natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The existing building at Forus West can be maintained until a third building is established, if relevant, which makes the concept very flexible.
Eksisterende bygg på Forus Vest kan beholdes inntil eventuelt bygg 3 etableres, og dette gjør konseptet veldig fleksibelt.
As architectural competitions differ from ordinary project procurements in Statoil the National Association of Norwegian Architects (NAL) has been involved as advisers in the process.
Da arkitektkonkurranser er ulikt vanlige prosjektanskaffelser i Statoil, har Norske Arkitekters Landsforbund (NAL) vært benyttet som rådgivere i prosessen.
“The architectural competition was announced and performed as an international project competition.
– Arkitektkonkurransen ble utlyst og gjennomført som en internasjonal begrenset prosjektkonkurranse.
This has been successful, and has resulted in a high-quality winning proposal.
Dette har vært vellykket og gitt et vinnerutkast med svært gode kvaliteter.
Statoil has combined internal processes and best practice in the architecture sector, and implemented this competition in an exemplary manner,” says Per Rygh, competition secretary for NAL.
Statoil har kombinert interne prosesser og arkitektbransjens beste praksis, og gjennomført denne konkurransen på en forbilledlig måte, sier Per Rygh konkurransesekretær i norske arkitekters landsforbund (NAL).
Statoil will now mature its plans for the new building based on Wingårdhs’ project proposal, and clarify important regulation issues prior to deciding the further progress.
Statoil vil nå modne nybyggplanene basert på Wingårdhs’ konkurranseutkast og avklare viktige reguleringsspørsmål før videre fremdrift vurderes.
“When the company reduces the investment costs for 2014-2016 compared with former plans, this also affects office building projects.
– Når selskapet reduserer investeringskostnadene for 2014-2016 i forhold til tidligere planer berører dette også kontorbyggprosjektet.
The project's progress plan will therefore be postponed by 12 months in relation to the original plan.
Derfor vil fremdriftsplan utsettes i 12 måneder i forhold til det som var prosjektets opprinnelige plan.
We must now clarify issues related to parking and other important regulation issues before we proceed with the project,” says Hans Birger Thomseth, project leader in Statoil.
Fremover må vi bedre avklare problemstillinger knyttet til parkering og andre viktige reguleringsspørsmål før vi går videre, sier Hans Birger Thomseth, prosjektleder i Statoil.
Evaluation report - New office building PDF 849 kB
Juryrapport nytt kontorbygg PDF 968 kB
E=mc2 illustrations PDF 41 MB
E=mc2 illustrations PDF 41 MB
Arne Sigve Nylund, EVP Development and Production Norway and location manager in Stavanger
Arne Sigve Nylund, konserndirektør UPN og plasssjef i Stavanger
Statoil is the second-largest supplier of gas to Europe.
Statoil er den nest største gassleverandøren til Europa.
“The good news is that it can be done.
– Den gode nyheten er at det er mulig.
The ongoing process in Europe of establishing an energy and climate policy framework post-2020 is a golden opportunity to achieve this,” said Bjørnson.
Prosessen som nå er underveis i Europa med etablering av et rammeverk for energi- og klimapolitikk etter 2020 er en gylden mulighet til å oppnå dette, sa Bjørnson.
“Our position is clear—we support a single CO2 target with at least 40% emission cuts in 2030, driven by a strengthened and more flexible CO2 emissions trading system.
– Vår holdning er klar – vi støtter ett enkelt CO2-mål med utslippskutt på 40 prosent i 2030, drevet fram av et sterkere og mer fleksibelt system for kvotehandel.
This will help drive emission reductions in the most cost-efficient way.”
Dette vil være den mest kostnadseffektive måten å oppnå utslippskutt på.
Bjørnson underlined that if Europe is to succeed in reaching its decarbonisation target of 85-90% reductions by 2050, Europe needs to get rid of coal.
Bjørnson understreket at hvis Europa skal lykkes med å oppnå sine CO2-reduksjonsmål om kutt på 85-90 % innen 2050, må man kvitte seg med kull.
“Natural gas is one of Europe's most important and versatile sources of energy.
– Naturgass er en av Europas viktigste og mest allsidige energiressurser.
In a low-carbon future, natural gas has to have a large share in the energy mix,” said Bjørnson.
I en lavkarbonfremtid må gass fylle en stor andel av energimiksen, sa Bjørnson.
Further, the region is surrounded by huge natural gas resources.
I tillegg er regionen omgitt av store naturgassressurser.
“A well-functioning market is the best way of attracting this gas to Europe,” said Bjørnson.
– Et velfungerende marked er den beste måten å få denne gassen til Europa på, sa Bjørnson.
The resources are connected to Europe through an extensive and robust pipeline network.
Ressursene er knyttet til Europa gjennom et omfattende og robust gassrørnett.
“With this in mind, we think of Norwegian gas as part of European indigenous supply,” remarked Bjørnson.
– Med dette i tankene anser vi norsk gass som en del av Europas egenproduksjon, kommenterte Bjørnson.
Europe’s energy objectives and 2030 process
E uropas energimål og 2030-prosessen
• The EU is committed to an 80-95% greenhouse gas emission reduction by 2050.
• EU har som mål å kutte klimagassutslippene med 80-95 prosent innen 2050.
The 2009 energy and climate policy package set out the first steps towards decarbonisation by means of targets to be reached by 2020 in emission reduction, renewables and energy efficiency.
Klimapolitikkpakken fra 2009 definerer de første målene som skal oppnås innen 2020 innen utslippsreduksjon, fornybar energi og energieffektivitet.
• As the 2020 framework is nearing its end, in January of this year the European Commission proposed a policy framework for 2030, consisting of a 40% emission reduction as well as a 27% renewable target.
• Etter hvert som rammeverket for 2020 nærmer seg slutten, foreslo EU-kommisjonen et politisk rammeverk for 2030 i januar i år, bestående av et utslippskuttmål på 40 prosent, samt et fornybarmål på 27 %.
This proposal serves as a starting point for negotiations that are currently taking place between EU member states.
Dette forslaget er grunnlaget for forhandlingene som nå foregår mellom EUs medlemsland.
• In a meeting at the end of March European heads of state and government committed to taking stock of progress of the negotiations in June, and taking the final decision on the 2030 framework no later than October 2014.
• I et møte i slutten av mars lovet Europeiske statsoverhoder og regjeringssjefer å summere opp status for forhandlingene i juni, og ta den endelige beslutningen om 2030-rammeverket innen oktober 2014.
Rapid agreement is necessary due to the EU’s commitment to put forward a pledge for the international climate negotiations by the first quarter of 2015.
Det er viktig å oppnå enighet raskt slik at man kan oppfylle EUs mål om å legge fram en forpliktelse i forhold til de internasjonale klimaforhandlingene i første kvartal 2015.
Statoil EU 2030 position PDF 83 kB
Statoil EU 2030 position PDF 83 kB
Rune Bjørnson 2nd European Energy Congress Brussels 31 March 2014 PDF 1 MB
Rune Bjørnson - presentation at the 2nd European Energy Congress, Brussels 31 March 2014 PDF 1 MB
Rune Bjørnson, Statoil natural gas senior vice president.
Rune Bjørnson, Statoils direktør for gass.
Margareth Øvrum, head of Technology, Projects and Drilling
Margareth Øvrum, direktør, Teknologi, prosjekter og boring
The new field contributes to important production from the Norwegian shelf.
Det nye feltet bidrar med viktig produksjon fra norsk sokkel.
Statoil expects to recover 184 million barrels of oil and gas (oil equivalent) from the field.
Statoil forventer å ta ut 184 millioner fat olje og gass (oljeekvivalenter) på feltet.
"Gudrun illustrates how we can maximise value creation and realise new projects on the Norwegian shelf by combining new field developments with existing pipelines and facilities," says Nylund.
- Gudrun viser hvordan vi kan maksimere verdiskaping og realisere nye prosjekter på norsk sokkel ved å kombinere nye feltutbygginger med eksisterende rørledninger og anlegg, sier Nylund.
Around 16.5 million man hours have gone into the Gudrun field development, and a significant number of suppliers from many different countries have contributed to this effort.
Det er lagt ned drøyt 16,5 millioner arbeidstimer i utbyggingen av Gudrun-feltet, og flere hundre leverandører fra mange land har bidratt.
The Gudrun investment decision was made during the financial crisis.
Investeringsbeslutning for Gudrun ble tatt under finanskrisen.
When the plan for development and operation (PDO) was submitted in 2010, Gudrun was Statoil's only mega-project (investments in excess of NOK 12 billion).
Da plan for utbygging og drift (PUD) ble levert i 2010 var Gudrun Statoils eneste megaprosjekt (investering over 12 milliarder kroner).
Now Gudrun is the first in a long line of field developments operated by Statoil:
Nå er Gudrun den første i en lang rekke av feltutbygginger som Statoil har ansvaret for:
"We have delivered the Gudrun field on time and below the cost estimate in the PDO.
- Vi er stolte av å ha levert Gudrun-feltet på tid og under kostnadsestimatet i PUD.
Choosing a global strategy for Gudrun has contributed to reducing the costs," says Margareth Øvrum, head of the Technology, Projects and Drilling business area in Statoil.
Det at vi har valgt en global strategi for Gudrun har bidratt til å holde kostnadene nede, sier Margareth Øvrum, direktør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The Gudrun platform (Photo: Harald Pettersen/Statoil)
Gudrun-plattformen (Foto: Harald Pettersen/Statoil)
Worth the wait
Verd å vente på
This is a high temperature-high pressure field, and the need for new drilling technology was one of the reasons why these reserves were left in the bank for such a long time.
Feltet har høyt trykk og høy temperatur, og behovet for ny teknologi innen boring var én av årsakene til at reservene lå lenge i banken.
Now we also have available capacity in existing facilities and pipelines.
Nå er det også ledig kapasitet i eksisterende anlegg og rørledninger.
Oil and gas from Gudrun is sent to Sleipner, where it will be processed before the oil is sent on to Kårstø and the gas to Europe, all through existing pipelines tied in to Sleipner.
Olje og gass fra Gudrun sendes til Sleipner, der den blir behandlet før oljen går videre til Kårstø og gassen til Europa, alt gjennom eksisterende rørledninger knyttet opp til Sleipner.
This allows us to benefit from previous investments made on the Norwegian shelf, Nylund explains:
Slik drar vi nytte av investeringer som alt er gjort på norsk sokkel, forklarer Nylund:
Gudrun's start-up came at the perfect time."
Tidspunktet for oppstart av Gudrun er perfekt, sier Nylund.
Modifications have also been carried out on Sleipner and at Kårstø as part of the Gudrun project.
Som en del av Gudrun-prosjektet er det også utført modifikasjoner på Sleipner og på Kårstø.
First in a row
Først av flere
Gudrun will be operated from Statoil's offices at Vestre Svanholmen in Sandnes, and is the first new field Statoil operates from the Stavanger region since Sleipner in 1993.
Gudrun skal drives fra Statoils kontorer på Vestre Svanholmen i Sandnes, og er det første nye feltet Statoil driver fra Stavanger-regionen siden Sleipner i 1993.
"It's good to see a new field joining the old giants - Statfjord, Snorre and Sleipner.
- Det er gledelig å se at de eldre gigantene Statfjord, Snorre og Sleipner nå får selskap av et nytt felt.
Later on, Gina Krog will also come to Operations South.
Senere kommer også Gina Krog til Drift Sør.
This field will also be tied in to Sleipner - yet another win-win situation," says Nylund.
Også dette feltet knyttes opp mot Sleipner, nok en vinn-vinn-situasjon, sier Nylund.
Leaders from Statoil and the Gudrun field and field development will be available for interviews at Statoil's office in Vestre Svanholmen 1 from 11.00 to 13.30 today.
Representanter fra Statoil-ledelsen, produksjonssjef for Gudrun og leder for Gudrun feltutvikling vil være tilgjengelig for pressen ved Statoils kontor på Vestre Svanholmen 1 i Sandnes fra 11.00 til 13.30 i dag.
Press contact: Ørjan Heradstveit Media contact for Statoil's upstream activities on the Norwegian continental shelf E-mail: orher@statoil.com Mobile: +47 917 78 161
Pressekontakt: Ørjan Heradstveit Mediekontakt for Statoils oppstrømsaktiviteter på norsk sokkel Epost: orher@statoil.com Mobil: +47 917 78 161
Arne Sigve Nylund, executive vice president, Development and Production Norway
Arne Sigve Nylund, konserndirektør, Utvikling og produksjon Norge
(Photo: Todd Korol)
(Foto: Todd Korol )
The 2013 Oil Sands Report presents performance indicators for production, energy consumption, emissions intensity and resource use at the Leismer Demonstration Project and in the Kai Kos Dehseh (KKD) leases in northern Alberta.
Oljesandrapporten for 2013 oppgir prestasjonsindikatorer for produksjon, energiforbruk, utslippsintensitet og ressursbruk ved Leismer demonstrasjonsprosjekt og området Kai Kos Dehseh (KKD) i det nordlige Alberta.
As indicated in the 2012 report , production was expected to decrease slightly in 2013 due to a planned multi-week plant shutdown for facility maintenance and the integration of new scientific research and experimental development measures.
Som angitt i 2012-rapporten var det ventet at produksjonen ville gå noe ned i 2013 på grunn av planlagt nedstengning av anlegget i flere uker for vedlikehold og integrering av nye forsknings- og utviklingstiltak.
Ståle Tungesvik, Statoil Canada country manager and senior vice president.
Ståle Tungesvik, direktør og landsjef for Statoil Canada.
Production decreased from 16,000 barrels of oil per day in 2012 to 15,000 barrels of oil per day in 2013.
Produksjonen gikk ned fra 16.000 fat olje per dag i 2012 til 15.000 fat olje per dag i 2013.
CO2 intensity increased from 55.6 kg CO2/barrel to 69.7 kg CO2/barrel.
CO2-intensiteten gikk opp fra 55,6 kg CO2 per fat til 69,7 kg CO2 per fat.
The CO2 intensity in 2011 was 72.7 kg CO2/barrel.
CO2-intensiteten i 2011 var på 72,7 kg CO2 per fat.
“Our long-term CO2 targets for reduced carbon dioxide intensity in the production process with 25% by 2020 and 40% by 2025 remain firm,” says Statoil Canada country manager and senior vice president Ståle Tungesvik.
– Våre langsiktige mål, som går ut på å redusere CO2-intensiteten i produksjonsprosessen med 25 prosent innen 2020 og 40 prosent innen 2025, ligger fast, sier direktør og landsjef for Statoil Canada, Ståle Tungesvik.
The increase in CO2 intensity was anticipated due to two primary operational factors:
Det var ventet en økning i CO2-intensitet på grunn av to hovedfaktorer i driften:
More steam was utilised in 2013 when a fourth steam generator was added to support new well pads and our current production wells.
Det ble brukt mer damp i 2013 da en fjerde dampgenerator ble tatt i bruk for å støtte nye brønnplattinger og brønner som er i produksjon.
We experienced an imbalance in the reservoir after a planned maintenance period.
Vi hadde en ubalanse i reservoaret etter en planlagt vedlikeholdsperiode.
As a result, production levels were lower and steam use higher than usual—and this impacted our overall CO2 intensity rate.
Som et resultat ble produksjonsnivået lavere og bruken av damp høyere enn normalt – dette påvirket vår totale CO2-intensitet.
“In 2013 we introduced new technologies to help further our ambitions.
– I 2013 innførte vi nye teknologier for å bidra i arbeidet med å nå våre ambisjoner.
These include solvent co-injection, which has the potential to reduce the amount of steam and water used to produce a barrel of bitumen,” Tungesvik says.
Dette omfattet innsprøyting av løsningsmiddel, som har potensial til å redusere mengden av damp og vann som brukes i produksjonen av et fat bitumen, sier Tungesvik.
Carbon dioxide intensity is expected to decrease as operations normalise and additional technology is introduced.
Det ventes at CO2-intensiteten vil gå ned når driften normaliseres og det innføres mer teknologi.
However, in the near term, the CO2 intensity for Leismer may be higher than the projected segment target.
På kort sikt kan imidlertid CO2-intensiteten for Leismer være høyere enn det prosjekterte målet for segmentet.
“Statoil’s technology plan remains on course.
– Statoils teknologiplan er uendret.
We have identified a group of 14 technologies we aim to test and deploy over the next five to 10 years.
Vi har identifisert en gruppe med 14 teknologier som vi planlegger å teste og ta i bruk de neste 5-10 årene.
A number of these technologies support our strategy to reduce CO2 emissions at their source,” says Tungesvik.
En rekke av disse teknologiene støtter vår strategi om å redusere CO2-utslippene ved kilden, sier Tungesvik.
2013 demonstrated Statoil’s commitment to safety and the positive results of programs implemented in previous years with no serious health, safety and environmental incidents and no lost-time injuries.
2013 viste Statoils engasjement innen sikkerhet og de positive resultatene av programmer som er innført de siste årene uten alvorlige HMS-hendelser og uten fraværsskader.
Results of the first full year of Statoil’s surface water monitoring program showed no indication that the development of the Kai Kos Dehseh leases is having an effect on the natural water cycle of lakes and rivers monitored on our leases.
Resultatene etter det første hele året med bruk av Statoils program for overvåking av overflatevann viste ingen tegn på at utbyggingen av Kai Kos Dehseh-området påvirker den naturlige vannsirkulasjonen i innsjøer og elver som overvåkes på våre områder.
Production at Leismer began in January 2011 and is a steam-assisted gravity drainage (SAGD) facility.
Produksjonen ved Leismer begynte i januar 2011, og er et anlegg som bruker dampinjiseringsteknologi (SAGD-teknologi, steam assisted gravity drainage).
In January 2014, Statoil and the Thai exploration and production company PTTEP signed an agreement to divide their respective interests in the Kai Kos Dehseh (KKD) oil sands project.
I januar 2014 undertegnet Statoil og det thailandske lete- og utvinningsselskapet PTTEP en avtale om bytte av eierandeler i oljesandprosjektet Kai Kos Dehseh (KKD).
Following the transaction, Statoil will continue as operator and 100% owner for the Leismer and Corner development projects.
Etter transaksjonen vil Statoil fortsette som operatør med 100 prosents eierandel i utviklingsprosjektene Leismer og Corner.
Media Knut Rostad, press spokesperson +47 905 48 990 (mobile)
Mediarelasjoner Knut Rostad, pressetalsmann +47 905 48 990 (mobil)
Around 2/3 of affected employees will be offered employment with the new vendors, either through transfer of undertakings or offer of employment.
Om lag to tredjedeler av berørte ansatte vil få tilbud om ansettelse hos leverandørene, enten gjennom virksomhetsoverdragelse eller tilbud om ansettelse.
Increased use of outsourcing to external vendors is aimed at strengthening Statoil’s competitiveness.
Økt bruk av utsetting av tjenester til eksterne leverandører er et virkemiddel for å styrke Statoils konkurranseevne.
The close cooperation with the two selected suppliers will further enable us to strengthen our cost competitiveness and flexibility.
Samarbeidet med de to valgte leverandørene vil styrke vår konkurranseevne gjennom reduserte kostnader og økt fleksibilitet.
As a global energy player, we must ensure that these services are available across time zones and borders, and at the same time have a justifiable cost level ,” says Torgrim Reitan, chief financial officer in Statoil.
Som et globalt selskap må vi sørge for at tjenestene er tilgjengelige på tvers av tidssoner og landegrenser, og samtidig ha et forsvarlig kostnadsnivå, sier Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans i Statoil.
In November 2013, Statoil sent out invitations to tender for these services.
I november 2013 sendte Statoil ut anbudsinnbydelse for disse tjenestene.
The bids have now been evaluated through a thorough procurement process.
Tilbudene har nå blitt evaluert gjennom en grundig anskaffelsesprosess.
“Statoil ASA has long experience of outsourcing.
– Statoil ASA har lang erfaring med utsetting av tjenester.
We will use this experience to look after our employees in the best way,” says Reitan.
Vi vil bruke denne erfaringen til å ivareta våre ansatte på best mulig måte, sier Reitan.
The discovery wells 34/10-54 S and 34/10-54 A, drilled by the drilling rig Transocean Leader, are located approximately 10 kilometres north of the planned Valemon installation.
Funnbrønnene 34/10-54 S og 34/10-54 A, som ble boret av boreriggen Transocean Leader, ligger omtrent 10 kilometer nord for den planlagte Valemon-installasjonen.
The main wellbore 34/10-54 S proved a gross 164-metre gas/condensate and oil column in the Middle Jurassic Brent Group.
Hovedbrønnen 34/10-54 S påviste en kolonne på totalt 164 meter som inneholdt gass/kondensat og olje i reservoarbergarter av midtre jura alder (Brent-gruppen).
The side-track 34/10-54 A proved a gross 100-metre gas/condensate column in the Brent Group and in sand of unspecified Jurassic age, and an additional gross 140-metre gas/condensate column in the Statfjord Group.
Sidesteget 34/10-54 A påviste en gass-/kondensatkolonne på totalt 100 meter i Brent-gruppen og i sandstein av uspesifisert jura alder, og ytterligere en gass-/kondensatkolonne på totalt 140 meter i Statfjord-gruppen.
Gas/condensate was also found in the middle Jurassic Cook Formation.
Det ble også funnet gass/kondensat i Cook-formasjonen av midtre jura alder.
Statoil estimates the total volumes in Valemon North to be in the range of 20-75 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.).
Statoil anslår at samlede volumer i Valemon Nord er i størrelsesorden 20-75 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (o.e.).
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil.
Irene Rummelhoff, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
Tor Madsen, vice president for field development in the Western North Sea.
Tor Madsen, Statoils direktør for feltutvikling Nordsjøen Vest.
“We are very satisfied with making a new discovery in the close proximity of the Valemon gas and condensate field currently under development, says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil.
– Vi er godt fornøyd med å ha gjort et nytt funn i nærheten av Valemon gass- og kondensatfeltet som er under utbygging.
“By proving additional volumes in the area we increase the reserves base in the Valemon Unit area and add value to the Valemon field development.”
Ved å påvise ytterligere volumer i området øker vi reservene i Valemon Unit og tilfører verdi til feltutviklingen, sier Irene Rummelhoff, letedirektør for norsk sokkel i Statoil.
The Valemon field, discovered in 1985, is one of Statoil’s largest ongoing development projects on the Norwegian continental shelf.
Valemon-feltet, som ble funnet i 1985, er et av Statoils største pågående utbyggingsprosjekter på norsk sokkel.
The recoverable reserves are estimated at 206 million barrels of oil equivalents.
De utvinnbare reservene er anslått til 206 millioner fat oljeekvivalenter.
The development concept is a fixed platform, with rich gas export to Heimdal and condensate export to Kvitebjørn.
Utbyggingskonseptet omfatter en fast plattform med eksport av rikgass til Heimdal og kondensat til Kvitebjørn.
Production start-up is expected fourth quarter 2014.
Produksjonen skal etter planen starte i fjerde kvartal 2014.
“We are very pleased with the results of the Valemon Nord wells, and will initiate feasibility studies to identify the best development solution for the discovery,” says Tor Madsen, vice president for field development in the western North Sea.
– Vi er veldig tilfredse med resultatet fra Valemon Nord-brønnene, og vil nå gjennomføre en mulighetsstudie for å se hvordan vi best kan utvikle funnet, sier Tor Madsen, Statoils direktør for feltutvikling i Nordsjøen Vest.
Statoil puts a lot of effort into maximising safety and increasing efficiency in exploration drilling.
Statoil jobber målrettet med å maksimere sikkerheten og øke effektiviteten i leteboring.