natgillin/translations-raw huggingface dataset:
”We thank Statoil for their good cooperation and the contribution they have made to Norwegian artists through this project.
"Vi takker Statoil for et godt samarbeid, og for det bidraget de har gitt til norske artister gjennom dette prosjektet.
We hope that others will be inspired and recognise the value of making an active contribution to the Norwegian music scene.”
Vi håper at andre aktører lar seg inspirere og ser verdien av å bidra aktivt inn i norsk musikkliv.”
“The objective of this prize, which was awarded for the first time in 2011, is to highlight Nordic music and break down barriers between the neighbouring Nordic countries.
Prisen som ble delt ut første gang i 2011, har som mål å sette fokus på nordisk musikk og bryte ned grensene mellom nabolandene.
Kvelertak received Statoil's export grant during by:Larm 2011.
Kvelertak mottok Statoils eksportstipend under by:Larm 2011.
Local negotiations will be pursued on pay for land-based employees.
For landansatte skal det føres lokale forhandlinger.
The strike affecting oil services company Dowell Schlumberger on the Norwegian continental shelf is over.
Streiken i oljeservicefirmaet Dowell Schlumberger på norsk sokkel er over.
A thorough evaluation of the "Snorre 2040" project has been carried out with detailed examination of two development concepts—a subsea development with continued use of the Snorre A and B platforms, or a development with a new platform tied in to Snorre A and B.
En undervanns-utbygging med fortsatt bruk av Snorre A- og B-plattformene, eller en utbygging med ny plattform knyttet til A og B.
"The platform solution is the best alternative for maximising production and creating the greatest possible value," says Øystein Michelsen, Statoil executive vice president for the Norwegian shelf.
- Plattform-løsningen er det beste alternativet for å øke utvinningen mest mulig og skape størst mulig verdi, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for norsk sokkel.
Øystein Michelsen, Statoil executive vice president for the Norwegian shelf.
Øystein Michelsen, konserndirektør for norsk sokkel.
"Snorre 2040 is an important improved oil recovery (IOR) project and supports our ambition of achieving an average oil recovery rate of 60% from our fields on the Norwegian shelf."
- Snorre 2040 er et viktig prosjekt for økt utvinning (IOR) og vår ambisjon om å oppnå en gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje på 60 prosent fra våre felt på norsk sokkel.
Statoil is a world leader within IOR, with an average oil recovery rate of 50% from the Norwegian shelf.
Statoil er verdensledende innen IOR med en gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje på 50 prosent fra norsk sokkel.
Snorre field reserves are currently estimated at 1.55 billion barrels of oil.
Reserveanslaget på Snorre-feltet er i dag 1,55 milliarder fat olje.
The original estimate when the plan for development and operation (PDO) was submitted in 1989 was about 760 million barrels of oil.
Opprinnelig anslag ved innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD) i 1989 var om lag 760 millioner fat olje.
Thanks to a number of IOR measures and use of new technology, recoverable reserves have more than doubled.
Ved hjelp av en rekke tiltak for økt utvinning (IOR) og bruk av ny teknologi har utvinnbare reserver mer enn fordoblet seg.
An important contribution to the increase in recoverable reserves came with the decision to install a second platform, Snorre B, on the northern part of the field, and to start reinjection of produced gas from the mid-1990s.
Et viktig bidrag til økningen i utvinnbare reserver kom med beslutningen om å installere en plattform nummer to, Snorre B, på den nordlige delen av feltet og å starte med reinjeksjon av produsert gass fra midt på nittitallet.
When the PDO was submitted, the estimated recovery rate was 25%.
Estimert utvinningsgrad da PUD ble levert var 25 prosent.
Today the estimated recovery rate is 47%, but Snorre has an ambition of implementing additional IOR measures that will enable the field to increase the recovery rate to 55%.
I dag er forventet utvinningsgrad 47 prosent, men Snorre har en ambisjon gjennom ytterligere IOR-tiltak å kunne øke utvinningsgraden til 55 prosent.
Øystein Michelsen emphasises that more time will be needed to mature the development solution and make the decision basis more robust.
Øystein Michelsen understreker at en vil trenge mer tid for å modne fram utbyggingsløsningen og robustgjøre beslutningsgrunnlaget.
"Snorre 2040 is a huge project with significant investments, but it will also yield substantial value.
- Snorre 2040 er et stort prosjekt med store investeringer, men det vil også gi stor verdi.
Thorough preliminary work is important to arrive at the best possible solution.
Det er viktig å gjøre et grundig forarbeid slik at løsningen blir best mulig.
We are also seeing marked rising costs in our industry and we must ensure that value creation is optimal," says Michelsen.
Vi opplever også en markert kostnadsøkning i vår industri og vi må sikre at verdiskapningen blir best mulig, sier Michelsen.
"The change in the petroleum tax rules that was adopted in May also undermines the financial conditions of Snorre 2040, which means that we have to spend more time on maturing the project," says the executive vice president.
- Endringen i petroleumsbeskatningen som ble vedtatt i vår rammer også prosjektet Snorre 2040 med svekkelse i økonomien som gjør at vi må bruke mer tid for å modne fram prosjektet, sier konserndirektøren.
The final development concept decision is scheduled for the first quarter of 2015.
Endelig beslutning om utbyggingskonsept planlegges i første kvartal 2015.
A new drilling and processing platform will also facilitate tie-in of new discoveries in the area.
En ny bore- og prosesserings-plattform vil også tilrettelegge for å koble opp nye funn i området.
These are resources that might otherwise have ended up being not profitable to recover.
Dette er ressurser som ellers ville kunne endt opp som ikke-økonomisk utvinnbare.
The partners in the Snorre licence are Statoil (33.27556%), Petoro (30.0%), ExxonMobil E&P Norway (17.44596%), Idemitsu Petroleum Norge (9.6%), RWE Dea Norge (8.57108%) and Core Energy (1.1074%).
Partnere i Snorre-lisensene er Statoil (33,27556 prosent), Petoro (30,0), ExxonMobil E&P Norway (17,44596), Idemitsu Petroleum Norge (9,6), RWE Dea Norge (8,57108) og Core Energy (1,1074).
Snorre 2040 JPG 4 MB
Snorre 2040 JPG 4 MB
Together with Petoro and the other licence partners, Statoil has worked hard to find a good solution for extending the life of the field to 2040.
Sammen med Petoro og de andre partnerne i lisensen har Statoil jobbet hardt for å få finne en god løsning for å forlenge levetiden til 2040.
Further information from
KONTAKTPERSONER
Hilde Merete Nafstad, senior vice president, Investor relations
Hilde Merete Nafstad, direktør IR
Morten Sven Johannessen, vice pesident, Investor relations, USA
Morten Sven Johannessen, US IR
Refinery impairments and commercial provisions impacted the financial result negatively.
Statoil fortsatte å levere på strategien for aktiv porteføljeforvaltning.
Our activity level is high.
Kvartalet i korte trekk
CEO Helge Lund presentation 3Q 2013 PDF 1 MB
CEO Helge Lund presentation 3Q 2013 PDF 1 MB
Press release 3rd quarter 2013 PDF 703 kB
Pressemelding 3 kvartal 2013 PDF 702 kB
Financial statements and review 3Q 2013 PDF 1 MB
Financial statements and review 3Q 2013 PDF 1 MB
CFO Torgrim Reitan presentation 3Q 2013 PDF 1 MB
CFO Torgrim Reitan presentation 3Q 2013 PDF 1 MB
Helge Lund, president and CEO, Statoil
Konsernsjef Helge Lund
The transaction will enable Statoil to redeploy around USD 7 billion of capital expenditure, around USD 5.5 billion of which is pre-2020.
Transaksjonen gjør at Statoil frigjør rundt 7 milliarder dollar i investeringsforpliktelser, hvorav 5,5 milliarder dollar i perioden frem til 2020.
In addition to the consideration of USD 2.65 billion, the transaction with OMV includes a contingent payment and involves a partnership between the two companies.
I tillegg til et vederlag på 2,65 milliarder dollar innebærer avtalen med OMV en betinget betaling til Statoil og innleder et partnerskap mellom de to selskapene.
Active portfolio management is part of Statoil’s strategy and this transaction demonstrates the company’s ability to capitalise on successful development projects.
Aktiv porteøljeforvaltning er en del av Statoils strategi og denne transkasjonen viser nok en gang selskapets evne til å kapitalisere på vellykkede utbyggingsprosjekter.
Statoil expects to recognize a gain from the transaction estimated to be between USD 1.3-1.5 billion.
Statoil forventer å inntektsføre en gevinst estimert til mellom 1,3 og 1,5 milliarder dollar.
Members: Kjell Bjørndalen, Kirsti Høegh Bjørneset, Erlend Grimstad, Gunnar Mathisen, Wenche Meldahl, Anita Roarsen, Asbjørn Rolstadås, Anne Cathrine Slungård.
Medlemmer: Kjell Bjørndalen, Kirsti Høegh Bjørneset, Erlend Grimstad, Gunnar Mathisen, Wenche Meldahl, Anita Roarsen, Asbjørn Rolstadås, Anne Cathrine Slungård.
Deputy members: Greger Mannsverk, Anne Britt Norø, Halvor Stenstadvold.
Varamedlemmer: Greger Mannsverk, Anne Britt Norø, Halvor Stenstadvold.
The election committee in Statoil ASA will propose the following shareholder-elected candidates for the corporate assembly:
Valgkomiteen i Statoil ASA foreslår overfor generalforsamlingen følgende aksjonærvalgte medlemmer og varamedlemmer til bedriftsforsamlingen:
His office location will be Dar es Salaam.
Han vil være stasjonert i Dar es Salaam.
Michelsen succeeds acting country manager Knut Henrik Dalland, who will continue in a senior position in the Tanzania gas development and country organisation.
Michelsen tar over etter fungerende landsjef Knut Henrik Dalland, som vil fortsette i en lederstilling i gassutviklings- og landorganisasjonen i Tanzania.
Michelsen is currently executive vice president of Development and Production Norway (DPN), a role he has held since 2008.
Michelsen er i dag konserndirektør i Utvikling og Produksjon Norge (UPN), en stilling han har hatt siden 2008.
He joined Norsk Hydro in 1981 and came to Statoil with the merger in 2007, taking up the role as senior vice president for Operations North.
Han begynte i Norsk Hydro i 1981 og kom til Statoil under fusjonen i 2007, hvor han tiltrådte stillingen som direktør for Driftsområde Nord i UPN.
He has a broad background from a range of operational and leadership positions.
Han har en bred bakgrunn fra en rekke drifts- og lederstillinger.
Michelsen has a master degree in physics from the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in 1980.
Michelsen har en mastergrad i fysikk fra Norges teknisk-naturvitenskapelige universitet (NTNU) i 1980.
"Øystein took on the challenging role as head of DPN at short notice in 2008, and has taken the organisation forward in a very good way.
– Øystein tok på seg den utfordrende rollen som sjef for UPN på kort varsel i 2008 og har ført organisasjonen videre på en god måte.
His deep operational experience, combined with a hands-on approach and his ability to mobilise and motivate his people, has been instrumental in developing DPN.
Hans grundige driftserfaring, kombinert med hans praktiske lederstil og evne til å mobilisere og motivere sine ansatte, har vært en viktig faktor i utviklingen av UPN.
At the same time he has built high credibility and trust with all key stakeholders, within the industry as well as on the political arena," says Statoil CEO Helge Lund.
Samtidig har han tilegnet seg høy troverdighet og tillit hos alle interessenter, i industrien så vel som på den politiske arena, sier konsernsjef Helge Lund.
It is a challenging and important project that will demand the best of Statoil's capabilities.
Det er et utfordrende og viktig prosjekt som vil kreve det ypperste av Statoils kompetanse.
I take this opportunity to thank Øystein for his contributions in his DPN role, and look forward to working closely with him also in his new and important role," Lund says.
Jeg vil benytte denne anledningen til å takke Øystein for hans bidrag i UPN, og ser frem til å arbeide tett sammen med ham også i hans nye og viktige rolle, sier Lund.
A new DPN executive vice president will be announced at a later date.
Ny konserndirektør for Utvikling og Produksjon Norge vil bli annonsert på et senere tidspunkt.
Øystein Michelsen
Øystein MIchelsen
Michelsen will report to DPI SAF senior vice president Tove Stuhr Sjøblom, and will assume his new responsibilities on 1 January 2014.
Michelsen vil rapportere til DPI SAF-direktør Tove Stuhr Sjøblom, og tiltrer stillingen 1. januar 2014.
The current sailing routes to the platforms in the North Sea from the bases in Florø, Mongstad, Ågotnes and Dusavik largely stem from the days when three different companies (Saga, Hydro and Statoil) operated the installations being supplied.
Dagens forsyningsmønster til plattformene i Nordsjøen fra basene ved Florø, Mongstad, Ågotnes og Dusavik stammer i stor grad fra tiden da det var tre ulike selskap (Saga, Hydro og Statoil) som opererte installasjonene som ble forsynt.
Adapting and streamlining the sailing routes will extract substantial savings, both financially and in terms of the environment.
En tilpasning og forenkling av seilingsmønsteret henter dermed ut store besparelser både miljømessig og økonomisk.
Estimated cost savings are in the order of NOK 250 million per year, along with a reduction in CO2 emissions estimated at 20,000 tonnes per year.
Besparelsene anslås til å være i størrelsesorden 250 millioner kroner per år og reduksjon av Co 2-utslipp er anslått å være 20 000 tonn per år.
"The changes in the current sailing routes are essential if we are to remain competitive in the time ahead," says Statoil NCS logistics and emergency preparedness head Gunnar Breivik.
– Endringene i dagens seilingsmønster er helt nødvendige for at vi skal være konkurransedyktige framover, sier direktør for Logistikk og beredskap, Gunnar Breivik.
He adds that reducing logistics costs is an important element in extending the lifetime of our operated fields, as logistics costs account for around 10% of the operating costs for an installation.
Han legger til at reduserte logistikkkostnader er viktig for å forlenge levetiden til feltene vi opererer da logistikk-kostnadene utgjør ca 10 prosent av driftskostnadene for en installasjon.
More cost efficient, better for the environment This change is an important contribution to the work of making operations on the Norwegian continental shelf more cost efficient and better for the environment.
Mer kostnads- og miljøeffektivt Omleggingen er et viktig bidrag i arbeidet med å gjøre driften av norsk sokkel mer kostnads- og miljøeffektiv.
At the same time, the objective is a seamless change for the installations being supplied from these four bases.
Samtidig er målsetningen at installasjonene som forsynes fra de fire basene ikke skal merke at seilingsmønsteret endres.
It has also been important for Statoil to maintain activity at all of the affected bases, but not necessarily the same type of activities as before.
Det har også vært viktig for Statoil å opprettholde aktivitet på alle de berørte basene, men ikke nødvendigvis samme type aktivitet som før.
The changes will result in more supply activity from Dusavik and Mongstad, and less from the bases in Florø and Ågotnes.
Endringene vil gi økt forsyningsaktivitet fra Dusavik og Mongstad samt mindre forsyningsaktivitet ved basene i Florø og på Ågotnes.
However, Florø will become Statoil's dedicated base for pipes (casing), while Ågotnes will become the dedicated base for subsea equipment.
Til gjengjeld gjøres Florø til Statoils spesialbase for rør (foringsrør) og Ågotnes til spesialbase for undervannsutstyr.
Safeguarding employee interests The change in sailing route will mean a change in activity at the affected bases.
Tar vare på de ansatte Omlegging av seilingsmønsteret medfører en endring i aktiviteten på de basene som er berørt.
"Following up our employees is important for us, particularly at Ågotnes and Florø.
– Det er viktig for oss at våre ansatte blir fulgt godt opp, og da spesielt ved Ågotnes og Florø.
We will be devoting ample time to find good solutions for each employee," says Breivik.
Vi kommer til å bruke tid på å finne gode løsninger for hver enkelt ansatt, sier Breivik.
"At the same time, we must work closely with the base companies to see which measures we can initiate, either individually or together, to reduce negative effects."
– Samtidig må vi ha et tett samarbeid med baseselskapene for å se på hvilke tiltak vi, enten hver for oss eller sammen, kan sette igang for å redusere eventuelle negative effekter.
"This could entail moving other activities that do not rely on supply boats, supporting initiatives in local/regional education, enhancing efforts in specialised areas where the bases already have an advantage, among other things."
Det kan være flytting av andre aktiviteter som ikke er avhengig av forsyningsbåter, støtte lokale eller regionale utdanningsinitiativ, ytterligere satsing på spesielle områder der basene allerede har et fortrinn og annet.
"According to the plan, most of the effects will be implemented during the course of 2015, when we enter into new base contracts.
Etter planen vil hoveddelen av virkningen inntre i løpet av 2015, når vi inngår nye basekontrakter.
However, we will take the time we need to put all the practical details into place."
Vi vil imidlertid bruke den tiden vi trenger for å få alt det praktiske på plass.
New sailing routes PDF 275 kB
Eksisterende seilingsmønster PDF 275 kB
Existing sailing routes PDF 275 kB
Nytt seilingsmønster PDF 275 kB
Gunnar Breivik, head of logistics and emergency preparedness on the NCS.
Gunnar Breivik, direktør for logistikk og beredskap på norsk sokkel.
Gro Haatvedt
Gro Haatvedt
Further information from: Fredrik Norman (media relations), +47 918 66 567
Transaksjonene avhenger av myndighetsgodkjennelser.
Issue of USD 750,000,000 Floating Rate Notes due November 8, 2018
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til flytende rente med forfall 8. november 2018
Issue of USD 750,000,000 2.900% Notes due November 8, 2020
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 2,900% rente med forfall 8. november 2020
Issue of USD 1,000,000,000 3.700% Notes due March 1, 2024
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 1.000.000.000 til 3,700% rente med forfall 1. mars 2024
Issue of USD 750,000,000 4.800% Notes due November 8, 2043
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 4,800% rente med forfall 8. november 2043
The settlement date is November 8, 2013.
Oppgjørsdato er 8. november 2013.
Issue of USD 750,000,000 1.950% Notes due November 8, 2018
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 1,950% rente med forfall 8. november 2018
Hogne Pedersen, head of Statoil Visund North field development.
Hogne Pedersen, leder for feltutvikling av Visund Nord.
Tom Karsten Gustavsen, Statoil vice president for Kvitebjørn, Visund and Grane
Tom Karsten Gustavsen, direktør for Kvitebjørn, Visund og Grane.
Halfdan Knudsen, vice president for Statoil's fast track portfolio.
Halfdan Knudsen, direktør for Statoils hurtigutbyggings-portefølje.
Visund North is the sixth project that has started production of the 12 “fast track” projects Statoil has in its portfolio.
Visund Nord er det sjette prosjektet av totalt 12 i Statoils hurtigutbyggingsportefølje (fast-track), som er satt i produksjon.
The Visund North and Visund South field developments have to a large extent shared the same project organisation.
Visund Nord og Visund Sør har i stor grad delt prosjektpersonell.
This has enabled efficient implementation of experiences from Visund South, which was the first development in Statoil’s fast track portfolio.
Dette har gitt kort vei fra erfaringer til forbedringer fra Visund Sør-prosjektet, som var det første Fast Track-prosjektet.
In addition Pedersen emphasises the good cooperation within the Visund license with the authorities.
Pedersen trekker fram det gode samarbeidet i lisensen, med myndighetene og leverandørene.
This has enabled efficient and timely decision processes and allowed the project to meet the ambitious development objectives.
Det har gitt raske beslutningsprosesser og har lagt grunnlaget for å møte de ambisiøse prosjektmålsetningene.
The five fast track field developments in production in addition to Visund North are Skuld, Stjerne, Vigdis North-east, Hyme and Visund South.
De fem hurtigutbyggingene som er satt i produksjon foruten Visund Nord er Skuld, Stjerne, Vigdis Nordøst, Hyme og Visund Sør.
“Visund North is a good representation of the integration of the different areas within Statoil’s fast track strategy.
- Visund Nord representerer på en god måte de ulike områdene i Statoils «fast track-strategi».
Through the different phases of the field development the profitability has been strengthened, improvements implemented and the cooperation developed and improved,” says Halfdan Knudsen, vice president for Statoil’s fast track portfolio.
Gjennom de ulike fasene av prosjektet er lønnsomheten øket, forbedringer iverksatt og samarbeidsformene videreutviklet sier Halfdan Knudsen, direktør for Statoils hurtigutbyggingsportefølje.
The seven remaining developments in the fast track portfolio are Vilje South, Fram H-North, Svalin C, Gullfaks South oil, Oseberg Delta 2 and Gullfaks Rimfaksdalen.
De sju hurtigutbyggingsprosjektene som nå ligger i porteføljen er: Vilje Sør, Fram H-Nord, Svalin C, Gullfaks Sør Olje, Oseberg Delta 2 og Gullfaks Rimfaksdalen.
The Visund A platform in the North Sea.
Visund A-plattformen i Nordsjøen.
(Foto: Ole Jørgen Bratland)
(Foto: Ole Jørgen Bratland)
Statoil plans to drill 20-25 exploration wells on the Norwegian continental shelf (NCS) in 2014, of which around two-thirds will be Statoil-operated.
Statoil planlegger å bore 20-25 letebrønner på norsk sokkel i 2014, der selskapet er operatør for omkring 2/3 av brønnene.
"Statoil's exploration success rate on the Norwegian continental shelf has been over 70% the last five years, compared to an industry average of 49% (*).
– Statoils funnrate på norsk sokkel har vært på over 70 % de siste fem årene, sammenlignet med gjennomsnittet i bransjen på 49 % (*).
Statoil has a diversified exploration portfolio on the NCS targeting both growth prospects, opportunities in frontier areas and selected prospects in mature areas which can be tied into existing infrastructure.
Statoil har en mangfoldig leteportefølje på norsk sokkel som fokuserer både på vekstmuligheter, muligheter i uutforskede områder, og utvalgte prospekter i modne områder som kan knyttes opp mot eksisterende infrastruktur.
"We believe that our competence and experience throughout the value chain give us an advantage when prioritising the right prospects, performing efficient exploration and ensuring value creation," says Haatvedt.
– Kompetanse og erfaring gjennom hele verdikjeden gir oss viktig kunnskap når vi skal prioritere de rette prospektene, gjennomføre effektiv leting og sikre verdiskapning, sier Haatvedt.
Barents Sea campaign continues
Letekampanjen i Barentshavet fortsetter
Statoil will continue the exploration campaign in the Barents Sea in 2014 with 5-7 new wells.
Statoil fortsetter letekampanjen i Barentshavet i 2014 med 5-7 nye brønner.
The company will test the potential in the Hoop area and continue exploration drilling around the Johan Castberg discoveries (Skrugard and Havis).
Selskapet skal teste potensialet i Hoop-området og fortsette leteboring rundt Johan Castberg-funnene (Skrugard og Havis).
Statoil is a partner in the OMV-operated Wisting Central discovery in PL537 announced in September, which opened a new oil play in the Hoop area.
Statoil er partner i det OMV-opererte Wisting Central-funnet i PL537 som ble kunngjort i september, og som åpnet en ny oljeprovins i Hoop-området.
During Q2-Q3 of 2014 Statoil will drill the Atlantis and Apollo prospects in PL615, approximately 50 kilometres north of PL537.
I andre kvartal 2014 skal Statoil bore Atlantis- og Apollo-prospektene i PL615, omkring 50 kilometer nord for PL537.
"The Apollo well will target the same geological formation as the Wisting Central well.
– Apollo-brønnen skal bores i samme geologiske formasjon som Wisting Central-brønnen.