natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The fabrication work was also kicked off today at two of the yards in Poland and at Apply Leirvik’s yard.
Fabrikasjonsarbeidet startet også opp på to av verftene i Polen og Apply Leirvik i dag.
“The Johan Sverdrup project is growing every day.
– For hver dag vokser Johan Sverdrup-prosjektet.
It is a complex puzzle with activities spread all over the world.
Det er et komplekst puslespill, med aktiviteter over hele verden.
We are 14,000 people working on the project every day in 2016, and together we will perform 100 million working hours.
Vi er 14.000 personer som hver dag jobber med prosjektet i 2016 og sammen skal vi gjennomføre 100 millioner arbeidstimer .
We depend on everyone delivering as required, and all pieces of the puzzle falling into place at the right time and with the right quality.
Vi er avhengige av at alle leverer, og at alle brikker kommer på plass til riktig tid og med riktig kvalitet.
Kjetel Digre, Statoil’s project director for Johan Sverdrup.
Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup-prosjektet i Statoil.
Partners in Johan Sverdrup
Partnerne i Johan Sverdrup
Contracts worth more than NOK 50 billion have been awarded by the Johan Sverdrup project.
Kontrakter til en verdi av over 50 milliarder kroner har blitt tildelt i Johan Sverdrup-prosjektet.
More than 70% of them have been awarded to suppliers with a Norwegian billing address.
Over 70 % av kontraktene har blitt tildelt leverandører med norsk fakturaadresse.
The utility and living quarters platform will accommodate the crew working on the Johan Sverdrup field during the field life of 50 years.
Utstyrs- og boligplattformen skal innkvartere de som skal jobbe på Johan Sverdrup-feltet gjennom50 år i produksjon.
The platform will have the largest living quarters on the NCS with a capacity of 560 people.
Plattformen vil bli det største boligkvarteret på norsk sokkel, og vil ha kapasitet til å innkvartere 560 personer.
The platform will also accommodate the field’s control and emergency centre, and some utility systems covering the whole field centre.
I tillegg vil den inneholde kontroll- og beredskapssenteret for feltet samt en del hjelpesystemer som dekker hele feltsenteret.
The platform will be completed in the first quarter of 2019, before it is installed on the Johan Sverdrup field by use of the world’s largest heavy-lift vessel, the Pioneering Spirit.
Plattformen skal ferdigstilles i første kvartal 2019 for installasjon på Johan Sverdrup-feltet med verdens største løftefartøy, Pioneering Spirit.
Facts about the Johan Sverdrup field
Fakta om Johan Sverdrup-feltet
Project director for Johan Sverdrup Kjetel Digre (from right), project manager for the riser platform and the processing platform Ståle Nordal and head of Samsung Heavy Industries’ offshore division Younsang Won led the formal celebration of the construction start in South Korea 30 June.
Det var prosjektdirektør Kjetel Digre (fra høyre), prosjektleder for stigerørsplattformen og prosessplattformen Ståle Nordal og leder for Offshore Division i Samsung Heavy Industries Younsang Won som sto for den formelle markeringen av byggestarten i Sør-Korea i dag, 30. juni.
“As we are starting the riser platform construction we are taking another important step in delivering the Johan Sverdrup project on schedule,” says project director for Johan Sverdrup Kjetel Digre.
– Vi er i gang med byggingen av stigerørsplattformen, og vi tar et viktig steg videre for å levere Johan Sverdrup-prosjektet i henhold til plan, sier prosjektdirektør for Johan Sverdrup Kjetel Digre.
The preparations for the riser platform construction started already in January 2015, when Aker Solutions was awarded the contract for engineering and procurement management for the processing platform and the riser platform for Johan Sverdrup.
Arbeidet med stigerørsplattformen til Johan Sverdrup startet allerede i januar 2015, da Aker Solutions fikk ansvaret for prosjektering og innkjøpsledelse for prosessplattformen og stigerørsplattformen til Johan Sverdrup.
The platform construction work commenced in the beginning of June 2016.
Byggearbeidet på plattformen har vært i gang siden begynnelsen av juni 2016.
The Johan Sverdrup field partners:
Partnerne i Johan Sverdrup:
Statoil 40.0267% (operatør)
Statoil 40,0267% (operatør)
Lundin Norway 22.6%
Lundin Norway 22,6%
Petoro 17.36%
Petoro 17,36%
Det norske oljeselskap 11.5733%
Det norske oljeselskap 11,5733%
Maersk Oil 8.44%
Maersk Oil 8,44%
Kjetel Digre, project director
Kjetel Digre, prosjektdirektør
“As of today Samsung Heavy Industries will gradually be given more responsibility for ensuring that the riser platform is built without any HSE incidents and that the platform is delivered according to plan and cost.
– Fra i dag vil Samsung Heavy Industries få stadig større ansvar for å sikre at stigerørsplattformen blir bygget uten HMS-hendelser, og at plattformen blir levert i henhold til plan og kost.
We have an ambitious project plan for Johan Sverdrup, and we depend on high-quality and precision work from Samsung and more than 100 equipment package suppliers when they are delivering the riser platform and the processing platform topsides,” says Kjetel Digre.
Vi har en ambisiøs prosjektplan for Johan Sverdrup, og vi er avhengig av at Samsung og de over 100 leverandørene som skal levere utstyr til stigerørsplattformen og prosessplattformen leverer med kvalitet og presisjon, sier Kjetel Digre.
From this platform the oil and gas from the huge Johan Sverdrup reservoir will be exported to land, to Kårstø (gas) and to Mongstad (oil).
Fra plattformen vil oljen og gassen fra det enorme Johan Sverdrup-reservoaret bli eksportert til land, til Kårstø (gass) og til Mongstad (olje).
The riser platform also represents the future of the Johan Sverdrup field.
Stigerørsplattformen representerer også framtiden til Johan Sverdrup-feltet.
“Our Johan Sverdrup development is based on 40 years of experience from the Norwegian continental shelf.
– Vi bygger Johan Sverdrup med 40 års erfaring fra norsk sokkel.
We know that by working hard every day we are able to improve the oil and gas recovery and extend the life of our fields.
Vi vet at gjennom hardt arbeid hver dag klarer vi å øke olje- og gassutvinningen og forlenge levetiden på feltene våre.
During the 50 years of production from Johan Sverdrup, innovation and new technology will open up new possibilities.
I løpet av de 50 årene Johan Sverdrup skal produsere, vil innovasjon og ny teknologi gi nye muligheter.
The free space will be used for realizing measures for improved recovery and phasing in future phases of the Johan Sverdrup development, and any other future discoveries on the Utsira High.
Det ledige området vil bli brukt til å realisere tiltak for økt utvinning og innfasing av framtidige faser av Johan Sverdrup-utbyggingen, og eventuelt andre framtidige funn på Utsirahøyden.
The riser platform is the largest of the four platforms constituting the Johan Sverdrup field centre.
Stigerørsplattformen er den største av de fire plattformene som utgjør Johan Sverdrup feltsenter.
Construction of the processing platform (P1) for Johan Sverdrup will start during July 2016.
Byggingen av prosessplattformen (P1) til Johan Sverdrup vil starte i løpet av juli 2016.
Related news
Relaterte nyheter
Contract awarded for Johan Sverdrup processing and riser platforms
Kontrakt tildelt for prosess- og stigerørsplattformen på Johan Sverdrup
Statoil, on behalf of the Johan Sverdrup licence, has awarded Samsung Heavy Industries the topsides contracts for both the processing and riser platforms.
Statoil, on behalf of the Johan Sverdrup licence, has awarded Samsung Heavy Industries the topsides contracts for both the processing and riser platforms.
June 30, 2015
30. juni 2015
Major Johan Sverdrup contract award
Stor Johan Sverdrup kontraktstildeling
On behalf of the Johan Sverdrup partnership Statoil will today sign a detail engineering contract for the Johan Sverdrup development with Aker Solutions.
Statoil inngår i dag, på vegne av Johan Sverdrup partnerskapet, en detalj-prosjekteringsavtale for Johan Sverdrup-utbyggingen med Aker Solutions.
January 21, 2015
21. januar 2015
The estimated contract value is around NOK 230 million per year.
Kontrakten har en estimert verdi på om lag 230 millioner kroner per år.
The contract period is four years with an option for three two-year extensions.
Kontrakten har en varighet på fire år med mulighet for opsjoner på 3x2 år.
The supplies include food, cleaning products, kiosk merchandise, disposables and other related products and services.
I leveransene inngår mat, rengjøringsartikler, kioskvarer, engangsartikler og andre relaterte produkter og tjenester.
“This delivery is crucial to our offshore employees.
– Dette er en viktig leveranse til de ansatte på våre installasjoner.
Kraemer Maritime has won the contract in fierce competition with both Norwegian and international suppliers.
Kraemer Martime har vunnet i tett konkurranse med både norske og internasjonale leverandører.
It will be exciting to cooperate with a new supplier with long maritime trade experience,” says Hilde Halsteinslid, vice president for the catering & administration unit in Statoil.
Det blir spennende å samarbeide videre med en ny leverandør, som har lang erfaring med maritim skipshandel, sier Hilde Halsteinslid, direktør for Forpleining i Statoil.
Headquartered in Tromsø, Kraemer Maritime AS is owned by the Kræmer family (66%) and Asko Norge AS (34%).
Kraemer Maritime AS, med kontor i Tromsø, eies av Kræmer-familien (66%) og Asko Norge AS (34%).
The company’s core business is maritime trade, which is offered on several locations in Norway: Kirkenes, Hammerfest, Tromsø, Oslo, Bergen, Stavanger, Kristiansund og Ålesund.
Selskapets kjernevirksomhet er skipshandel, og er lokalisert flere steder i Norge: Kirkenes, Hammerfest, Tromsø, Oslo, Bergen, Stavanger, Kristiansund og Ålesund.
M-I SWACO has developed a new technological solution and has now been awarded a contract with Statoil that is valued at around NOK 500 million, including options.
M-I SWACO kom opp med en ny teknologisk løsning, og får nå en kontrakt med Statoil til verdi på om lag 500 millioner kroner, inkludert opsjoner.
Statoil has not used this type of technology on supply vessels before but M-I SWACO has used the technology on its own vessels.
Statoil har ikke brukt denne type teknologi på forsyningsfartøyer tidligere, men M-I SWACO har benyttet teknologien på sine egne fartøy.
This is the first time that the Schlumberger company M-I SWACO has commercialised the technology.
Det er første gang Schlumberger Norge-selskapet M-I SWACO kommersialiserer teknologien.
This is what the M-I SWACO tank cleaning module looks like.
Slik ser tankvask-modulen til M-I SWACO ut.
Photo: Tank cleaning module JPG 5 MB
Foto av tankvaskmodulen JPG 5 MB
Jone Stangeland is pleased to have put in place a solution that will make the cleaning of tanks on supply ships safer, as well as a solution that will provide savings through the faster cleaning of tanks.
Jone Stangeland er glad for å ha fått på plass en løsning som vil gjøre vask av tanker på forsyningsskip sikrere, samtidig som løsningen gir besparelser gjennom raskere vask av tanker.
The contract extends over four years with an option to renew for a further four years.
Kontrakten strekker seg over fire år med mulighet til å fornyes i fire år til.
Avoids having to enter the tanks
Slipper å gå inn i tankene
The solution comprises an automatic system which means that personnel avoid having to enter the tanks in order to clean them.
Løsningen består av et automatisk system som innebærer at man slipper å gå inn i tankene for å rengjøre de.
Wash water and soap are also recycled so that it is only the actual waste washed out of the tank that has to be delivered for further processing.
I tillegg blir vaskevann og såpe resirkulert slik at det kun er selve avfallet som vaskes ut av tanken som må leveres til destruksjon.
"The solution increases the safety of our personnel as there is no need to enter the tanks and we reduce both time use and costs," says Jone Stangeland, vice president of logistics and emergency preparedness at Statoil.
– Løsningen øker sikkerheten for personellet vårt siden det ikke vil være behov for å gå inn i tankene, og vi reduserer både tidsbruk og kostnader, sier Jone Stangeland, logistikkdirektør i Statoil.
The supply vessels transport chemicals in tanks below deck.
Forsyningsfartøyene transporterer kjemikalier i tanker under dekk.
When the tanks are emptied offshore they must be cleaned before being used for other assignments.
Når tankene er tømt offshore må de rengjøres før de kan benyttes til andre oppdrag.
Less waste
Mindre avfall
Tank cleaning is often carried out with the vessels' own tank cleaning plant, although manual tank cleaning has also been necessary on some occasions.
Ofte blir tankvask utført med fartøyenes egne tankvaskeanlegg, men manuell tankvask har også vært nødvendig i en del tilfeller.
Manual tank cleaning is carried out by emptying the tanks of residual volume before personnel enter them, erect scaffolding and rinse with water and chemical cleaning agents.
Tankvask blitt gjort manuelt ved at tankene tømmes for restvolum før personell entrer tankene, bygger stillas og spyler med vann og rengjøringskjemikalier.
Manual tank cleaning normally generates a high volume of waste and a typical clean can involve 10–15 cubic metres per assignment.
Ved manuell tankvask produseres normalt mye avfall, og for en typisk vask kan det innebære 10-15 kubikkmeter per oppdrag.
"By cleaning the water in the same operation, the volume of waste is reduced significantly," says Stangeland.
– Ved å rense vannet i samme operasjon reduseres avfallet betydelig, sier Stangeland.
The new system will fit onto a lorry, and once the system has replaced manual cleaning, vessels will spend much less unproductive time while docked in connection with tank cleaning.
Det nye systemet får plass på en lastebil, og når systemet erstatter manuell vask vil fartøyene få mye kortere liggetid ved kai i forbindelse med tankvasken.
Working with green logistics
Jobber med grønn logistikk
Statoil is constantly searching for new areas that can reduce the environmental footprint the company generates.
Statoil leter hele tiden etter nye områder som kan redusere miljøavtrykket som virksomheten genererer.
All the supply vessel newbuilds that have entered long-term contracts in the portfolio in the past two years have been modified to use shore power.
Alle de nybygde forsyningsfartøyer som er kommet inn på langtidskontrakter i porteføljen de siste to årene er tilrettelagt for landstrøm.
They will also be equipped with a marine generator that can be used instead of the main engine, when the vessel is docked.
I tillegg skal de være utstyrt med en havnegenerator som kan brukes istedenfor hovedmotor når fartøyet ligger til kai.
"We have also specified strict requirements for NOx emissions and all new vessels are equipped with trip computers so that the crew can monitor fuel consumption, and adjust the speed and log fuel consumption more efficiently," says Stangeland.
– Vi har også satt strenge krav til NOx-utslipp, og alle nye fartøyer har kjørecomputer slik at mannskapet kan følge med på drivstofforbruket, og justere farten og logge forbruket bedre, sier Stangeland.
The contracts awarded on behalf of the licence partners include marine operations, marine construction, engineering, procurement and construction (EPC) of an unmanned wellhead platform as well as modifications at the Oseberg Field Centre.
Kontraktene Statoil tildeler på vegne av partnerskapene omfatter marine operasjoner, konstruksjon av havbunnsutstyr, design, innkjøp og bygging av ubemannet brønnhodeplattform samt modifikasjonsarbeid på Oseberg feltsenter.
The contracts have a combined value of approximately NOK 1.6 billion.
Kontraktene som nå tildeles har en samlet verdi på 1,6 milliarder kroner.
“We are very pleased to be able to award these contracts now to suppliers that all have a good track record for Statoil,” says Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil.
– Vi er svært glade for å kunne tildele disse kontraktene nå, til leverandører som alle tidligere har gjort en god jobb for Statoil, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling.
Statoil submitted the plan for development and operation (PDO) of Oseberg Vestflanken 2 just before Christmas, and the contract awards are subject to government approval of the PDO.
Statoil leverte plan for utbygging og drift (PUD) av Oseberg Vestflanken 2 like før jul, og kontraktene er tildelt under forutsetning av at myndighetene godkjenner PUD.
Torger Rød, senior vice president for project development in Statoil..
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling.
The field development will provide 110 million barrels of oil equivalent and will be profitable even in a low oil price scenario.
Feltet har en forventet produksjon på 110 millioner fat oljeekvivalenter og vil være lønnsomt selv med lave oljepriser.
Technip Norway A/S has been awarded contracts for pipe laying at Johan Sverdrup and Oseberg Vestflanken 2.
Technip Norge AS er tildelt kontrakten med rørlegging på Oseberg Vestflanken 2 og Johan Sverdrup.
The combined contract value is approximately NOK 400 million.
Samlet kontraktsverdi er om lag 400 millioner kroner.
Ocean Installer has been awarded contracts for marine construction and installation at Oseberg Vestflanken 2, Johan Sverdrup and Gina Krog.
Ocean Installer er tildelt kontrakt for konstruksjon og installasjon av havbunnsutstyr, (marine construction) på Oseberg Vestflanken 2, Johan Sverdrup og Gina Krog.
The combined contract value is approximately NOK 200 million.
Samlet kontraktsverdi er om lag 200 millioner kroner.
Hereema Fabrication Group has been awarded the contract for engineering, procurement and construction (EPC) of the unmanned wellhead platform at Oseberg Vestflanken 2.
Hereema Fabrication Group er tildelt kontrakt for design, innkjøp og bygging av den ubemannede brønnhodeplattformen på Oseberg Vestflanken 2.
Hereema Marine Construction will be responsible for transport and installation of the platform.
Hereema Marine Contractors skal transportere og installere plattformen.
The combined contract value is approximately NOK 800 million.
Samlet kontraktsverdi er om lag 800 millioner kroner.
Aibel has been awarded the contract for engineering, procurement, construction and installation (EPCI) on the Oseberg Field Centre, to prepare the platform for receiving the well stream from Oseberg Vestflanken 2.
Aibel er tildelt kontrakt for design, innkjøp og bygging på Oseberg Feltsenter, for å gjøre plattformen klar til å ta i mot brønnstrømmen fra Oseberg Vestflanken 2.
This contract has a value of approximately NOK 200 million.
Denne kontrakten har en verdi på om lag 200 millioner kroner.
Late last year FMC was awarded a contract for delivering two subsea trees for the existing subsea template to be included at Oseberg Vestflanken 2.
FMC er tidligere tildelt en kontrakt på leveranse av to ventiltrær til det eksisterende havbunnsanlegget som blir en del av Oseberg Vestflanken 2.
This contract value is approximately NOK 120 million plus options.
Kontraktsverdi er omlag 120 millioner kroner pluss opsjoner.
The Oseberg Vestflanken 2 development will consist of an unmanned wellhead platform with 10 well slots.
Oseberg Vestflanken skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser.
Two existing subsea wells will also be reused.
I tillegg skal to eksisterende havbunnsbrønner gjenbrukes.
Wellhead platforms with no facilities, helicopter deck or lifeboats represent a new solution in Norway, but it has been thoroughly tested in other areas, such as the Danish and Dutch continental shelves.
Ubemannet brønnhodeplattform er et nytt konsept på norsk sokkel, men er en godt utprøvd løsning blant annet på dansk og nederlandsk sokkel.
Facts Oseberg Vestflanken 2
Fakta om Oseberg Vestflanken 2
The licensees are: Statoil (operator) (49.3%), Petoro (33.6%), Total (14.7%) and ConocoPhillips (2.4%).
Partnere er Statoil (operatør) (49,3%), Petoro (33,6%), Total (14,7%) og ConocoPhillips (2,4%).
Location: In the North Sea, around 8 kilometres northwest of the Oseberg Field Centre.
Lokasjon: I Nordsjøen, lag 8 kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter
Water depth: Around 110 metres.
Dybde: om lag 110 meters vanndyp
Estimated life: Until 2040.
Antatt levetid: Til 2040
Development: Unmanned and remote-controlled wellhead platform.
Utbygging: Ubemannet og fjernstyrt brønnhodeplattform.
Two subsea wells to be drilled from existing subsea templates will be included in the project.
I tillegg skal to nye brønner boret fra en eksisterende havbunnsraamme inngå i prosjektet.
All wells will be drilled by a jackup Cat-J drilling rig.
Alle brønnene skal bores av en oppjekkbar Cat J-rigg.
Located on the Utsira Height in the North Sea, 155 kilometres west of Stavanger.
Lokasjon: Utsirahøyden i Nordsjøen, 155 kilometer vest for Stavanger
The licensees are: Statoil (operator) (40,0267%), Lundin Norway (22,6%), Petoro (17,36%), Det norske oljeelskap (11,5733%) and Maersk Oil (8,44%).
Partnere er Statoil (operator) (40,0267%), Lundin Norway (22,6%), Petoro (17,36%), Det norske oljeelskap (11,5733%) og Maersk Oil (8,44%).
The field will be developed in phases.
Feltet bygges ut i faser.
Production start-up is scheduled for end 2019.
Produksjonsstart er planlagt i slutten av 2019.
The first phase involves the establishment of a field centre consisting of four platforms.
Første fase inkluderer etableringen av et feltsenter med fire plattformer.
Peak production 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
Water depth is 110 – 120 metres.
Vanndypet er 110 – 120 meter
The field will be operated by electrical power generated onshore.
Feltet skal drives med kraft fra land.
Facts Gina Krog
Fakta om Gina Krog
The Gina Krog field is located around 30 kilometres northwest of Sleipner, and 230 kilometres southwest of Stavanger.
Gina Krog er et olje- og gassfelt som ligger lag 30 kilometer nordvest for Sleipner, og 230 kilometer sørvest for Stavanger.
Statoil is the operator with an interest of 58.7%.
Statoil er operatør med en eierandel på 58,7 prosent.
The partners are Total E&P Norge (30%), PGNiG Upstream international (8%) and Det Norske Oljeselskap (3.3%).
Partnere er Total E&P Norge (30%), PGNiG Upstream international (8%) og Det Norske Oljeselskap (3,3%).
Oil from the field will be transported via a storage vessel that will be permanently located on the field.
Oljen fra feltet blir transportert via et lagerskip som skal ligge på feltet.
The Oseberg Area
Oseberg-området
Johan Sverdrup
Johan Sverdrup
Hereema Marine Contractors Nederland SE will remove the platform and transport it to shore, while AF Offshore Decom AS has been awarded the contract for disposal and recycling of the platform.
Hereema Marine Contractors Nederland SE skal fjerne plattformen og transportere den til land, mens AF Offshore Decom AS har fått ansvaret for opphugging og gjenvinning av plattformen.
The Huldra field is a Statoil- operated gas and condensate field on the Norwegian Continental Shelf, North East of Bergen.
Huldra-feltet er et Statoil-operert gass- og kondensatfelt lokalisert på norsk kontinentalsokkel nordvest av Bergen.
The field came on stream in November 2001 and on plateau the field produced 10, 3 MSm3/day.
Produksjonen startet i november 2001 og feltet produserte på det meste 10.3 MSm3/dag.
Previously the jack up rig West Epsilon has been awarded the contract for plugging the six wells at Huldra during 2016.
Tidligere er den oppjekkbare riggen West Epsilon tildelt oppdraget med å plugge de seks brønnene på Huldra i løpet av 2016.
On behalf of the partners Statoil has now awarded two new contracts for removal, transportation, disposal and recycling of the Huldra platform.
Nå har Statoil tildelt to nye kontrakter på vegne av partnerskapet, for henholdsvis fjerning, transport opphugging og gjenvinning av Huldra-plattformen.
The contract for disposal and recycling of the platform has been awarded to AF Offshore Decom AS, a subsidiary of AF Gruppen ASA.
Kontrakten for opphugging og gjenvinning av plattformen er tildelt AF Offshore Decom AS som er en del av AF Gruppen ASA.