natgillin/translations-raw huggingface dataset:
He’s one of the young voices Statoil consulted in the “Good Advice from Young Minds” campaign.
Han er en av de unge stemmene Statoil har bedt om råd fra i «Når gode råd er unge»-kampanjen.
He’s uncertain whether Statoil is equipped for the challenges ahead, but judging by the optimism of Statoil CEO Eldar Sætre, and Innovation Manager Ragnhild Ulvik, he may be wrong.
Han er usikker på om Statoil er klar for oppgavene i tida fremover, men skal man dømme etter optimismen fra statoilsjef Eldar Sætre, og innovasjonssjefen Ragnhild Ulvik, så kan det være han tar feil.
“I am more optimistic now than for a long time,” was Eldar Sætre’s message to the audience gathered at Statoil Future Energy Forum in Stavanger.
— Jeg er mer optimistisk nå enn på lenge, var beskjeden fra Eldar Sætre da han inviterte til Statoils energiforum i Stavanger.
He is convinced that Statoil has to grasp to nettle and become a leading digital player, but he recognises the enormity of the task.
Han er innstilt på at Statoil må ta tyren ved hornene og bli en ledende digital aktør, men samtidig klar over at det er en stor jobb.
The whole point is that the company he leads must be competitive, now and in the future.
Hele poenget er at selskapet han leder skal være konkurransedyktig, også i fremtida.
And to achieve it, oil, gas, wind and digitalisation must all be included.
Og for å få til det er det både olje, gass, vind og digitalisering som må på være med.
Mixed Reality technology is already in use, for instance on the Mariner development, and the pilot wind turbine Hywind is about to become a large floating wind farm outside the UK.
Allerede tas det i bruk Mixed Reality-teknologi på blant annet Mariner-utbyggingen, og pilotmøllen Hywind er i ferd med å bli en stor flytende vindmøllepark utenfor Storbritannia.
The panel debate at Statoil Future Energy Forum.
Paneldebatten på Statoil Future Energy Forum.
“I feel we’re still in the Vale of Shadows right now, but we need to be ready when digitalisation takes off," says founder of Huddlestock Capital, Murshid Ali Photo: Ole Jørgen Bratland
– Jeg føler vi er i dødens dal fremdeles, men vi vil være med når bølgen av digitalisering tar av, sier Murshid Ali Foto: Ole Jørgen Bratland
The panel debate, seen here with moderator Siri Lill Mannes, at right Photo: Ole Jørgen Bratland
Moderator Siri Lill Mannes, til høyre, styrte paneldebatten Foto: Ole Jørgen Bratland
A flow of ideas
Forslagene strømmer på
For a long time, Ragnhild Ulvik been receiving e-mails with suggestions from people inside and outside the company with all manner of ideas—some good, some less so.
Ragnhild Ulvik har lenge fått mailer med forslag fra folk i og utenfor selskapet med gode og mindre gode ideer for hva som bør gjøres.
Some ideas are as simple as changing a bolt to make something work better, or as large as changing the entire business model.
Det kan være å skifte en boltvariant for å få ting til å funke bedre, til å endre hele forretningsmodellen.
“I'm so glad we've systematised this now, and it’s not just my mailbox that's the system!” she says.
— Jeg er så glad for at vi har nå satt dette i system, og at det ikke bare er min mailboks som er systemet! sier hun.
From now on, her team will sit apart from other colleagues, but not so far away that they cannot be reached.
Nå skal de sitte litt for seg selv, men likevel ikke så langt unna at de ikke kan nås.
Together they will sift through ideas, knead and refine them, compare and reject.
Sammen skal de kna og foredle, og forkaste.
And they will do so without anyone telling them that they must come up with at least one innovation a week, since that makes creativity hard.
Og uten at det stilles målbare krav om minst en innovasjon i uka, for da er det vanskelig å være kreativ.
“We will probably come up with a portfolio of things, ranging from everyday problems to changes that can renew the entire business model.
— Vi vil nok komme med en portefølje med ting, alt fra hverdagsproblemer til endringer som kan fornye hele forretningsmodellen.
We will capture the ideas and act on them.
Nå kan vi fange ideene og ta tak i dem.
Some of them might make it to the discussion table, and some of them—who knows—perhaps even further?” she says.
Noen når opp til diskusjonsbordet, og noen kanskje enda lenger?
Digitalisation driving value creation
Digitalisering for økt verdiskaping
We are establishing a centre of digital excellence and a roadmap for digitalisation towards 2020.
Statoil etablerer et digitalt kompetansesenter og lanserer et veikart for digitalisering frem mot 2020.
One of the ways Statoil will meet the future through digitalisation.
En av måtene Statoil vil møte fremtida på er gjennom digitalisering.
Here are seven of the programmes that will accelerate the effort.
Her er syv av programmene som skal akselerere innsatsen.
Digital security, security and sustainability Utilize data to reduce security risks, improve learning from past incidents, enhance security, and reduce carbon footprint from the business.
Digital sikkerhet, sikring og bærekraft Utnytte data for å redusere sikkerhetsrisiko, forbedre læringen av historiske hendelser, styrke sikring, og redusere karbonavtrykket fra virksomheten.
Process Digitalisation Streamline work processes and reduce manual input across the value chain 3.
Prosessdigitalisering Effektivisere arbeidsprosesser og redusere manuell input på tvers av verdikjeden 3.
Subsurface Analysis Improve data access and analysis tools for underground data, thus facilitating better decision-making 4.
Undergrunnsanalyse Forbedre datatilgang og analyseverktøy for undergrunnsdata, og dermed tilrettelegge for bedre beslutningstaking 4.
Next Generation Well Delivery Strengthen the use of well and underground data for planning, real-time analysis and increased automation 5.
Neste generasjons brønnleveranse Styrke bruken av brønn- og undergrunnsdata til planlegging, sanntidsanalyser og økt automatisering 5.
Fields of the future Smart design and concept choices through maximising the use of available data, and integrating digital technologies into future fields.
Framtidens felt Smart design og konseptvalg gjennom å maksimere bruk av tilgjengelige data, og integrere digitale teknologier i framtidige felt.
Data-driven operation Using data to maximise the value of the installations through production optimization and maintenance enhancements 7.
Datadrevet drift Bruke data for å maksimere verdien av installasjonene gjennom produksjonsoptimalisering og vedlikeholdsforbedringer 7.
Commercial Insight Improve analysis tools and data access within commercial areas to enable better decision making
Kommersiell innsikt Forbedre analyseverktøy og datatilgang innenfor de kommersielle områdene for å muliggjøre bedre beslutningstaking
Illustration of the Johan Sverdrup field centre
Illustrasjon av Johan Sverdrup feltsenter
Phase 1 of Johan Sverdrup is under development, with first oil scheduled for late 2019.
Første fase av Johan Sverdrup er under utbygging med planlagt produksjonsstart sent i 2019.
The partners will now proceed with maturing Phase 2 for the investment decision and submission of the plan for development and operation (PDO) in the second half of 2018.
Partnerskapet jobber nå videre med å modne fase 2 frem til investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) i andre halvår 2018.
Phase 2 is scheduled to come on stream in 2022.
Produksjonsstart for fase 2 er planlagt i 2022.
“We must take a generational perspective on the Johan Sverdrup development.
– Når vi jobber med Johan Sverdrup må vi tenke i et generasjonsperspektiv.
Working closely with partners and government authorities we now have a plan for Phase 2 that maximizes value for society, industry and the licensees”, says Statoil’s project director for Johan Sverdrup, Kjetel Digre.
Sammen med partnere og myndigheter har vi nå en plan for fase 2 som maksimerer verdiene for samfunnet, industrien og rettighetshaverne, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
“The Johan Sverdrup suppliers have demonstrated a willingness and capabilities to develop good solutions in a partnership with us.
– Leverandørene i Johan Sverdrup-utbyggingen har demonstrert vilje og evne til å utvikle gode løsninger sammen med oss.
The contributions have been key to the improvements we have achieved so far.
Bidragene har vært helt sentrale for de forbedringene vi har oppnådd så langt.
We are pleased to see that this trend is being progressed in the awarded FEED contracts.
Det er gledelig å se at dette er en trend som videreføres i de tildelte FEED-kontraktene.
And we see that Norwegian suppliers are competitive in an international market,” says Digre.
Og vi ser at norske leverandører er konkurransedyktig i et internasjonalt marked, sier Digre.
Statoil has implemented several improvement programmes for phase 2 in the Johan Sverdrup development.
Statoil har gjennomført flere forbedringsprogram for fase 2 i Johan Sverdrup-utbyggingen.
Capital expenditures for Phase 2 are now estimated at between NOK 40 – 55 billion (NOK billion nominal, fixed currency and excluding IOR), halving the estimate since the PDO was submitted for Phase 1 of Johan Sverdrup.
Investeringsestimatet for fase 2 er nå mellom 40 – 55 milliarder kroner (nominelle kroner, fast vekslingskurs ekskludert IOR) noe som utgjør en halvering siden plan for utbygging og drift ble levert for fase 1 av Johan Sverdrup.
“The quality of phase 1 and the improvement work we have performed with our partners and suppliers for phase 2 has enhanced profitability.
– Kvalitet i gjennomføringen av fase 1 og forbedringsarbeidet vi har gjennomført sammen med partnerne og leverandørene på fase 2 har styrket lønnsomheten.
The break-even price for the full-field development is now less than USD 25 per barrel and with an ambition of a world class recovery rate of 70 %,” says Digre.
Nullpunktsprisen for hele feltutbyggingen er nå under 25 dollar fatet og med en ambisjon for en utvinningsgrad i verdensklasse på 70 % sier Digre.
Kjetel Digre Statoil’s project director for Johan Sverdrup
Kjetel Digre Statoils prosjektdirektør for Johan Sverdrup
Johan Sverdrup - The North Sea giant
Johan Sverdrup - Nordsjøkjempen
The partnership has also decided on the development concept for Johan Sverdrup.
Partnerskapet har også besluttet utbyggingskonsept for Johan Sverdrup.
Phase 1 of the development establishes a field centre consisting of four platforms on the field.
Første fase av utbyggingen etablerer et feltsenter bestående av fire plattformer på feltet.
Phase 2 builds on this infrastructure, adding another processing platform to the field centre.
Fase 2 bygger på denne infrastrukturen og inkluderer ytterligere en prosessplattform til feltsenteret.
Overall this will result in a processing capacity of 660 000 barrels of oil per day.
Dette vil samlet sett gi en prosesskapasitet på 660 000 fat olje per dag.
The following FEED contracts will be awarded in connection with the decision to proceed with the development that has now been made:
Følgende FEED-kontrakter tildeles i tilknytning til beslutning om videreføring som nå er tatt:
Processing platform, Aker Solutions
Prosessplattform, Aker Solutions
Jacket, Kværner
Stålunderstell, Kværner
Power supply from shore, Siemens
Kraftforsyning fra land, Siemens
Phase 2 also includes the development of the Avaldsnes (east), Kvitsøy (south) and Geitungen (north) satellite areas to be phased in for processing and export on the field centre.
Fase 2 inkluderer også utbygging av satellittområdene Avaldsnes (øst), Kvitsøy (sør) og Geitungen (nord) som skal fases inn for prosessering og eksport på feltsenteret.
28 new wells are planned to be drilled in connection with the Phase 2 development.
Det er planlagt boring av 28 nye brønner i forbindelse med fase 2-utbyggingen.
The Phase 2 concept also includes the establishment of an area-wide solution for power from shore for the Utsira High by 2022.
Fase 2-konseptet omfatter også etablering av en områdeløsning for kraft fra land for Utsirahøyden innen 2022.
Maturing and planning Phase 2 parallel with the development of Phase 1 will ensure a consistent full-field solution and cost-efficient hook-up when Phase 1 is on stream.
Modning og planleggingen av fase 2 i parallell med utbyggingen av fase 1 skal sikre en helhetlig fullfeltløsning og kostnadseffektiv oppkobling når fase 1 er i drift.
With a field life estimated at 50 years, Johan Sverdrup will generate great value for society and the partners.
Johan Sverdrup-feltet har en beregnet levetid på 50 år, og vil skape store verdier for samfunnet og partnerne.
Phase 1
Fase 1
Includes the development of four platforms, three subsea installations for water injection, power from shore, export pipeline for oil (Mongstad) and gas (Kårstø)
Omfatter utbygging av fire plattformer, tre undervannsinstallasjoner for vanninjeksjon, kraft fra land, eksportrørledninger for olje (Mongstad) og gass (Kårstø).
Under development.
Under utbygging.
Approx. 40 % of the development is completed
Rundt 40 % av utbyggingen fullført
More than NOK 60 billion worth of contracts awarded.
Over 60 milliarder kroner tildelt i kontrakter.
More than 70 % of the suppliers with a Norwegian billing address
Over 70 % leverandører med norsk fakturaadresse.
CAPEX estimate: NOK 97 billion
Investeringsestimat: 97 milliarder kroner
Break-even Phase 1: Below USD 20 per barrel
Break-even fase 1: Under 20 dollar per fat.
Production start: late 2019
Produksjonsoppstart sent 2019
Phase 2
Fase 2
Includes development of another processing platform for the field centre + the Avaldsnes, Kvitsøy and Geitungen satellite areas, in addition to power from shore to the Utsira High in 2022
Omfatter utvikling av ytterligere en prosessplattform til feltsenteret + satelittområdene Avaldsnes, Kvitsøy og Geitungen samt kraft fra land til Utsirahøyden 2022.
Made the DG2 decision to proceed with the development
Passert beslutning om videreføring DG2.
Investment decision (DG3) and submission of the plan for development and operation: Second half of 2018
Investeringsbeslutning (DG3) og innlevering av plan for utbygging og drift: Andre halvår 2018.
Investment estimate: NOK 40 – 55 billion
Investeringsestimat: 40 – 55 milliarder kroner
Break-even price: Below USD 30 per barrel
Break-even: Under 30 dollar per fat
Production start: 2022
Produksjonsoppstart 2022
Full field (Phase 1 + Phase 2)
Full felt (Fase 1 + Fase 2)
Includes both Phase 1 and Phase 2 of the Johan Sverdrup development
Omfatter både fase 1 og fase 2 utbygging Johan Sverdrup.
Resource estimate: 2.0 – 3.0 billion barrels of oil equivalent
Ressursanslag: 2,0 – 3,0 milliarder fat oljeekvivalenter
Break-even price: below USD 25 per barrel.
Break Even: under 25 dollar fatet.
“The Deepsea Atlantic drilling rig is currently predrilling the first production well for the first phase of the Johan Sverdrup development.
Boreriggen «Deepsea Atlantic» forborer nå den første produksjonsbrønnen på Johan Sverdrup.
This is a central operation in a complex Johan Sverdrup puzzle.
Dette er en viktig operasjon i et svært omfattende Johan Sverdrup-puslespill.
Predrilling allows the production capacity on the field to be utilised as efficiently as possible when Johan Sverdrup has come on stream late in 2019.
Forboringen gjør det mulig å utnytte produksjonskapasiteten fra feltet så effektiv som mulig når vi starter produksjonen sent i 2019.
This way, we maximize value from the field from day one,” says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup project.
Slik maksimerer vi verdiene fra feltet fra første dag, sier Kjetel Digre prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
The rig is drilling the first production well through a predrilling template that was installed on the field in the summer of 2015.
Riggen borer den første produksjonsbrønnen gjennom en forboringsramme som ble installert på feltet sommeren 2015.
A total of eight wells will be drilled through the predrilling template, before the rig is relocating to drill injection wells on three locations on the field.
Totalt åtte brønner skal bores gjennom forboringsrammen, før riggen forflytter seg for å bore injeksjonsbrønner på tre lokasjoner på feltet.
In 2018 the permanent Johan Sverdrup drilling platform will be installed as the second of four platforms.
I 2018 vil Johan Sverdrups permanente boreplattform bli installert som den andre av fire plattformer på det planlagte feltsenteret.
The drilling platform is currently being constructed at Aibel’s yard in Haugesund, north of Stavanger, and in Thailand.
Boreplattformen er nå under bygging ved Aibels verft i Haugesund og i Thailand.
When the drilling platform is installed and operational, the eight predrilled wells will be hooked up from the predrilling template.
Når boreplattformen er installert og operativ, starter arbeidet med å kople opp de åtte forborete brønnene fra forboringsrammen.
At this point Deepsea Atlantic will be drilling the injection wells providing reservoir pressure support to maintain high field production.
På dette tidspunktet borer «Deepsea Atlantic» injeksjonbrønnene som skal gi trykkstøtte i reservoaret for å opprettholde en høy produksjon fra feltet.
The Johan Sverdrup project introduces integrated drilling services as a new concept, which means that Baker Hughes will provide the main deliveries together with Odfjell Drilling.
Nytt på Johan Sverdup er integrerte tjenester, hvor Baker Hughes har fått hovedleveransen sammen med Odfjell Drilling.
“Statoil and the drilling service providers have worked as an integrated team in planning the drilling operation.
– Statoil sammen med boretjenesteleverandørene har jobbet som et integrert team i planleggingen av boreoperasjonen.
Deepsea Atlantic is a good rig and everything is set for a safe and cost-effective drilling operation on Johan Sverdrup.
«Deepsea Atlantic»er en god rigg og alle forhold ligger til rette for at vi skal lykkes med en boreoperasjonen på Johan Sverdrup.
This is vital to ensure production start from the field at the end of 2019,” says Digre.
Det er vi avhengig av for å kunne levere første produksjon fra feltet på slutten av 2019, sier Kjetel Digre prosjektdirektør for Johan Sverdrup.
Kjetel Digre senior vice president for the Johan Sverdrup-project.
Kjetel Digre senior vice president for the Johan Sverdrup-project.
The contract for integrated drilling services worth NOK 1.5 billion was awarded to Baker Hughes on 6 July 2015.
Kontrakten for integrerte tjenesteleveranser for boring har en verdi på 1,5 milliarder kroner ble tildelt Baker Hughes 6. juli 2015.
The contract for rig and drilling services on Johan Sverdrup, totalling more than NOK 4.35 billion, was awarded to Odfjell Drilling on 15 June 2015.
Kontrakten for rigg og boretjenester på Johan Sverdrup har en samlet verdi på over 4,35 milliarder kroner og ble tildelt Odfjell Drilling 15. juni 2015.
Johan Sverdrup is one of the five biggest oil fields on the Norwegian continental shelf.
Johan Sverdrup er blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With expected resources of between 1.7 – 3.0 billion barrels of oil equivalent, it will also be one of the most important industrial projects in Norway over the next 50 years.
Med forventede ressurser på 1,7 – 3,0 milliarder fat olje vil feltet være et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
Peak production on Johan Sverdrup will be equivalent to 25% of all Norwegian petroleum production.
Når produksjonen er på topp vil den utgjøre 25% av all norsk olje- og gassproduksjon.
First-phase investments estimated int the plan of development and production (PDO) at NOK 117 billion (2015 value)
Investeringer for første fase antatt i plan for utbygging og drift (PUD) til 117 milliarder NOK (2015 kroner)
Daily production during first phase estimated at 315,000 – 380,000 barrels per day
Daglig produksjon fase 1 estimert til 315.000 – 380.000 fat
Peak production estimated to reach 550,000 – 650,000 barrels daily
På topp antas produksjonen til 550.000 – 650.000 fat daglig
See also:
Se også
Flickr – Download Johan Sverdrup images
Google+ - nedlastbare bilder
Plans call for the field to begin producing gas and condensate (light oil) on 1 October 2004.
Etter planen skal feltet settes i produksjon 1. oktober 2004.
“It will be tied back to the Sleipner T gas treatment platform on Sleipner East via an 18-kilometre pipeline,” explains project manager Helge Skjold.
"Gass- og kondensatfeltet skal knyttes opp mot gassbehandlingsplattformen Sleipner T via en 18 kilometer lang rørledning.
Technically recoverable reserves in Alpha North are put at roughly 13 billion cubic metres of gas and about 32 million barrels of condensate.
De teknisk utvinnbare reservene i Alfa Nord er anslått til rundt 13 milliarder kubikkmeter gass og om lag 32 millioner fat kondensat.
The development is covered by the plan for development and operation (PDO) of the main Sleipner West field.
Utbyggingen er dekket av Plan for utbygging og drift (PUD) for Sleipner Vest hovedfelt.
Development of Alpha North, a Statoil-operated satellite close to its Sleipner West field in the North Sea, has been approved by the licensees.
Partnerskapet har godkjent utbygging av den Statoil-opererte satellitten Alfa Nord ved Sleipner Vest-feltet i Nordsjøen.
Production drilling has started on the Statoil operated Mariner field in the UK North Sea.
Produksjonsboring på det Statoil-opererte Mariner-feltet i britisk del av Nordsjøen er startet.
Up to five wells will be drilled before the Mariner A platform hook up and commissioning activity starts next summer.
Opptil fem brønner skal bores før tilkoplings- og ferdigstillingsaktiviteten for Mariner A-plattformen starter neste sommer.
First oil is expected to be produced from Mariner in 2018.
Oppstart av oljeproduksjonen fra Mariner forventes i 2018.
Hedda Felin, managing director, Statoil Production UK said, “This is an exciting period for us as a UKCS operator as we transition from the planning phase to active offshore operations.”
– Dette er en spennende periode for oss som operatør på britisk sokkel med overgang fra planleggingsfasen til aktiv offshore-virksomhet, sier Hedda Felin, administrerende direktør for Statoil Production UK.
Hedda Felin, managing director, Statoil Production UK.
Hedda Felin, adm. direktør, Statoil Production UK
Our activities in the United Kingdom
Våre aktiviteter i Storbritannia
The Noble Lloyd Noble, the largest jack-up rig in the world, is currently positioned over the Mariner jacket which was installed in 2015.
The Noble Lloyd Noble, verdens største oppjekkbare rigg, er nå posisjonert over Mariners stålunderstell, som ble installert i 2015.
The first production wells will be drilled through a well deck on the jacket.
De første produksjonsbrønnene vil bli boret gjennom et brønndekk på stålunderstellet.
Up to five wells will be drilled before the platform topside modules arrive mid-2017.
Opptil fem brønner skal bores før plattformens dekksmoduler ankommer i midten av 2017.
In total up to 100 reservoir targets could be drilled over the lifetime of the Mariner field, based on the current development strategy.
Til sammen kan opptil 100 reservoarmål bores gjennom Mariner-feltets levetid, basert på nåværende utbyggingsstrategi.
Statoil has worked closely with major contractors Noble Drilling and Schlumberger to ensure safe and cost-effective operations.
Statoil har samarbeidet med de store kontraktørselskapene Noble Drilling og Schlumberger for å sikre sikker og kostnadseffektiv drift.
The rig contract was awarded to Noble Drilling in 2013, followed by the contract award for integrated drilling and completion services to Schlumberger in 2014.
Riggkontrakten ble tildelt Noble Drilling i 2013, og ble etterfulgt av kontraktstildeling for integrerte bore- og kompletteringstjenester til Schlumberger i 2014.
The pre-drilling campaign will support around 500 jobs in the UKCS.
Forboringskampanjen vil bidra til omkring 500 jobber på britisk sokkel.
The Mariner topside modules are currently under construction at Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd.
Mariners dekksmoduler er nå under bygging ved Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd.
(DSME) in South Korea and sailaway is expected in the first half of 2017.
(DSME) i Sør-Korea og utseiling forventes i første halvdel av 2017.