natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The blocks cover an area of about 5,650 km2 (approx. 2,200 square miles) in the largely unexplored deepwater areas of the Saline Basin.
Blokkene strekker seg over et område på omkring 5.650 kvadratkilometer i de stort sett uutforskede dypvannsområdene i Salinabassenget.
Statoil will be the operator of blocks 1 and 3, at 33.4% equity, with partners BP and Total participating equally with the remaining equity.
Statoil blir operatør for blokk 1 og 3, med 33,4 % eierandel, mens de resterende andelene er likt fordelt mellom partnerne BP og Total.
The licences were awarded in a competitive bid round.
Lisensene ble tildelt i en åpen budrunde.
A total of 10 deepwater blocks were on offer, with four in the Perdido Area and six in the Saline Basin.
Til sammen 10 dypvannsblokker ble lagt ut for bud, der fire var i Perdido-området, og seks i Salinabassenget.
The blocks awarded are in water depths ranging from about 900 – 3,200 metres.
De tildelte blokkene ligger på omkring 900-3.200 meters havdyp.
The bid round is Mexico’s first ever tender for deepwater exploration acreage.
Dette er Mexicos første budrunde for letelisenser på dypt vann.
“Mexico’s opening presents the industry with great opportunities, so we are pleased to secure an early position.
Vi er derfor fornøyd med å sikre en tidlig posisjon.
The award grants Statoil access to significant frontier acreage in an underexplored part of offshore Mexico.
Tildelingen gir Statoil tilgang til et betydelig areal i et uutforsket område.
The winning bids for both blocks consisted of an additional royalty of 10% (on potential future revenues) and an additional work program equivalent to 1 biddable well per block.
I vinnerbudene for blokk 1 og 3 bød Statoil og partnerne en ytterligere royalty på 10 % (på mulig framtidige inntekter) og et ytterligere arbeidsprogram tilsvarende 1 brønn per blokk.
Each block also has a minimum work program as defined by the authorities, including a variety of geological activities but no required wells.
Hver blokk har også et minimum arbeidsprogram definert av myndighetene som omfatter forskjellig geologiske arbeid, men ingen brønner.
Tore Løseth, vice president for exploration in the US and Mexico.
Tore Løseth, direktør for letting i USA og Mexico
“The licences awarded reinforces Statoil’s exploration strategy of early access at scale.
– De tildelte lisensene støtter opp under Statoils letestrategi om tidlig tilgang i stor skala.
This further strengthens and develops the optionality in Statoil’s long-term international portfolio,” says Løseth.
Dette styrker og utvikler valgmulighetene i Statoils langsiktige internasjonale portefølje ytterligere, sier Løseth.
Statoil has a long-term perspective in Mexico, and we look forward to contributing to developing the energy sector by assessing the blocks awarded,” says Løseth.
Statoil har et langsiktig perspektiv i Mexico, og vi ser fram til å bidra til å utvikle energisektoren ved å studere de tildelte blokkene, sier Løseth.
Statoil has had a representative office in Mexico City since 2001.
Statoil har hatt et representasjonskontor i Mexico City siden 2001.
For more information:
Ytterligere informasjon:
Media Erik Haaland, press spokesperson, Europe and international Tel: +47 95 42 17 70
Media Erik Haaland, mediekontakt, Europa og internasjonalt Tlf: +47 95 42 17 70
Peter Symons, press spokesperson, North America Tel: +1 713 409 1087
Peter Symons, mediekontakt, Nord-Amerika Tlf: +1 713 409 1087
Investor Relations Peter Hutton, Investor Relations, Europe and international Tel: +44 7881 918 792
Investor Relations Peter Hutton, Investor Relations, Europa og internasjonalt Tlf: +44 7881 918 792
Morten Sven Johannessen, Investor Relations, North America Tel: +1 203 570 2524
Morten Sven Johannessen, Investor Relations, Nord-Amerika Tlf: +1 203 570 2524
Downloads:
Nedlastinger:
Map of blocks on offer in deepwater tender of Mexican Round 1 PDF 521 KB
Kart over lisenser i dypvannsrunden utenfor Mexico PDF 521 KB
Statoil gana bloques en la ronda de aguas profundas en México PDF 89 KB
Statoil gana bloques en la ronda de aguas profundas en México PDF 89 KB
Statoil will be the operator of four Licensing Options and partner in two Licensing Options, operated by ExxonMobil Exploration and Production Ireland (Offshore South) Limited.
Statoil blir operatør for fire lisensopsjoner og partner i to lisensopsjoner, der ExxonMobil Exploration and Production Ireland (Offshore South) Limited er operatør.
Statoil and ExxonMobil each hold 50% equity in all the Licensing Options.
Statoil og ExxonMobil har en eierandel på 50 prosent hver i alle lisensopsjonene.
Work programme commitments are limited to 2D and 3D seismic surveys to be acquired during 2016 and 2017.
Forpliktelsene i arbeidsprogrammet er begrenset til innsamling av 2D- og 3D-seismikk i løpet av 2016 og 2017.
"We are pleased with these awards that will see Statoil re-entering the Irish exploration scene.
– Vi er fornøyd med disse tildelingene, som vil bringe Statoil tilbake på den irske letearenaen.
This supports Statoil`s exploration strategy of early access at scale and enables us to apply the exploration knowledge and experience we have gained globally and specifically on the conjugate margin offshore Newfoundland.
Dette støtter Statoils letestrategi om tidlig tilgang i stor skala, og gir oss muligheten til å bruke den kunnskapen og erfaringen vi har opparbeidet oss gjennom letevirksomhet globalt, og spesielt på den tilsvarende marginen utenfor kysten av Newfoundland.
We look forward to working with ExxonMobil on exploring these opportunities,” says Erling Vågnes, senior vice president Exploration Northern Hemisphere Statoil ASA.
Vi ser fram til å samarbeide med ExxonMobil om å utforske disse mulighetene, sier Erling Vågnes, direktør for Statoils letevirksomhet på den nordlige halvkule.
Statoil has had a presence in Ireland since 1992.
Statoil har vært til stede i Irland siden 1992.
Currently, the company’s main asset in Ireland is a 36.5% interest in the Shell operated Corrib gas field off the country’s north-west coast.
Selskapets største eiendel i Irland i dag er andelen på 36,5 prosent i det Shell-opererte gassfeltet Corrib utenfor nordvestkysten av landet.
Map in PDF format - Department of Communications, Energy & Natural Resources
Kart i PDF-format - Department of Communications, Energy & Natural Resources
The partners expect to be able to recover an additional 50 million barrrels of oil from the Vigdis field.
Partnerne forventer å kunne vinne ut 50 millioner fat olje ekstra fra Vigdis.
Vigdis Extension is to be developed with a subsea installation which will include production and injection pipes and umbilicals.
Prosjektet innebærer at feltet skal bygges ut med havbunnsanlegg som inkluderer rør for produksjon og injeksjon og kontrollkabler.
Six wells will be drilled - three production wells and three for water-injection.
Seks brønner skal bores, tre produksjonsbrønner og tre for injeksjon av vann.
The subsea systems will be tied back to the existing subsea Vigdis installation.
Havbunnsanlegget skal knyttes opp mot det eksisterende havbunnsanlegget på Vigdis.
Oil and gas will be processed in the existing processing plant for Vigdis on the Snorre A platform.
Olje og gass skal prosesseres i det eksisterende anlegget for Vigdis på Snorre A-plattformen.
"This development is important for the Tampen area.
"Utbyggingen er viktig for Tampen-området.
Plans call for production to start in late 2003/early 2004.
Planlagt oppstart er satt til årsskiftet 2003-2004.
Total investment costs for the development are estimated at NOK 2,676 million.
Totale investeringer for utbyggingen er anslått til 2676 millioner kroner.
A plan for development and operation was submitted to the Ministry of Petroleum and Energy on 4 July.
En plan for utbygging og drift ble levert til Olje- og energidepartementet 4. juli.
The licensees in production licence 089 are Statoil (28.22 per cent), Petoro (30 per cent), Norsk Hydro (13.28 per cent), ExxonMobil (10.5 per cent), Idemitsu (9.6 per cent), TotalFinaElf (5.6 per cent) and RWE Dea (2.8 per cent).
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 089 er Statoil (28,22 prosent), Petoro (30), Norsk Hydro (13,28), ExxonMobil (10,5), Idemitsu (9,6), TotalFinaElf (5,6) og RWE Dea (2,8).
The partners in the Norsk Hydro-operated Vigdis and Tordis fields in the Tampen area have decided to proceed with the Vigdis Extension project.
Partnerskapet i de Hydro-opererte Vigdis- og Tordis-feltene i Nordsjøen har besluttet å gå videre med prosjektet Vigdis utvidelse.
Statoil has mobilized its emergency response organization.
Statoil har mobilisert sin beredskapsorganisasjon.
Press contact: +47 51 99 19 83
Pressehenvendelser: 51 99 19 83
“Statoil wants to be in the forefront of the development in the oil and gas industry.
– Statoil ønsker å være i forkant av utviklingen i olje- og gassindustrien.
Technology and innovation are vital to finding more resources and developing projects, while at the same time reducing costs and CO2 emissions,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
Teknologi og innovasjon er nøkkelen for å finne mer ressurser og utvikle flere prosjekter, samtidig som vi reduserer kostnadene og karbonutslippene, sier konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring, Margareth Øvrum.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring.
Statoil’s strategy focuses on safety, high value creation and low carbon.
Statoils strategi legger vekt på sikkerhet, høy verdiskapning og lave karbonutslipp.
And with ambitious goals both within climate and digitalisation it was necessary to update the company’s technology strategy.
Og med ambisiøse mål både innen klima og digitalisering har det vært nødvendig å oppdatere selskapets teknologistrategi.
The strategy focuses on five technology directions:
Den har fem satsningsområder for teknologiutvikling:
Discover and develop frontier and deepwater areas
Leting og utvikling av nye og dypvanns områder
Unlock low-recovery reservoirs
Økt utvinning fra utfordrende reservoarer
Develop renewable energy opportunities
Muligheter innen fornybar energi
All directions build on digitalisation, innovation and multidisciplinary solutions.
Alle områdene bygger på digitalisering, innovasjon og tverrfaglige løsninger.
“We increase our focus on technology to reduce carbon emissions and build a strong position within renewable energy.
– Vi øker vår satsing på teknologi for å redusere karbonutslipp og for å bygge en sterk posisjon innen fornybar energi.
In 2020, Statoil will spend 25% of its research funds on CO2 reductions and new energy solutions.
I 2020 skal 25 % av Statoils forskningsmidler gå til reduserte utslipp og nye energiløsninger.
In order to reduce emissions from oil and gas activities, efforts are being made to develop electrification technologies, reduce emissions from turbines offshore and reduce energy consumption for new fields.
For å få ned utslipp fra olje og gassvirksomheten jobbes det med teknologier for elektrifisering, lavere utslipp fra turbiner offshore og redusert energibruk for nye felt.
This year’s research budget totals NOK 2.6 billion.
Forskningsbudsjettet i år er på 2,6 milliarder kroner.
Our goal is to spend around 50% of the budget externally.
Målet er å bruke rundt 50% av disse midlene eksternt.
First automated drilling in the world
Automatisert boring for første gang i verden
The automated drilling technology is digitalisation and innovation in practice.
Teknologien automatisk boring er digitalisering og innovasjon i praksis.
For more than 10 years Statoil has collaborated with research institutions and the supplier industry on developing this technology, which may radically improve safety and efficiency of drilling operations.
I over ti år har Statoil samarbeidet med forskningsinstitutter og leverandørindustri for å utvikle denne teknologien som radikalt kan styrke sikkerheten og effektiviteten i boreoperasjoner.
Automated drilling has the potential to drill wells up to 15-20% faster by 2020.
Automatisert boring har et potensial til å gjøre boring av brønner opptil 15-20% raskere innen 2020.
The technology is now being applied for the first time in the world on a mobile rig during Statoil’s exploration campaign in the Barents Sea.
Nå brukes teknologien for første gang i verden på en flytende rigg under Statoils letekampanje i Barentshavet.
The Research Council of Norway has supported this technology development for a long time, and DEMO2000 funds from last year’s allocation was essential to start using the technology this year.
Forskningsrådet har støttet dette teknologiløftet over lengre tid, og DEMO2000-midler i fjorårets utdeling ble helt avgjørende for første bruk i år.
We have only seen the beginning of the innovation opportunities offered by digitalisation.
Vi har bare har sett begynnelsen på de innovasjonsmuligheter digitalisering gir oss.
Just think of the possibilities if artificial intelligence can analyse all our seismic data,” Kvalheim says.
Bare tenk på mulighetene hvis kunstig intelligens kan analysere all vår seismiske data, sier Kvalheim.
Technology to shape the future of energy
Technology to shape the future of energy
He was a passenger on the helicopter en route from Gullfaks B to Bergen which crashed outside Turøy in Fjell municipality.
Han var passasjer på helikopteret som var på vei fra Gullfaks B til Bergen og som styrtet utenfor Turøy i Fjell kommune.
Ole Magnar Kvamme (born 1955) was educated as an electrical engineer.
Ole Magnar Kvamme (født 1955) var utdannet elektrisk installatør.
Ole Magnar Kvamme is survived by three adult children and two grandchildren.
Ole Magnar Kvamme etterlater seg tre voksne barn og to barnebarn.
“Our thoughts are first and foremost with Ole Magnar Kvamme’s family and close friends, who have lost their loved one in this terrible tragedy,” says chief executive Eldar Sætre.
– Våre tanker går først og fremst til Ole Magnar Kvammes familie og nære venner, som har mistet en av sine kjære i denne forferdelige ulykken, sier Statoils konsernsjef Eldar Sætre.
Ole Magnar Kvamme
Ole Magnar Kvamme
Lyder Martin Telle (Aker Solutions)
Lyder Martin Telle (Aker Solutions)
Michele Vimercati (CHC)
Michele Vimercati (CHC)
Olav Bastiansen (CHC)
Olav Bastiansen (CHC)
Iain Stuart (Halliburton)
Iain Stuart (Halliburton)
Behnam Ahmadi (Halliburton)
Behnam Ahmadi (Halliburton)
Otto Mikal Vasstveit (Halliburton)
Otto Mikal Vasstveit (Halliburton)
Tommas Helland (Halliburton)
Tommas Helland (Halliburton)
Kjetil Wathne (Karsten Moholt AS)
Kjetil Wathne (Karsten Moholt AS)
Espen Samuelsen (Welltec Norway)
Espen Samuelsen (Welltec Norway)
Silje Ye Rim Veivåg Kroghsæter (Schlumberger)
Silje Ye Rim Veivåg Kroghsæter (Schlumberger)
The tragedy will be marked across Statoil Monday 2 May at 13:00 CET with a minute's silence, and flags will be flown at half-mast all day.
Tragedien vil mandag 2. mai bli markert med flagging på halv stang hele dagen og ett minutts stillhet ved alle Statoils kontorer over hele verden klokken 13:00 CET.
“It’s great kicking off the new year with a discovery,” says Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK.
– Det er godt å starte året med et funn, sier Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk og britisk sokkel.
The drilling of the Cape Vulture exploration well started in early December 2016.
Leteboringen i brønnen Cape Vulture ble påbegynt tidlig i desember i 2016.
The well was drilled in the license 128 as a result of the award of license 128D in the APA round in 2015 (Award in Predefined Areas).
Brønnen ble boret utvinningstillatelse 128, og er et resultat av tildeling av lisens 128D i TFO-runden i 2015 (Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder).
The drilling of the well is the result of the development of a new exploration concept for the Nordland Ridge.
Boringen i dette prospektet kommer som et resultat av utviklingen av et nytt letekonsept for Nordlandsryggen.
“We make this discovery one year after the announcement of the licence award at the 2016 Sandefjord conference.
– Det er temmelig nøyaktig ett år siden tildelingen av Cape Vulture-lisensen ble offentliggjort under Sandefjordkonferansen i 2016.
We are satisfied with already completing the well and happy to be able to announce Cape Vulture as a commercial discovery.
Vi er fornøyd med at vi allerede har fullført letebrønnen og glade for å kunne annonsere Cape Vulture som et drivverdig funn.
This shows the importance of new acreage, demonstrates our ability to quickly test new opportunities, and emphasises that looking at mature areas in new ways may pay off,” Averty adds.
Dette viser hvor viktig nytt areal er, det demonstrerer vår evne til raskt å teste nye muligheter og understreker hvordan nye ideer i modne områder på kan gi gode resultater, sier Jez Averty.
The Cape Vulture discovery opens up for further exploration opportunities in the area.
Cape Vulture-funnet åpner for ytterligere letemuligheter i området.
Statoil will now analyse the results in detail, and identify any new exploration targets in the area.
Statoil vil nå analysere resultatene i detalj og konkretisere eventuelle nye letemål i området.
Recoverable reserves are initially estimated at between 20 and 80 million barrels of recoverable oil equivalents and plans for further appraisal of the discovery will be made.
Funnet er foreløpig beregnet til å være mellom 20 og 80 millioner fat oljeekvivalenter og det vil bli lagt planer for en videre avgrensning av funnet.
Located north-west of Norne, a tie-back of the discovery to the FPSO at the Norne field will be considered.
Funnet ligger nordvest for Norne og vil bli vurdert for en utbygging som en tilknytning til produksjonsskipet på Norne-feltet.
“We are very pleased with this discovery”, says Siri Kindem, Statoil’s senior vice president for Operations North.
– Vi er veldig glade for dette funnet, sier Siri Kindem, direktør for Statoil i Nord-Norge.
Jez Averty, senior vice president for exploration in Norway and the UK.
Jez Averty, Statoils letedirektør for norsk og britisk sokkel.
Siri Kindem, Statoil’s senior vice president for Operations North.
Siri Kindem, direktør for Statoil i Nord-Norge.
“Norne is already a much greater success than we expected when the field was discovered.
– Norne er allerede en suksess langt utover det man forventet seg da feltet ble funnet.
It has been the backbone of our ventures in the north from the very beginning and discoveries such Cape Vulture contribute to Norne’s long life, and to maintaining activities in the Norwegian Sea,” Kindem adds.
Norne har vært ryggraden i vår satsning i nord fra begynnelsen og funn som Cape Vulture bidrar til ytterligere forlengelse av driftsperioden og til å opprettholde aktiviteten i Norskehavet, fortsetter Kindem.
“Statoil has a 40-year presence in the north, and we continue to be the driving force in the oil and gas industry here,” Kindem says.
– Statoil har vært 40 år i nord og vi fortsetter å være drivkraften i olje- og gassindustrien her, sier Kindem.
Statoil is the operator of license 128 and 128D with a 64 % share, Petoro holds a 24.5 % share and ENI a 11.5 % share.
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 128D er Statoil (operatør, 64% andel), Petoro (24,5 % andel) og Eni Norge (11,5 % andel).
For further information, please contact: Media: Morten Eek, +47 416 89 515 Investor relations: Anca Jalba, +47 410 87 988
For ytterligere informasjon, ta kontakt med: Media: Morten Eek, 41689515 Investor relations: Anca Jalba, 41087988
Facts about the Norne field
Fakta om Norne-feltet
Oil and gas field in the Norwegian Sea.
Olje - og gassfelt i Norskehavet.
Licence awarded in 1986, first discovery made in 1992 and first oil from Norne on 6 November 1997.
Lisensen tildelt i 1986, første funn gjort i 1992 og produksjonsstart Norne fra 6. november 1997.
Includes blocks 6608/10 and 6608/11.
Omfatter blokkene 6608/10 og 6608/11.
Productive life originally planned until 2014, the field has later been developed with additional resources.
Opprinnelig planlagt produksjon var fram til 2014, siden er feltet utviklet med tilleggsressurser.
The current ambition is to maintain operations at Norne until 2030.
Ambisjon i dag er drift på Norne til 2030.
More than 625 million barrels produced at a value of some NOK 500 billion (2016).
Mer enn 625 millioner fat produsert til verdi omkring 500 milliarder kroner (2016).
The field development concept includes subsea templates tied back to a floating production, storage and offloading vessel (FPSO).
Feltet er bygd ut med et produksjons- og lagerskip tilknyttet brønnrammer på havbunnen.
Risers and umbilicals are also connected to the turret.
Stigerør og kontrollkabler er også knyttet til denne.
The vessel features a processing plant on deck and oil storage tanks.
Skipet har prosessanlegg på dekk og lagertanker for olje.
The Norne field is located at a water depth of 380 metres.
Havdybden på Norne-feltet er 380 meter.
Natural gas exports from Norne started in 2001.
Gasseksport fra Norne startet i 2001.
The gas travels through the Norne gas export pipeline and the Åsgard transport trunk line via Kårstø north of Stavanger to continental Europe.
Gassen transporteres gjennom rørsystemene Norne gasseksport og Åsgard transport via Kårstø i Nord-Rogaland til kontinentet.
The distance from the field to the landfall at Dornum in Germany is more than 1,400 kilometres.
Fra feltet til ilandføringsstedet i Dornum i Tyskland er det mer enn 1400 kilometer.
Map - Cape Vulture exploration well JPG 865 KB
Kart over Cape Vulture-brønnen JPG 865 KB
The Njord A platform arrived at Kværner Stord on Thursday 25 August.
Njord A ankom Kværner Stord torsdag 25. august.
The platform will now be reinforced and renovated for production beyond 2030.
Nå skal plattformen forsterkes og pusses opp slik at den kan produsere forbi 2030.
Oil and gas production on Njord should in fact have ceased a long time ago.
Olje- og gassproduksjonen på Njord skulle faktisk vært over for lenge siden.
When the field was developed, it was scheduled for production until 2013.
Da feltet ble bygget ut var planen å produsere til 2013.
Snorre Grande, project director for the Njord Future project.
Snorre Grande, prosjektdirektør for Njord Future
“We have been able to recover more of the reserves than originally expected, and following new discoveries and the Snilehorn development, field production will continue for at least ten more years.
– Vi har klart å ta ut mer av reservene enn først antatt på feltet, og etter nye funn og utviklingen av Snilehorn kan driften fortsette i minst ti år til.
This is a big and important project and Statoil is working closely with the partners and suppliers to succeed,” says Snorre Grande, project director for the Njord Future project.
Dette er et stort og viktig prosjekt og Statoil jobber tett med partnere og leverandører for at vi skal lykkes, sier Snorre Grande, prosjektdirektør for Njord Future.
Scheduled for tie-in to Njord, the Snilehorn discovery contains 66 million barrels.
I Snilehorn, funnet som nå er planlagt knyttet opp til Njord, er det ytterligere 66 millioner fat.
These two fields combined will provide more recoverable resources than the Gina Krog field, which is currently under development on the Norwegian continental shelf.
Til sammen gir dette mer utvinnbare ressurser enn i Gina Krog-feltet, som nå er under bygging på norsk sokkel.
To enable Njord A to receive these resources, the hull must first of all be reinforced.
For at disse ressursene skal kunne hentes opp på Njord A, må først og fremst skroget forsterkes.
Extensive renovation on board the platform will also be made.
I tillegg skal det gjennomføres et omfattende oppussingsarbeid om bord på plattformen.
A total of 167 million barrels of oil and 41 billion standard cubic metres of gas have been produced since the start-up almost 20 years ago.
167 millioner fat olje og 41 milliarder standard kubikkmeter gass er produsert siden starten for snart 20 år siden.
In April this year Kværner Stord was awarded the framework contract for renovation of the platform and pre-engineering will continue throughout this year.
Kværner Stord ble i april i år tildelt rammekontrakt for oppgraderingen av plattformen og forprosjekteringen vil vare ut året.