduate and further education at the university.
Forelesningene starter i september, men interesserte må melde seg på innen 1. juli til Senter for etter- og videreutdanning ved Universitetet i Bergen (SEVU).
This can be done by e-mail to sevu@sevu.uib.no.
Det kan skje på e-mail sevu@sevu.uib.no.
Teaching will take place every Thursday for three months, and provides five credits.
Kurset kommer til å gå hver torsdag i tre måneder og gir fem vekttall.
A post-graduate course in processing natural gas will be provided by the University of Bergen in cooperation with Statoil and Norsk Hydro.
Universitetet i Bergen går sammen med Statoil og Norsk Hydro om å kurse nyutdannede ingeniører og andre høyskolekandidater i prosessering av naturgass.
Exploration well 6407/8-6 and sidetrack 6407/8-6A, drilled by the Songa Trym drilling rig, have proven several oil columns in formations dating from the Jurassic period.
Undersøkelsesbrønnen 6407/8-6 og sidesteget 6407/8-6A boret av boreriggen Songa Trym påviste flere oljekolonner i bergarter av jura alder.
The main wellbore has also proven oil at a deeper level, in reservoir rocks of Triassic age, probably Grey Beds formation.
I tillegg ble det påtruffet olje på et dypere nivå i bergarter av trias alder, sannsynligvis Grey Beds formasjonen.
Further data analysis will clarify the age of this oil bearing formation.
Videre analyser av innsamlet data vil bekrefte alder på denne oljeholdige formasjonen.
The estimated volume of the discovery is in the range of 55 - 100 million barrels of recoverable oil equivalent.
Anslått volum på Snilehorn-funnet er i størrelsesorden 55 - 100 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
This is light oil of high quality.
Dette er lettolje av høy kvalitet.
"We are very pleased with the results of our near-field exploration programme in the Norwegian Sea this year," says Gro G. Haatvedt, Statoil senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf.
– Vi er godt fornøyd med resultatene av vårt leteprogram i feltnære områder i Norskehavet i år.
"In three months we have made three new discoveries in the Norne, Åsgard and Njord areas proving a total of 86-166 million barrels of recoverable oil equivalent.
På tre måneder har vi gjort tre nye funn i områdene rundt Norne, Åsgard og Njord, og har påvist totalt 86-166 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter i de tre brønnene.
These are high value barrels that allow us to extend the production life of our installations."
Dette er fat av høy verdi som gir oss muligheten til å forlenge levetiden på våre installasjoner, sier Gro G.
The Smørbukk North gas/condensate discovery in the Åsgard area and the Svale North oil discovery in the Norne area were announced in August and September respectively.
Gass-/kondensatfunnet Smørbukk Nord i Åsgard-området og oljefunnet Svale Nord i Norne-området ble kunngjort i henholdsvis august og september.
Arve Rennemo, vice president and asset owner of Njord.
Arve Rennemo, direktør og feltansvarlig for Njord.
"A most likely future development of the Snilehorn discovery will be via the Hyme production system to Njord, or as a direct tie-in to the Njord platform," says Arve Rennemo, vice president and asset owner of Njord.
– En framtidig utbygging av Snilehorn-funnet vil mest sannsynlig være via produksjonssystemet på Hyme til Njord, eller som en direkte tilknytning til Njord-plattformen, sier Arve Rennemo, direktør og feltansvarlig for Njord.
The Snilehorn well results also provide new important information about the Halten Bank area in shallow water in the Norwegian Sea and indicate that there may be interesting follow-up potential in this area.
Brønnresultatene fra Snilehorn gir også ny og viktig informasjon om Haltenbanken-området på grunt vann i Norskehavet, og indikerer at det kan være et interessant oppfølgingspotensial i dette området.
"This is probably the first time hydrocarbons have been proven in Grey Beds formation in this part of the Norwegian Sea.
– Dette er trolig første gangen det er påvist hydrokarboner i Grey Beds formasjonen i denne delen av Norskehavet.
This will be confirmed by further analyses of the data and may imply further upside potential in this area," says Haatvedt.
Dette vil bli bekreftet ved videre analyser av dataene og kan innebære ytterligere letemuligheter i dette området, sier Haatvedt.
Exploration wells 6407/8-6 and 6407/8-6A are located in PL348/348B in the Norwegian Sea.
Undersøkelsesbrønnene 6407/8-6 og 6407/8-6A ligger i utvinningstillatelse 348/348B i Norskehavet.
Statoil is operator with an interest of 35%.
Statoil er operatør med en eierandel på 35 prosent.
The partners are GDF SUEZ E&P Norge AS (20%); E.ON E&P Norge AS (17.5%); Core Energy AS (17.5%); Faroe Petroleum Norge AS (7.5%) and VNG Norge AS (2.5%).
De andre rettighetshaverne er GDF SUEZ E&P Norge AS (20 prosent); E.ON E&P Norge AS (17,5); Core Energy AS (17,5); Faroe Petroleum Norge AS (7,5) og VNG Norge AS (2,5).
For further details on the results of exploration wells 6407/8-6 and 6407/8-6A, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >>
For ytterligere detaljer om resultatene fra undersøkelsesbrønnene 6407/8-6 og 6407/8-6A vises det til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD) >>
Snilehorn map GIF 540 kB
Snilehorn kart GIF 543 kB
From bold decision to successful implementation Statfjord has gone from its original status as an oil field to the present, where mainly gas is produced and is sent to customers on the Continent and in the UK.
Fra dristig beslutning til vellykket gjennomføring Statfjord har gått fra opprinnelig å være et oljefelt til i dag hvor det hovedsaklig er gass som produseres og sendes til kunder på kontinentet og i Storbritannia.
The fact that the Statfjord field still has many years of production ahead of it is the result of the partnership's bold decision ten years ago to rebuild the entire field to produce gas (Statfjord late life).
Når Statfjord-feltet fremdeles har mange års produksjon foran seg, er det fordi partnerskapet for ti år siden tok en modig beslutning om å bygge om hele feltet til å produsere gass (Statfjord senfase).
Good work by Statoil's own organisation, partners and suppliers all these years - along with NOK 23 billion in investments - have also been important contributions in maintaining the production.
Godt arbeid av egen organisasjon, partnere og leverandører i alle disse årene – og 23 milliarder kroner i investeringer – har også vært viktige bidrag til at produksjonen kan opprettholdes.
Each year, 2,500 full-time equivalents are invested in the Statfjord field, including the contribution from the suppliers, to enable safe and efficient operations.
Hvert år legges det ned 2500 årsverk på Statfjord-feltet, inkludert bidraget fra leverandørene, for å muliggjøre en sikker og effektiv drift.
Active drilling programme An active drilling programme is contributing to the continued maturation of recoverable reserves on Statfjord.
Aktivt boreprogram Et aktivt boreprogram bidrar til at det fortsatt modnes fram utvinnbare ressurser på Statfjord.
By the time 2013 draws to a close, we will have drilled 11 wells, while 10 new wells are planned for 2014.
Innen 2013 er omme har vi boret 11 brønner, mens nye 10 planlegges i 2014.
Impressive production/track record The Statfjord field has produced more than 4.7 billion barrels of oil equivalent.
Imponerende produksjon/track record Statfjord-feltet har produsert over 4,7 milliarder fat oljeekvivalenter.
Stacked up on top of each other, the oil barrels would have yielded 10 towers reaching from the earth to the moon.
Oljefatene stablet oppå hverandre ville gitt 10 tårn fra jorda til månen.
Statfjord A's highest producing well, A-06, has produced 120 million barrels on its own, more than many of the field developments we see today.
Statfjord A-plattformens mestproduserende brønn, A-06, har produsert 120 millioner fat olje alene, mer enn flere av feltutbyggingene vi ser i dag.
The Statfjord field's production record for a single day was set on 16 January 1987, when 850,204 barrels of oil were produced.
Statfjord-feltet satt produksjonsrekord for én dag 16. januar 1987, da 850.204 fat olje ble produsert.
Licensees on the Statfjord field: Statoil Petroleum AS (44.34% - operator), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21.37%) Centrica Resources (Norway) AS (19.76%) and Centrica Resources Limited (14.53%).
Rettighetshavere Statfjord-feltet: Statoil Petroleum AS (44,34 % - operatør), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (21,37 %), Centrica Resources (Norge) AS (19,76 %) og Centrica Resources Limited (14,53 %).
The extension means that Statfjord A will still be in operation when the new giant Johan Sverdrup comes on stream.
Forlengelsen betyr at Statfjord A fortsatt vil være i drift når den nye giganten Johan Sverdrup starter opp.
The size of the Statfjord field is unique, making it a significant part of the history of the Norwegian shelf for 40 years.
Størrelsen på Statfjord-feltet er unik og har betydd mye for norsk sokkels historie gjennom 40 år.
We will take the experiences from Statfjord with us in our work with Johan Sverdrup, which has a horizon of 40 years," says Atle Rettedal, director of production for the Statfjord field.
Erfaringene fra Statfjord skal vi ta med oss inn i arbeidet med Johan Sverdrup som har en horisont 40 år fram i tid, sier Atle Rettedal, produksjonsdirektør for Statfjord-feltet.
Originally, the partnership hoped to recover 40% of the oil in the Statfjord field.
Opprinnelig håpet partnerskapet å kunne utvinne 40 prosent av oljen i Statfjord-feltet.
The outcome so far is a record 66%.
Fasiten så langt er rekordhøye 66 prosent.
The global average for oil fields is 35%.
Gjennomsnittet for oljefelt på verdensbasis er 35 prosent.
The goal is to recover 74% of the gas from Statfjord.
Målet er å utvinne 74 prosent av gassen fra Statfjord.
"We are reaping the benefits of the efforts we have invested over many years in that we will now manage to recover even more of the resources in a manner that creates value for the owners and for society," Rettedal continues.
- Vi får uttelling for innsatsen som er lagt ned over mange år når vi nå klarer å utvinne enda mer av ressursene på en måte som skaper verdier for eierne og samfunnet, fortsetter Rettedal.
The mechanism could become standard equipment if methanol is chosen as hydrogen bearer for such vehicles.
Mekanismen kan bli standardutstyr dersom metanol velges som hydrogenbærer for slike kjøretøy.
The other collaborating companies are Ballard Power Systems, BASF, BP, DaimlerChrysler and Methanex.
De øvrige selskapene i samarbeidet er Ballard Power Systems, BASF,BP,DaimlerChrysler og Methanex.
The filling mechanism, which has been developed by the Swedish company, Identic, has been installed in a DaimlerChrysler Necar 5 car.
Påfyllingsmekanismen, som er utviklet av Identic i Sverige, er installert i en DaimlerChrysler Necar 5 personbil.
The prototype is being tested in connection with California Fuel Cell Partnership’s demonstration programme for fuel cell cars in Sacramento, USA.
Prototypen testes i forbindelse med California Fuel Cell Partnerships demonstrasjonsprogram for brenselcellebiler i byen Sacramento i USA.
The new pump system will ensure that methanol does not leak out during filling, and it will be impossible to remove fuel from the tank.
Det nye pumpesystemet skal sikre at metanol ikke lekker ut under fylling, og at man ikke kan få tilgang til drivstoffet når det ligger på tank.
California is a pioneering region for the use of technology which can help to reduce car pollution.
California er et foregangsområde når det gjelder bruk av ny teknologi som kan redusere forurensing fra bilparken.
Tests started today, 25 April, of a method for safe tanking of methanol in fuel cell cars.
I dag, 25. april, starter testingen av en metode for sikker tanking av metanol på brenselcellebiler.
In all, 97 persons were sent ashore.
I alt 97 personer er sendt til land.
Njord A has been out of production since the summer of 2013 and all production systems are shut down and emptied of oil and gas.
Njord A har vært ute av produksjon siden sommeren 2013 og alle produksjonssystemer er nedstengt og helt tømt for olje og gass.
The personnel on board are primarily occupied with necessary maintenance and preparations for the planned reinforcement work.
Bemanningen vi har om bord driver i hovedsak med nødvendig vedlikehold og forberedelser til det forsterkningsarbeidet som er planlagt gjennomført.
“This gives us time to assess the weather situation ahead and will allow specialists to carry out checks of the platform’s integrity and security systems before we restore the manning of the platform to normal levels,” says Arve Rennemo, production director at Njord A.
– Dette gir oss tid til å vurdere værsituasjonen fremover og gjennomføre nødvendig utsjekk av alle sikkerhetssystemer og plattformens integritet med spesialister før vi igjen oppbemanner plattformen til et normalt nivå, sier Arve Rennemo, produksjonsdirektør på Njord A.
Phone number for press enquiries: +47 51990000
For pressehenvendelser: 51990000 (Statoil sentralbord)
Published 16 November 09:36
Melding publisert 16.
Lifting personnel from Njord A
November 09:36
On November 16, after storm forecasts, Statoil decided to remove personnel from the Njord A platform in the Norwegian Sea as a precautionary measure.
Nedbemanning Njord A Lørdag 16. november besluttet Statoil som føre var-tiltak å nedbemanne Njord A-plattformen i Norskehavet på grunn av stormvarsel.
There are 97 people on board Njord A and three helicopters have been requisitioned to transport personnel from the installation to Kristiansund airport Kvernberget.
Det er 97 personer ombord på Njord A og tre helikopter er satt inn for å frakte personnel fra installasjonen til Kristiansund Lufthavn, Kvernberget.
The de-manning was initiated as a precautionary measure since the platform is currently subject to weather restrictions, in connection with ongoing reinforcement work taking place on board.
Dette er i forbindelse med et pågående forsterkningsarbeid.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 9,762,941shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9.762.941 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 141.21 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 141,21 kroner.
Following this, the share saving plan has 9,432,443 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.432.443 aksjer.
Wash water is defined as hazardous waste, and this was not handled in accordance with the regulations by the platform.
Vaskevannet er definert som farlig avfall, og dette ble ikke forskriftsmessig håndtert på plattformen.
The wash water was sent by mistake through the oil export pipeline to the Sture terminal in Hordaland, which did not have permission to receive or handle such waste.
Ved en feil ble det sendt med oljeeksportrørledningen til Sture-terminalen i Hordaland som ikke hadde tillatelse til å ta imot eller håndtere slikt avfall.
After the incident a number of measures to prevent recurrence have been implemented, and new procedures for reporting the content of fluid sent to the terminal through the oil export system have been introduced.
I etterkant av hendelsen er det iverksatt en rekke tiltak for å hindre gjentakelse, og det er innført nye rutiner for rapportering av innhold i væske som sendes mottaksterminal via oljeeksportsystemet.
“This was a highly regrettable incident that should not have occurred,” says Terje Gunnar Hauge, head of Oseberg operations.
– Dette var en sterkt beklagelig hendelse som vi skulle vært foruten, sier Terje Gunnar Hauge, produksjonsdirektør for Oseberg.
“We fortunately have no indications that this has resulted in local pollution at Sture.”
– Vi har heldigvis ingen indikasjoner på at dette har ført til lokal forurensing på Sture.
The Oseberg C platform in The North Sea.
Oseberg C-plattformen i Nordsjøen.
(Photo: NASA/JPL-Caltech)
(Foto: NASA/JPL-Caltech)
Statoil and NASA have formed an agreement to explore a wide range of technologies to assist Statoil in the search for oil and gas exploration and production efforts, which are increasingly moving into frontier regions.
Statoil og NASA har inngått en avtale om å utforske en rekke forskjellige teknologier som kan støtte Statoil i arbeidet med å lete etter olje og gass og utvinne disse ressursene, et arbeid som stadig oftere foregår i umodne områder.
The contract with NASA is effectuated at Jet Propulsion Laboratory (JPL) at Pasadena, California, which is managed by the California Institute of Technology (Caltech).
Kontrakten med NASA skal gjennomføres ved Jet Propulsion Laboratory (JPL) i Pasadena, California, som ledes av California Institute of Technology (Caltech).
Statoil has a solid track record of being an innovative energy company and is always looking for safer, more cost-effective and smarter solutions.
Statoil har lenge vært et innovativt energiselskap og er alltid på utkikk etter mer kostnadseffektive og smartere løsninger.
Collaborating with world-leading institutions and working across disciplines has led to a number of the company's ground-breaking solutions.
Samarbeid med verdensledende institusjoner og tverrfaglig arbeid har ført til flere av selskapets banebrytende løsninger.
"Searching for oil and gas resources has become so advanced technically over the past decade that new solutions and ideas are needed.
- Letingen etter olje og gass er blitt så teknisk avansert de siste ti årene at det nå er behov for nye løsninger og ideer.
To Statoil this is a significant opportunity to take technologies developed by NASA and JPL for the harsh and challenging environments of space and apply them to the equally demanding environments of oil and gas production," said Lars Høier, Statoil acting senior vice president of research, development and innovation.
For Statoil er dette en stor mulighet til å ta i bruk teknologi som NASA og JPL har utviklet for de ugjestmilde og vanskelige miljøene i verdensrommet og anvende dem på de like krevende miljøene man hanskes med i olje- og gassproduksjon, sa Lars Høier, Statoils fungerende direktør for forskning, utvikling og innovasjon.
"We're excited to work with NASA—one of the leading research organisations globally—to evaluate the development and application of technologies that have more in common with outer space exploration than previously thought."
- Det er spennende å samarbeide med NASA – en av verdens ledende forskningsorganisasjoner – om å evaluere utviklingen og anvendelsen av teknologier som har mer til felles med romforskning enn man kunne tro.
"This agreement is the latest example of how NASA and JPL technologies can benefit us here on Earth.
- Denne avtalen er et nytt eksempel på hvordan teknologier fra NASA og JPL kan være til nytte for oss på jorden.