natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act.
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandel-loven §5-12
The Statoil Fuel & Retail primary insider, Jon Arnt Jacobsen, has on 09 May bought Statoil ASA shares at a price of NOK 148.40 per share.
Primærinsider i Statoil Fuel & Retail, Jon Arnt Jacobsen, har i dag 09. mai kjøpt aksjer i Statoil ASA til en kurs på NOK 148,40 pr aksje.
Number of acquired shares and new total share holding is listed in the table below.
Antall kjøpte aksjer og ny beholdning framgår av tabellen nedenfor.
1 881
1 881
22 106
22 106
Number of acquired shares and their new total share holding is listed in the table below.
Antall kjøpte aksjer og deres nye beholdning framgår av tabellen nedenfor.
“We are very satisfied with our recent exploration achievements in the Barents Sea.
- Vi er svært fornøyd med leteresultatene vi har oppnådd i Barentshavet i det siste.
In less than a year, we have made two substantial oil discoveries in PL532, proving 400-600 million barrels of recoverable oil.
På mindre enn ett år har vi gjort to betydelige oljefunn i PL532 som har påvist 400-600 millioner fat utvinnbar olje.
We have also drilled a successful appraisal well on Skrugard confirming volume estimates and collecting data for field development planning,” says Knut Harald Nygård, Statoil vice president for exploration in the Skrugard area.
Vi har også boret en vellykket avgrensningsbrønn på Skrugard der vi fikk bekreftet volumanslagene og samlet inn data for planlegging av feltutbygging, sier Knut Harald Nygård, letedirektør for Skrugard-området.
“We see good opportunities for further upside in the area, and have identified four new interesting prospects.
- Vi ser gode muligheter for videre oppsidepotensial i området, og har identifisert fire nye interessante prospekter.
In some of these we have observed flat spots of the same type as in the Skrugard and Havis discoveries.”
I noen av disse har vi observert flatflekker av samme type som i Skrugard- og Havis-funnene.
The four prospects will be drilled back to back with the West Hercules drilling rig, which will be winterised to meet the weather conditions in the Barents Sea.
De fire prospektene vil bli boret fortløpende med boreriggen West Hercules, som vil bli vinterisert for å tåle værforholdene i Barentshavet.
The drilling campaign will start in PL532 with the Nunatak prospect due to be spud in December this year.
Borekampanjen starter i PL532, der Nunatak-prospektet vil bli spuddet i desember i år.
Then the rig will proceed to the Skavl prospect located in the same licence, and thereafter to the Iskrystall prospect in the neighbouring licence PL608.
Deretter fortsetter riggen til Skavl-prospektet i samme lisens, og videre til Iskrystall-prospektet i tilgrensende lisens PL608.
The fourth prospect to be drilled will be announced at a later stage.
Det fjerde prospektet vil bli kommunisert på et senere tidspunkt.
Statoil’s ambition is to complete drilling of all four prospects by late spring/early summer 2013.
Statoils ambisjon er å fullføre boringen av alle fire prospekter innen utgangen av våren – begynnelsen av sommeren 2013.
“With the Skrugard and Havis discoveries, we are establishing a new strategic hub in the northernmost part of the Norwegian continental shelf.
- Med Skrugard- og Havis-funnene etablerer vi et nytt strategisk knutepunkt i den nordligste delen av norsk sokkel.
Proving additional volumes in the area would make the development even more robust,” says Erik Strand Tellefsen, Statoil vice president for Skrugard field development.
Påvisning av ytterligere volumer i området ville gjøre utbyggingen enda mer robust, sier Erik Strand Tellefsen, feltutbyggingsdirektør for Skrugard.
Statoil is operator for production licences PL532 and PL608 with an ownership share of 50% in each.
Statoil er operatør med 50 prosents eierandel i utvinningslisensene PL532 og PL608.
The licence partners in both licences are Eni Norge AS (30%) and Petoro AS (20%).
De andre lisenshaverne i begge lisenser er Eni Norge AS (30 %) og Petoro AS (20 %).
With a forecast producing life of more than 30 years, the production time frame for this North Sea find extends to 2050.
Produksjonshorisonten for feltet strekker seg til 2050, med det en levetid på over 30 år.
A plan for development and operation (PDO) of Johan Sverdrup is due to be submitted to the Ministry of Petroleum and Energy in the fourth quarter of 2014.
Planen for utbygging og drift (PUD) av Johan Sverdrup-feltet vil bli levert til Olje- og energidepartementet i fjerde kvartal 2014.
“Our main job now is to narrow down the volume range and uncertainty, and to study solutions with the aim of achieving a flexible development based on standard technology,” says Øivind Reinertsen, Statoil’s project director for Johan Sverdrup.
- Hovedoppgaver nå er å snevre inn volumspenn og usikkerhet, samt å utrede løsninger for anlegget hvor målet er en fleksibel utbyggingsløsning basert på standard teknologi, sier Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-utbyggingen.
Øivind Reinertsen, Statoil’s project director for Johan Sverdrup.
Øivind Reinertsen, direktør for Johan Sverdrup-utbyggingen.
However, a great deal will depend on sub-surface conditions.
Mye vil imidlertid være avhengig av forhold i undergrunnen.
The discovery extends over 180 square kilometres, with variations in the thickness of the oil oil-bearing strata.
Feltet er 180 kvadratkilometer i utstrekning med variasjon i tykkelse av oljeførende lag.
The Utsira High, where Johan Sverdrup is located, is regarded as a new area and also requires integrated solutions for power supply and oil export.
Utsirahøyden, som Johan Sverdrup-feltet er en del av, regnes som et nytt område som også fordrer helhetlige løsninger innen kraftforsyning og oljeeksport.
Separate studies have accordingly been established for these two aspects, with Johan Sverdrup as part of their basis.
Det er derfor etablert egne studier for kraft- og eksportløsninger som Johan Sverdrup er en del av.
Biggest
Gigant
Johan Sverdrup is one of the largest discoveries made on the Norwegian continental shelf (NCS) since the mid 1980s, and will be among the biggest jobs there in coming year.
Johan Sverdrup er et av de største funnene på norsk sokkel siden midten av 1980-tallet, og blant de største oppgavene på norsk sokkel i årene framover.
The project has a high priority among the other licensees – Lundin, Petoro, Det Norske and Maersk Oil – and work on it will draw on the experience and knowledge of the whole partnership.
Prosjektet er høyt prioritert av rettighetshaverne i lisensene (Lundin, Petoro, Det Norske & Maersk Oil og Statoil), og det trekkes på den erfaring og kunnskap som hele partnerskapet besitter.
Once developed with several installations, the field will be a new hub for processing and transport on a par with the other giants on the NCS.
Johan Sverdrup-feltet vil bli et nytt knutepunkt for prosessering og transport på linje med de andre gigantene på sokkelen med en ny, selvstendig utbygging bestående av flere installasjoner.
Facts • Johan Sverdrup comprises two discoveries which form one field • Location: in the North Sea, 140 kilometres west of Stavanger • The water depth is 110 metres, the reservoir is 1,900 metres deep • The plan for development and operation (PDO) is due to be submitted in the fourth quarter of 2014 • Production is scheduled to start in the final three months of 2018 • The field is likely to continue producing until 2050
Fakta • Johan Sverdrup består av et kombinert funn som utgjør ett felt • Beliggenhet: Nordsjøen, 140 kilometer vest for Stavanger • Vanndybden er 110 meter, reservoaret ligger på 1900 meters dyp • Plan for utbygging og drift (PUD) forventes innlevert i fjerde kvartal 2014 • Produksjonsstart er berammet til fjerde kvartal 2018 • Feltet har en produksjonshorisont til 2050
Licensees • production licence 501: Lundin Petroleum (operator) 40%, Statoil 40%, Maersk Oil 20% • production licence 265: Statoil 40%, Petoro 30%, Det Norske Oljeselskap 20%, Lundin Petroleum 10%
Rettighetshavere: • Utvinningstillatelse 501: Lundin petroleum (operatør) (40 prosent), Statoil (40), Maersk Oil (20) • Utvinningstillatelse 265: Statoil 40 prosent, Petoro 30 prosent, Det norske oljeselskap 20 prosent, og Lundin petroleum 10 prosent.
“We have ambitious exploration targets offshore Newfoundland, and securing rig capacity is essential for reaching those targets,” says Geir Richardsen, head of Exploration for Statoil in Canada.
- Vi har ambisiøse letemål utenfor kysten av Newfoundland, og å sikre riggkapasitet er avgjørende for å nå de målene, sier Geir Richardsen, letedirektør for Statoil i Canada.
“We look forward to putting this rig’s capabilities into action.”
– Vi ser fram mot å ta i bruk denne riggen, sier han.
Starting late 2012, Statoil will begin a three-well drilling program, offshore Newfoundland, including two exploration wells in the Flemish Pass Basin as well as an exploration well in the Jeanne d'Arc Basin.
Fra slutten av 2012 vil Statoil starte et boreprogram som omfatter tre brønner utenfor kysten av Newfoundland, blant annet to letebrønner i Flemish Pass-bassenget, samt en letebrønn i Jeanne d'Arc-bassenget.
Kjell Magnus Myge, head of Procurement for Statoil in Canada.
Kjell Magnus Myge, leder for anskaffelser for Statoil i Canada.
The West Aquarius drilling rig is a sixth generation semi-submersible DP3 vessel built in South Korea in 2009.
West Aquarius er en sjettegenerasjons halvt nedsenkbar dypvannsrigg bygd i Sør-Korea i 2009.
The vessel can operate in harsh environments up to 3,000 m water depth.
Riggen kan operere i værutsatte forhold i opp mot 3.000 meters havdyp.
The rig has been taken on as an assignment from ExxonMobil Deepwater Rig Limited.
Den er leid inn fra ExxonMobil Deepwater Rig Limited.
Statoil is an international energy company with high ambitions for international growth, and with business operations in 37 countries around the world.
Statoil er et internasjonalt energiselskap med høye ambisjoner om internasjonal vekst, og med forretningsvirksomhet i 37 land rundt omkring i verden.
Statoil’s North American activities are managed out of two main offices located in Houston, Texas, USA and Calgary, Alberta, Canada.
Statoils virksomhet i Nord-Amerika styres fra de to hovedkontorene i Houston, Texas, USA og Calgary, Alberta, Canada.
Bård Glad Pedersen, press spokesperson, Statoil Tel: +47 918 01 791 (mobile)
Bård Glad Pedersen, pressetalsmann Tlf: +47 918 01 791 (mobil)
Geir Richardsen, head of Exploration for Statoil in Canada.
Geir Richardsen, letedirektør for Statoil i Canada.
The expected payment date for dividends in USD under the US American Depository Receipts (ADR) program is 11 June 2012.
Forventet utbetalingsdag for utbytte i amerikanske dollar under ADR (American Depository Receipts) programmet i USA er 11. juni 2012.
Statoil’s shares listed on the Oslo Stock Exchange (Oslo Børs) will be traded ex-dividend as of 16 May 2012.
Statoils aksjer på Oslo Børs vil bli handlet eksklusive utbytte fra og med 16. mai 2012.
American Depositary Shares (ADS) listed on the New York Stock Exchange will be traded ex dividend as of 17 May 2012.
Rettigheter under ADR programmet i USA vil bli handlet eksklusive utbytte fra 17. mai 2012.
The following persons are elected as members of the corporate assembly for the period up to the ordinary general meeting in 2014:
Følgende personer er valgt som medlemmer av bedriftsforsamlingen frem til ordinær generalforsamling i 2014:
Olaug Svarva (existing member and chair)
Olaug Svarva (gjenvalg)
Idar Kreutzer (existing member and deputy chair)
Idar Kreutzer (gjenvalg)
Karin Aslaksen (existing member)
Karin Aslaksen (gjenvalg)
Greger Mannsverk (existing member)
Greger Mannsverk (gjenvalg)
Steinar Olsen (existing member)
Steinar Olsen (gjenvalg)
Ingvald Strømmen (existing member)
Ingvald Strømmen (gjenvalg)
Rune Bjerke (existing member)
Rune Bjerke (gjenvalg)
Tore Ulstein (existing member)
Tore Ulstein (gjenvalg)
Live Haukvik Aker (existing member)
Live Haukvik Aker (gjenvalg)
Siri Kalvig (existing member)
Siri Kalvig (gjenvalg)
Thor Oscar Bolstad (existing member)
Thor Oscar Bolstad (gjenvalg)
Barbro Hætta (existing member)
Barbro Hætta (gjenvalg)
The general meeting approved KPMG AS as new auditor for Statoil ASA.
Generalforsamlingen valgte KPMG AS som ny revisor for Statoil ASA.
The general meeting authorised the board to acquire shares in Statoil ASA in the market in order to continue the share saving plan for employees.
Generalforsamlingen ga styret fullmakt til å erverve aksjer i Statoil ASA i markedet for videreføring av aksjesparingsprogrammet for de ansatte.
The general meeting also authorised the board to acquire shares in Statoil ASA in the market for subsequent annulment.
Generalforsamlingen ga i tillegg styret fullmakt til erverv av aksjer i Statoil ASA i markedet for etterfølgende sletting.
Please find the complete minutes of the ordinary general meeting enclosed.
For komplett protokoll fra generalforsamlingen, vennligst se vedlegg.
Hilde Merete Nafstad, senior vice president for investor relations, Tel: +47 957 83 911
Hilde Merete Nafstad, direktør, investor relations, Tlf: +47 957 83 911
Jannik Lindbæk Jr., vice president for media relations, Tel: +47 97 75 56 22
Jannik Lindbæk jr., assisterende direktør, media relations, Tlf: +47 97 75 56 22
The annual accounts and the annual report for Statoil ASA and the Statoil group for 2011 were approved, and a dividend of NOK 6.50 per share will be distributed.
Årsregnskap og årsberetning for Statoil ASA og for konsernet for 2011 ble godkjent, og det utdeles et utbytte på 6,50 kroner per aksje.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,966,105 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.966.105 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 150.25 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 150,25 kroner.
11,683.136697
11683,136697
16,601.766828
16601,766828
“Hopefully, the NPD award will help to increase awareness of the method and the opportunities which it offers,” Mr Sunde comments.
"Forhåpentligvis bidrar dette til å øke oppmerksomheten rundt denne metoden og de mulighetene det gir," sier Sunde.
He has played a leading role in research on various applications for microbes over the past 10 years.
Han har vært ledende når det gjelder forskning på ulik bruk av bakterier de siste ti årene.
The Norne licence shares the prize with him because the method is being adopted on this Statoil-operated field.
Lisensen får IOR-prisen fordi det er på Norne-feltet metoden er tatt i bruk.
“I’ve noted with gratification that our research programmes are yielding results which are being adopted operationally,” he says.
"Jeg registrerer med tilfredshet at våre forskningsprogrammer gir resultater som tas i bruk operasjonelt," sier han.
The Norne licence in the Norwegian Sea and Statoil specialist Egil Sunde have jointly won the Norwegian Petroleum Directorate’s improved oil recovery (IOR) prize for 2001 today, 7 March.
Den Statoil-opererte Norne-lisensen og spesialist Egil Sunde ble i dag, 7. mars, tildelt Oljedirektoratets pris for økt oljeutvinning i 2001 (IOR-prisen, Improved Oil Recovery).
Following this, the share saving plan has 6,692,815 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.692.815 aksjer.
The laying operation is expected to be finished by late July.
Leggingen er beregnet ferdig i slutten av juli.
Gas from Åsgard is due to be delivered to continental Europe through the Europipe II trunkline from October 2000.
Gass fra Åsgard-feltet skal leveres til kontinentet gjennom rørledningen Europipe II fra oktober år 2000.
Nina Havstad Andersen, project manager business development (left, back row) and Elke Njaa, commercial manager Marathon Norway.
Nina Havstad Andersen, prosjektleder forretningsutvikling (til venstre bak) og Elke Njaa, kommersiell direktør i Marathon Norge.
The agreement does not involve any change of stakes in the production licence (PL 036D).
Avtalen medfører ikke endringer av eierandelene for rettighetshaverne i produksjonslisensen (PL 036D).
“Statoil is interested in good area solutions.
- Statoil er opptatt av gode områdeløsninger.
We therefore find it natural that Marathon, as the biggest operator in the area, gets to optimise the values for the licensees,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations North Sea West.
Vi ser det derfor naturlig at Marathon, som største operatør i området, kan ytterligere optimalisere verdiene for rettighetshaverne, sier Jannicke Nilsson, områdedirektør for Drift Nordsjøen Vest.
Thanks to this transfer of operatorship a rig that was planned to be used for the Vilje South development will be available for other Statoil drilling jobs.
Overføring av operatørskapet vil frigjøre en rigg, som var planlagt brukt på utbyggingen av Vilje Sør, til andre boreoppdrag for Statoil.
Portfolio management is a priority area in Statoil’s strategy, and the Norwegian continental shelf emerges as an area where such focus may add value.
Porteføljeforvaltning er et prioritert område i Statoils strategi, og norsk sokkel står fram som et område der slik satsing kan skape verdi.
In recent years Statoil has carried out several transactions and signed joint venture agreements to position Statoil as a financially robust, technology-focused upstream company.
Statoil har de senere år gjennomført flere transaksjoner og inngått samarbeidsavtaler for å posisjonere Statoil som et finansielt solid, teknologifokusert oppstrømsselskap.
This includes the agreement to sell assets to Centrica, the acquisition of Hess’ stake in the Snøhvit field, and the purchase and sales agreement with Total on the Valemon and Hild fields, which are under development.
Dette inkluderer blant annet avtalen om salg av eierandeler til Centrica, overtakelse av Hess sin eierandel i Snøhvit-feltet og bytteavtale med Total på Valemon- og Hild-feltene som er under utbygging.
The agreement with Marathon takes effect on 1 September 2012 subject to the approval of the Ministry of Petroleum and Energy.
Avtalen med Marathon vil tre i kraft 1. september 2012 forutsatt godkjenning av Olje- og energidepartementet.
The Vilje development includes two subsea wells tied in to the Alvheim production vessel.
Vilje er bygget ut med to undervannsbrønner som er koblet opp mot produksjonsskipet Alvheim.
The field is located some 20 kilometres north-east of the Marathon-operated Alvheim field.
Vilje er lokalisert rundt 20 kilometer nordøst for Alvheim-feltet, som opereres av Marathon.
An investment decision for Vilje South development has been made in the licence.
Det er foretatt en investeringsbeslutning i lisensen om utbygging av Vilje Sør.
First oil is expected at the end of 2013.
Produksjonsstart er forventet i slutten av 2013.
The licensees in PL 036D are Marathon Oil Norge AS (46.90 percent interest), Statoil Petroleum AS (28.85 percent) and Total E&P Norge AS (24.24 percent).
Rettighetshavere i PL 036D er Marathon Oil Norge AS med 46,90 prosent eierandel, Statoil Petroleum AS med 28,85 prosent og Total E&P Norge AS med 24,24 prosent.
Image from the signing (Photo: Kim Laland/Bitmap) JPG 5 MB
Bilde fra signering (Foto: Kim Laland/Bitmap) JPG 5 MB
The partners will invest some NOK three billion in the technology project scheduled to be completed in the autumn of 2015.
Partnerne skal investere om lag tre milliarder kroner i teknologiprosjektet som etter planen skal være ferdig høsten 2015.
“Innovation and technology development are essential to improved oil and gas recovery and extended life for the fields on the Norwegian continental shelf.
– Innovasjon og teknologiutvikling er nøkkelen til økt utvinning og forlenget levetid for feltene på norsk sokkel.
The development of subsea compression and processing is a central part of Statoil’s technology strategy for long-term production growth,” says Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling, Margareth Øvrum.
Utvikling av undervannskompresjon og -prosessering er en sentral del av Statoil’s teknologistrategi for langsiktig produksjonsvekst, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring.
The Gullfaks project is the second large subsea gas compression project planned by Statoil.
Gullfaks-prosjektet er det andre store prosjektet for gasskompresjon på havbunnen som er besluttet gjennomført av Statoil.
In April this year the plan for development and operation for Åsgard subsea compression was approved by the Norwegian Parliament.
I april i år ble plan og utbygging for Åsgard havbunnskompresjon godkjent av Stortinget.
Both projects are scheduled to be compled in 2015.
Begge skal stå ferdig i 2015.
Furthermore Statoil is responsible for the technology qualification for Shell for a third not yet decided project, the Ormen Lange pilot.
Statoil gjør også teknologikvalifisering for Shell på et tredje prosjekt som ikke er besluttet gjennomført, Ormen Lange pilot.
There are good synergies between the different projects.
Det er gode synergier mellom de ulike prosjektene.
Subsea gas compression is an important step on the road towards Statoil’s ambition of installing the elements for a ”subsea factory”.
Havbunns gasskompresjon er et viktig steg på veien mot ambisjonen om å ha på plass elementene for en såkalt undervannsfabrikk.
Subsea processing is key to getting access to resources in Artic areas and deepwater assets.
Prosessering på havbunnen er en nøkkel for å få tilgang til ressurser i arktiske områder og steder på dypt vann.
Improved recovery
Øker utvinningen
For the Gullfaks field the investment decision means that platau production can be sustained for a longer period.
For Gullfaks-feltet betyr investeringsbeslutningen at platåproduksjonen kan holdes lengre.
Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations in the North Sea west region.
Jannicke Nilsson, direktør for operasjoner Nordsjøen Vest.
Around 2015 the natural pressure in the Brent reservoir on the Gullfaks South field will be reduced.
Rundt 2015 reduseres det naturlige trykket i Brent-reservoaret på Gullfaks Sør.
In order to maintain platau production compression will therefore be required.
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å opprettholde platåproduksjonen.
“Subsea gas compression will have great effects for the Gullfaks field.
– Det betyr mye for Gullfaks-feltet at vi satser på havbunns gasskompresjon.
Thanks to this technology combined with conventional low-pressure production in a later phase the recovery rate for gas from Gullfaks South Brent can be increased from 62 to 74 percent,” says Jannicke Nilsson, Statoil’s head of operations in the North Sea west region.
Teknologien kombinert med konvensjonell lavtrykksproduksjon i en senere fase gjør at utvinningsgraden av gass fra Gullfaks Sør Brent kan økes fra 62 til 74 prosent, sier Jannicke Nilsson, direktør for operasjoner Nordsjøen Vest.
Solution for more fields
Løsning for flere felt
The chosen technology is a typical solution that may be used for small and medium-size fields due to the compressor size.
Teknologien som skal brukes er en typisk løsning som kan brukes for små og mellomstore felt på grunn av kompressorstørrelsen.
The consept may be used both for new and existing fields, and Statoil is identifying more potential candidates.
Konseptet kan benyttes både på nye og eksisterende felt og Statoil jobber med å identifisere flere potensielle kandidater.
The technical solution consists of two 5 megawatt wet gas compressors installed in a subsea template at 135-meter depth.
Den tekniske løsningen består av to våtgasskompressorer på 5 megawatt hver som settes i en havbunnsramme på 135 meters dyp.
They will be tied in to existing templates and pipeline systems 15 kilometres from Gullfaks C.
Disse kobles opp mot eksisterende brønnrammer og rørsystem 15 km fra Gullfaks C.
Power and control modules will be integrated on the Gullfaks C platform.
Kraft og styringsmoduler vil bli integrert på Gullfaks C-plattformen.