natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The development has so far realised more than NOK 400 million in spinoff effects in northern Norway, and more than 200 people are involved in the construction of Aasta Hansteen and Polarled on the Helgeland coast."
Så langt i utbyggingen har vi realisert mer enn 400 millioner kroner i ringvirkninger i Nord-Norge og over 200 personer bidrar i byggingen av Aasta Hansteen og Polarled på Helgelands-kysten.
"We expect considerable spinoffs in the installation work to be carried out offshore and during production drilling on the field.
– Vi venter betydelige ringvirkninger framover i det kommende installasjonsarbeidet offshore og under produksjonsboringen på feltet.
The main Aasta Hansteen spinoffs will occur in the field’s operating phase," says Christensen.
De største ringvirkningene for Aasta Hansteen vil dessuten komme i driftsfasen av feltet, sier Christensen.
"The Norwegian supplier industry is well positioned in the project execution.
– Norsk leverandørindustri er godt posisjonert i prosjektgjennomføringen.
Suppliers with a Norwegian billing address are delivering more than half of the equipment packages for the Aasta Hansteen topside.
Leverandører med norsk fakturaadresse leverer over halvparten av utstyrspakkene til Aasta Hansteen-dekket.
In subsea equipment, 93% is being provided by suppliers with a Norwegian billing address," says Christensen.
For undervannsleveransene har 93 prosent av leverandørene norsk fakturaadresse, sier Christensen.
"The combination of deep waters, harsh weather conditions and a long distance from existing infrastructure on Aasta Hansteen is unique globally.
– Kombinasjonen av havdyp, røffe værforhold og lang avstand fra eksisterende infrastruktur på Aasta Hansteen er unikt i verden.
In order to meet these challenges we have cooperated closely with the supplier industry, and jointly we are developing a new deepwater standard.
For å løse disse utfordringen har vi jobbet tett sammen med leverandørindustrien, og vi utvikler en sammen en ny dypvannsstandard.
The expertise we acquire will be applied in new developments both on the NCS and internationally," says Helge Hagen, project manager for the Aasta Hansteen subsea development.
– Kompetansen vi tilegner oss vil vi anvendelse i nye utbygginger både på norsk sokkel og internasjonalt, sier Helge Hagen som er prosjektleder for subsea-utbyggingen av Aasta Hansteen.
Illustration: The Aasta Hansteen platform will be the largest SPAR platform in the world.
Illustrasjon av Aasta Hansteen-plattformen, som blir den største spar-plattformen i verden.
In June, the corporate executive committee approved the return of temporary manning to the plant to finalise the implementation of the outstanding security requirements.
I juni godkjente konsernledelsen en retur med midlertidig bemanning til anlegget for å sluttføre implementeringen av gjenværende sikkerhetskrav.
Lars Christian Bacher, executive vice president for Development & Production International.
Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI).
“The decision to resume ordinary operations also at In Amenas is the result of a thorough and stepwise process of identifying necessary security measures, implementing them and validating that they are in place and operational,” says Lars Christian Bacher, executive vice president for Development & Production International (DPI).
– Beslutningen om å gjenoppta ordinære operasjoner også ved In Amenas er et resultat av en grundig og stegvis prosess for å identifisere nødvendige sikringstiltak, implementere disse og validere at de er på plass og fungerer, sier Lars Christian Bacher, konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt (DPI).
Since the In Amenas attack, Statoil has worked systematically with its partners in Algeria with the aim of resuming ordinary operations in Algeria.
Siden angrepet på In Amenas har Statoil arbeidet systematisk sammen med partnerne i Algerie med sikte på å gjenoppta ordinær virksomhet i Algerie.
The security improvements at In Amenas are also based on recommendations of the investigation conducted after the attack.
Styrkingen av sikkerheten ved In Amenas er også basert på anbefalingene i granskningen som ble gjennomført i etterkant av angrepet.
In parallel with this work, the company has carried out a continuous and comprehensive improvement effort to enhance the general security work in Statoil.
Parallelt med dette har selskapet hatt et pågående og omfattende forbedringsarbeid for å styrke det generelle sikkerhetsarbeidet i Statoil.
The goal of this programme is to achieve considerable improvements both with regard to awareness, organization, systems and use of resources.
Målet for dette programmet er å oppnå betydelige forbedringer både i forhold til bevissthet, organisering, systemer og bruk av ressurser.
Through the security improvement effort at the Algeria plants the joint venture has introduced physical security measures at all operating plants.
Gjennom arbeidet med å forbedre sikringen av anleggene i Algerie, har joint venturet fått på plass fysiske sikringstiltak ved alle driftssteder.
The security work, both in Statoil and in the joint venture, has furthermore been reorganized, and the dialogue with Algerian authorities on securing of the plants has been improved.
I tillegg har organiseringen av sikringsarbeidet både i Statoil og i joint venturet blitt reorganisert og det er etablert en bedre dialog med algeriske myndigheter knyttet til sikring av anleggene.
Algerian authorities have also initiated and introduced security measures beyond those implemented by the joint venture.
Algeriske myndigheter har også tatt initiativ til og gjennomført sikringstiltak utover de som er gjennomført i joint venturet.
“We will now, in cooperation with our partners, continue our systematic work to maintain the high level of the security measures, to ensure that we have a good understanding of the security threats and adjust our security measures as required,” continues Bacher.
– Vi vil nå, sammen med våre partnere, fortsette et systematisk arbeid med sikte på å holde sikringstiltakenes kvalitet på et høyt nivå, forsikre oss om at vi har en god forståelse av trusselbildet og justere sikringstiltakene hvis det er behov for det, fortsetter Bacher.
Media contact: Knut Rostad, press spokesperson Tel: +47 90548990
Kontaktperson for presse: Knut Rostad, pressetalsmann Tel: +47 90548990
The corporate executive committee has decided that ordinary rotation is to be resumed at the plant as all defined security measures have been implemented.
Konsernledelsen har besluttet at ordinære rotasjon kan gjenopptas ved In Amenas anlegget ettersom alle definerte sikringskrav nå er gjennomført.
DNV GL will lead a joint industry project (JIP) with important subsea operators to find industrial standards which will make it more profitable to develop larger projects with subsea processing technology.
DNV GL skal lede et ‘Joint Industry Project’ (JIP) mellom viktige subsea-operatører, for å finne fram til bransjestandarder som vil gjøre det mer lønnsomt å bygge ut større prosjekter med subsea prosesseringsteknologi.
Today, subsea developments are characterised by tailor-made solutions.
I dag kjennetegnes subsea-utbygginger med skreddersydde løsninger.
Subsea pumps have been used in many oil fields, and the first subsea compression systems will be installed in 2014 to increase gas production from the Åsgard and Gullfaks fields.
Subsea-pumper har blitt tatt i bruk på mange oljefelt og de første subsea kompresjonssystemene blir installert i 2014 for å øke gassproduksjonen på feltene Åsgard og Gullfaks.
Margareth Øvrum, executive vice president in Technology, Projects & Drilling in Statoil.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
By standardising tie-in technology and module sizes it will be easier to combine different types of technology and modules to adapt developments to project needs.
Gjennom å standardisere sammenkoblingsteknologi og modulstørrelser, vil man lettere kunne sette sammen ulik teknologi og moduler for å kunne tilpasse en utbygging til et prosjekts behov.
“Think of the modules as LEGO bricks.
– Se på det som lego-klosser.
By having standardised module dimensions which may be assembled by means of standard tie-ins, we may combine technology from different suppliers, and also cover several needs through subsea solutions.
Ved å ha standardiserte moduldimensjoner som kan settes sammen ved hjelp av standard sammenkoblinger, kan vi kombinere teknologi fra ulike leverandører, og dermed kunne dekke flere behov gjennom subsea-løsninger.
This will reduce costs and increase volume,” says executive vice president in Technology, Projects & Drilling in Statoil, Margareth Øvrum.
Dette vil føre til lavere kostnader og økt volum, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The cooperation project should be set up by the end of the first quarter in 2015.
Samarbeidsprosjektet skal være på plass i løpet av første kvartal 2015.
The standards to be established should be so-called open standards, meaning that this is technology which all suppliers may use, without special rights.
Standardene som etableres skal være såkalte åpne standarder, som betyr at dette skal være teknologi alle leverandører kan benytte seg av, uten spesielle rettigheter.
"The industry needs to lower costs to enable more subsea developments and increase the use of subsea processing technology," Øvrum says.
– Industrien må få ned kostnadene for å kunne muliggjøre flere subsea-utbygginger og økt bruk av subsea prosesseringsteknologi, sier Øvrum.
During the last 10-12 years, costs related to subsea developments have increased by 250%.
I løpet av de 10-12 siste årene har kostnadene ved Subsea-utbygginger økt med 250 prosent.
Standardisation is one of the improvement measures to reduce costs and increase efficiency in operations which Statoil presented as part of its capital markets day in February this year.
Standardisering var ett av forbedringstilltakene for å få ned kostnader og mer effektiv drift Statoil presenterte som del av sin kapitalmarkedsdag i februar i år.
Øvrum emphasises that this standardisation will not take place at the cost of new and important technology development.
Øvrum utdyper at denne standardiseringen ikke skal skje på bekostning av ny og viktig teknologiutvikling.
"It is important not only for Statoil, but for the industry in general, that competition is maintained in the development of the process technology itself, and the input which is made to the modules.
– Det er viktig for Statoil, og industrien generelt, at konkurransen opprettholdes på utviklingen av selve prosessteknologien, og det som inngår i modulene.
By standardising the tie-ins and the module sizes, it will be possible to make use of the best technology for each individual function, independent of supplier," she says.
Gjennom å standardisere sammenkoblingene og modulstørrelsene vil man kunne ta i bruk den beste teknologien til hver enkelt funksjon, uavhengig av leverandør, sier hun.
"This will lead to more subsea projects being realised, benefitting both operators and suppliers.
– Dette vil føre til flere subsealøsninger som vil komme både leverandørselskap og operatører til gode.
We will achieve increased recovery as more projects will be profitable to develop.
Vi oppnår økt utvinning fordi flere prosjekter vil bli lønnsomme.
Standard solutions will be easier and safer to handle, which will also reduce maintenance costs," says Øvrum.
Det blir enklere å håndtere det samme utstyret noe som bedrer sikkerheten i tillegg til at vedlikeholdskostnader blir redusert fordi det er lettere å trekke ut modulene, sier Øvrum.
Earlier this year, Statoil awarded contracts for feasibility studies related to the implementation of subsea processing factories.
Tidligere i år delte Statoil ut kontrakter for mulighetsstudier rundt gjennomføring av Subsea prosessanlegg.
The following three contracts were awarded:
Følgende tre kontrakter ble tildelt:
FMC – Oil boosting case
FMC – Oil boosting case
Saipem – Åsgard subsea pre-compression case
Saipem – Åsgard Subsea pre-compression case
Kongsberg – SoW in control systems
Kongsberg – SoW på Control systems
Installation of subsea template at the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Installasjon av havbunnsramme på Åsgard-feltet i Norskehavet sommeren 2013.
Owned by Smedvig of Stavanger, West Epsilon is currently drilling wells on Statoil's Sleipner fields in the Norwegian North Sea.
Smedvig-eide West Epsilon borer for tiden brønner på Sleipner-feltene i Nordsjøen.
"It'll depend on the outcome of discussions we're having with the Sleipner licence about using this unit, but we hope the rig can come back into operation during 2000."
"Vi er diskusjoner med Sleipner-lisensen om bruk av riggen.
In its golden days Huldra produced more than 11 million standard cubic metres of gas and 4,000 standard cubic metres of condensate per day.
I Huldras glansdager var produksjonen på over 11 millioner standard kubikkmeter gass og 4.000 standard kubikkmeter kondensat per dag.
Being the first Statoil-operated platform without permanent staffing, Huldra was operated from the Veslefrikk B platform located around 16 kilometres away.
Huldra var den første Statoil-opererte plattformen uten fast bemanning og har vært styrt fra Veslefrikk B-plattformen som ligger om lag 16 kilometer unna.
Operational and maintenance tasks on Huldra have temporarily required personnel on the installation.
Drifts- og vedlikeholdsoppgaver på Huldra har gjort det nødvendig å ha tidvis bemanning på installasjonen.
Possibilities of reusing the platform
Muligheter for gjenbruk av plattformen
The Huldra cessation project was launched some years ago to prepare a concept, plans and impact assessment of the cessation.
Huldra avviklingsprosjekt har pågått i noen år for å utrede konsept, planer og konsekvenser ved avviklingen.
The project has considered the possibility of reusing the platform instead of scrapping it, and the platform was therefore put up for sale in 2011.
Prosjektet har vurdert mulighet for gjenbruk av plattformen i stedet for opphugging, og plattformen ble i 2011 lagt ut for salg på annonsesiden Finn.no.
The project is still actively seeking a solution of reuse.
Prosjektet jobber fortsatt aktivt for å få til en gjenbruksløsning.
The Huldra platform will be regularly maintained until the West Epsilon drilling rig arrives at Huldra in 2016 for permanent well plugging, and project activities will also be carried out during this period.
Huldra-plattformen vil bli regelmessig vedlikeholdt fram til boreriggen West Epsilon kommer til Huldra i 2016 for permanent plugging av brønner, og prosjektaktiviteter vil også foregå i denne perioden.
The field will not be fully decommissioned before 2019 and no later than 2021.
Feltet vil ikke være ferdig avviklet før i 2019 og senest innen 2021.
The Huldra platform in the North Sea.
Huldra-plattformen i Nordsjøen.
Petrobras operates the Tayrona licence (40%), which includes the on-going Orca-1 exploration well.
Petrobras er operatør for Tayrona-lisensen (40 prosent), som omfatter den pågående letebrønnen Orca-1.
Repsol retains a 20% of the licence after farming down 10% to Statoil.
Repsol beholder en andel på 20 prosent av lisensen etter salget av 10 prosent til Statoil.
The remaining 30% is held by Ecopetrol.
Ecopetrol eier den resterende andelen på 30 prosent.
The licence covers an area of 16,500 square kilometres and is located in water depths of 50 to 1,500 metres.
Lisensen dekker et område på 16.500 kvadratkilometer, på 50 til 1.500 meters vanndyp.
Repsol operates the Guajira Offshore 1 (GUA OFF-1) licence and retains a 30% after farming down 20% to Statoil.
Repsol er operatør for lisensen Guajira Offshore 1 (GUA OFF-1) og beholder en andel på 30 prosent etter salget av 20 prosent til Statoil.
The remaining 50% is held by Ecopetrol.
Ecopetrol eier den resterende andelen på 50 prosent.
The licence covers an area of 12,200 square kilometres and is located in water depths of 1,500 to 3,500 metres.
Lisensen dekker et område på 12.200 kvadratkilometer, på 1.500 til 3.500 meters vanndyp.
Repsol has completed a 2D seismic survey in the licence area.
Repsol har fullført en innsamling av seismiske 2D-data fra lisensområdet.
The next step includes a 3D seismic survey, which is expected to start later this year.
Neste trinn omfatter innsamling av 3D-data, som etter planen skal starte senere i år.
The deals are subject to the approval of the National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
Avtalene forutsetter godkjenning fra National Hydrocarbons Agency of Colombia (ANH).
In July 2014 Statoil announced that it had been awarded interest in the COL4 licence.
I juli 2014 kunngjorde Statoil at selskapet var tildelt en andel i COL4-lisensen.
Repsol is the operator of the licence with a 33.34% equity interest.
Repsol er operatør for lisensen med en andel på 33,34 prosent.
Statoil and Exxon Mobil Exploration Colombia each hold 33.33% interests in the licence.
Statoil og Exxon Mobil Exploration Colombia har hver en andel på 33,33 prosent i lisensen.
Map Tayrona and Guajira Offshore 1 GIF 802 kB
Kart Tayrona og Guajira Offshore 1 GIF 802 kB
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
US Gulf of Mexico
Mexicogolfen
Statoil announces a small discovery in its Martin prospect located in the Gulf of Mexico (GoM).
Statoil har gjort et mindre funn i Martin-prospektet i Mexicogolfen.
Statoil does not consider this to be a commercial discovery.
Statoil vurderer ikke funnet til å være kommersielt.
The well has been drilled efficiently and plug and abandonment operations (P&A) are now ongoing.
Brønnen ble boret på en effektiv måte, og det pågår nå arbeid for å plugge og forlate brønnen.
Once P&A operations are completed the Maersk Developer rig will move to the impact Perseus prospect in De Soto Canyon (DC) 231.
Når dette arbeidet er ferdig, vil boreriggen Maersk Developer forflytte seg til Perseus-prospektet i De Soto Canyon (DC) 231.
Angola, Kwanza basin
Angola, Kwanza-bassenget
The Dilolo-1 exploration well in block 39 offshore Angola in the Kwanza basin was drilled to its pre-salt target.
Letebrønnen Dilolo-1 i blokk 39 i Kwanza-bassenget utenfor kysten av Angola er boret ned til presalt-målet.
The first drilling operation in block 39 has now been completed.
Den første boreoperasjonen i blokk 39 er nå fullført.
In this first well hydrocarbons were not encountered, but the operation did provide a valuable calibration for other prospects in the area.
I brønnen ble det ikke oppdaget hydrokarboner, men operasjonen gav verdifull informasjon med hensyn til andre prospekter i området.
The well is now in the process of being plugged and abandoned.
Brønnen blir nå plugget og forlatt.
Other ongoing activities
Andre pågående aktiviteter
Statoil is currently also drilling the Giligiliani well in block 2 in Tanzania and has recently spudded the Romeo prospect near the King Lear discovery in the Norwegian North Sea.
Statoil borer også Giligiliani-brønnen i blokk 2 i Tanzania, og vil snart starte boring av Romeo-prospektet i nærheten av King Lear-funnet i Nordsjøen.
Statoil is also preparing for its 18-month drilling campaign on the east coast of Canada following up the Bay du Nord oil discovery.
Statoil forbereder også en 18 måneder lang letekampanje på østkysten av Canada for å følge opp oljefunnet i Bay du Nord.
In Brazil, the Repsol-operated Seat-2 well in block BM-C-33 in the Campos basin is currently being drill stem tested (DST) after encountering a pre-salt hydrocarbon-bearing section.
I tillegg formasjonstestes (DST) nå den Repsol-opererte Seat-2-brønnen i blokk 33 i Campos-bassenget i Brasil etter at brønnen påtraff et hydrokarbon-bærende pre-salt-reservoar av god kvalitet.
Ownership overview:
Oversikt over eierforhold:
Statoil is the operator (42.5%) of Martin, and its partners include Nexen (25%) and LLOG (26%).
Statoil er operatør på Martin (42,5 prosent) med Nexen (25 prosent) og LLOG (26 prosent) som partnere.
In Angola on block 39, Statoil is the operator (37.5%), and its partners include Total (7.5%), WRG (15%), Ecopetrol (10%) and Sonangol P&P (30%).
I Angola-blokk 39 er Statoil operatør (37,5 prosent), og partnerne er Total (7,5 prosent), WRG (15 prosent), Ecopetrol (10 prosent) og Sonangol P&P (30 prosent).
In block 38 Statoil is the operator (45%), with WRG (15%), Ecopetrol (10%) and Sonangol P&P (30%) as partners*.
I blokk 38 er Statoil operatør (45 prosent), med WRG (15 prosent), Ecopetrol (10 prosent) og Sonangol P&P (30 prosent) som partnere*.
* The Ecopetrol farm-in is subject to approval by Sonangol E&P and the Angolan minister of petroleum.
* Nedsalget til Ecopetrol forutsetter godkjenning fra Sonangol E&P og petroleumsministeren i Angola.
The Maersk Developer drilling rig.
Boreriggen Maersk Developer.
Statoil’s fast-track development projects are increasing the company’s and partners’ oil and gas production through a combination of standardised subsea development solutions and utilisation of infrastructure in a manner which helps extend the lifetime of existing fields.
Statoils hurtigutbyggingsprosjekter øker selskapets og partnernes olje- og gassproduksjon gjennom kombinasjonen standardiserte undervanns utbyggingsløsninger og utnyttelse av infrastruktur på en måte som bidrar til å forlenge levetiden på eksisterende felt.
Production start-up on Fram H-North and Svalin C marks the eighth and ninth fast-track development projects for Statoil.
Produksjonsoppstarten av Fram H-Nord og Svalin C markerer henholdsvis det åttende og niende i rekken av Statoils hurtigutbyggingsprosjekter.
Ivar Aasheim, Statoil’s head of field development on the Norwegian shelf.
Ivar Aasheim, Statoils direktør for feltutbygging på norsk sokkel.
"Together with partners, authorities and suppliers we have been able to develop standardised technical solutions and methods of interaction that yield increased production from the Norwegian shelf," says Statoil’s head of field development on the Norwegian shelf, Ivar Aasheim.
– Sammen med partnere, myndigheter og leverandører har vi klart å utvikle standardiserte tekniske løsninger og måter å samhandle på som gir økt produksjon fra norsk sokkel.
"We have achieved a lot with regard to costs, development time and HSE.
Vi har oppnådd mye med tanke på kostnader, utbyggingstid og HMS, sier Statoils direktør for feltutbygging på norsk sokkel, Ivar Aasheim.
These are good experiences we will benefit from in Statoil’s efforts to increase competitiveness and a long-term sustainable development of the industry.
– Dette er gode erfaringer vi tar med oss videre i Statoils innsats for å øke konkurransekraften og en langsiktig bærekraftig utvikling av industrien.
Fram H-North and Svalin C are good, positive representatives of what we want to achieve through the fast-track development concept."
Fram H-Nord og Svalin C representerer på en god måte det vi ønsker å få til gjennom hurtigutbyggingskonseptet, sier han.
New production
Ny produksjon
Fram H-North is located in the Troll area and Svalin C is located in the Grane area.
Fram H-Nord ligger i Troll-området, mens Svalin C ligger i Grane-området.
Preliminary estimates show that Fram H-North contains about 10 million barrels of recoverable oil equivalent, while the corresponding figure for Svalin C is just over 30 million barrels of oil equivalent.
Foreløpige beregninger viser at Fram H-Nord inneholder omlag 10 millioner fat oljeekvivalenter utvinnbare reserver, mens tilsvarende for Svalin C er i overkant av 30 millioner fat oljeekvivalenter.
Kjetil Hove, Statoil’s senior vice president for Operations West.
Kjetil Hove, Statoils områdedirektør for Drift Vest.
"Fram H-North and Svalin C are contributing new and important production for Statoil and its partners on the Norwegian shelf.
– Fram H-Nord og Svalin C bidrar med ny og viktig produksjon for Statoil og partnerne på norsk sokkel.