natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The company will still be drilling 20-25 exploration wells on the Norwegian shelf in 2014, where the company operates about two-thirds of all wells.
Selskapet vil fortsatt bore 20-25 letebrønner på norsk sokkel i 2014, der selskapet er operatør for omkring 2/3 av brønnene.
The COSL Pioneer drilling rig.
Boreriggen COSL Pioneer.
Following this, the share saving plan has 9,267,213 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 9.267.213 aksjer.
(Photos: Harald Pettersen)
(Alle foto: Harald Pettersen)
The new compressor contributes to an increase in the recovery rate at the Kvitebjørn field from 55% to 70%.
Kompressoren bidrar til at utvinningsgraden fra Kvitebjørn-feltet øker fra 55 til 70 prosent.
“These are very profitable barrels, which make a considerable contribution to wealth creation on the Norwegian continental shelf.
– Dette er svært viktige og lønnsomme fat, som bidrar betydelig til verdiskapningen på norsk sokkel.
Increased production and extended lifetime for the field also provides increased ripple effects across the entire value chain,” says Kjetil Hove, senior vice president for operations in Development and Production Norway in Statoil.
I tillegg gir økt produksjon og forlenget levetid for feltet ringvirkninger i hele verdikjeden, sier områdedirektør i Utvikling og produksjon Norge, Kjetil Hove.
The Kvitebjørn platform is this year celebrating its 10th anniversary, and is therefore one of the younger platforms on the Norwegian continental shelf.
Kvitebjørn-plattformen har 10-årsjubileum i år, og er derfor blant de yngre plattformene på sokkelen.
The field’s lifetime will be extended from 2027 to 2035 thanks to the new compressor.
Feltet vil få forlenget levetiden fra 2027 til 2035 takket være den nye kompressoren.
Valuable modules
Verdifulle moduler
The compressor project is making a substantial contribution to the increased recovery of gas resources from the field, which has increased its reserves by 50% since the plan for development and operation was submitted in 2000.
Kompressorprosjektet er et vesentlig bidrag til økt utvinning av gassressursene fra feltet, som har økt sine reserver med 50 prosent siden innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD) i år 2000.
The extra barrels from the compressor are equivalent to a medium-sized, separately developed field.
De ekstra fatene som kommer fra kompressoren tilsvarer et middels stort felt med egen utbygging.
“Many people don’t realise that these relatively small modules are able to contribute as much or more value as new fields and that they cost much less to develop because the platform is already in place,” explains Statoil brownfield projects senior vice president Terese Kvinge.
– Mange glemmer ofte at disse relativt små modulene kan bidra med like mye eller mer verdier som nye felt gjør, og det koster mindre å bygge fordi plattformen alt står der, opplyser Terese Kvinge, prosjektdirektør for Statoils brown field-portefølje.
The reason why the new compressor is being installed on a field that has been in production for some years is that pressure in the reservoir has gradually fallen as the oil and gas has been produced.
Grunnen til at nye kompressorer installeres på felt som har vært i produksjon noen år, er at trykket i reservoaret går ned etter hvert som olje og gass produseres.
By lowering the pressure on the platform, more can be produced.
Ved å senkemottrykket på plattformen, kan en produsere mer.
Click on the illustration above to see more photos from Kvitebjørn on our Flickr account.
Klikk på illustrasjonen over for å se flere bilder fra Kvitebjørn.
The compressor module was built by Bergen Group Rosenberg (now Rosenberg Worley Parson Group) in Stavanger.
Kompressormodulen er bygget ved Bergen Group Rosenberg (nå Rosenberg Worley Parson Group) i Stavanger.
The 1000-tonne module was lifted into position during the summer of 2013.
Den 1000 tonn tunge modulen ble løftet inn sommeren 2013.
This is the first phase of pre-compression on Kvitebjørn, but space has been left in the new module for a potential second pre-compression phase as well.
Dette er første trinn prekompresjon på Kvitebjørn.
Kvitebjørn value chain
Kvitebjørn verdikjede
Rich gas and condensate (light oil) from Kvitebjørn are piped to Kollsnes near Bergen and Mongstad further north respectively.
Rikgass og kondensat fra feltet sendes i rørledninger til henholdsvis Kollsnes og Mongstad i Hordaland.
Condensate travels through the Kvitebjørn Oil Pipeline, which ties into the Troll Oil Pipeline II to Mongstad.
Kondensatet transporteres gjennom Kvitebjørn oljerør, og går via Troll oljerør II til Mongstad i Hordaland.
The compressor will help boost recovery rate and accelerate production on the Kvitebjørn field.
Kompressoren vil bidra til å øke utvinningsgraden og akselerere produksjonen fra Kvitebjørn-feltet.
“More than 80% of greenhouse gas emissions are linked to the use of fossil fuels.
– Mer enn 80 prosent av klimagassutslippene skjer i forbindelse med bruk av fossile energikilder.
Statoil has a clear objective—to be recognised as the most carbon-efficient oil and gas producer in the world.”
Statoil har et klart mål - å bli anerkjent som den mest karboneffektive olje- og gassprodusenten i verden.
Today, Lund will address the importance of the Climate and Clean Air Coalition (CCAC) Oil and Gas Partnership on behalf of the founding partners at Secretary General Ban Ki-moon’s press conference at the UN Climate Summit in New York.
I dag vil Lund presentere betydningen av Climate and Clean Air Coalition (CCAC) Oil and Gas Partnership, på vegne av partnerskapet bak avtalen under Generalsekretær Ban Ki-moons pressekonferanse på klimatoppmøtet i FN.
Chief executive Helge Lund (Photo: Ole Jørgen Bratland)
Konsernsjef Helge Lund (Foto: Ole Jørgen Bratland)
The CCAC Oil and Gas Partnership is a unique opportunity to join forces with partners from government and civil society—as well as the industry—to share information, learning and best practice on methane reduction.
CCAC Oil and Gas Partnership er en unik mulighet til å forene krefter med andre aktører på myndighetsnivå og andre samfunnsaktører, samt industrien, for å dele informasjon, læring og beste praksis for reduksjon av metan.
The partnership commits Statoil to transparency about methane emissions and its roadmap for reducing them.
Gjennom partnerskapet forplikter Statoil seg til åpenhet når det gjelder metanutslipp og selskapets veikart for å redusere disse.
Lund will also voice Statoil’s strong support for a carbon price.
Lund vil også fremme Statoils sterke støtte til prising av karbon.
He will explain that Statoil has proved that profitable business can be compatible with a high price on carbon and why a price on carbon is crucial to drive operational efficiency and technological innovation.
Han vil forklare at Statoil har vist at lønnsom forretningsdrift lar seg forene med høye karbonpriser, og hvorfor prising av karbon er viktig for å drive frem driftseffektivitet og teknologisk nyvinning.
Carbon price
Karbonprising
By putting a price on carbon, the oil and gas industry has an incentive to find new, cost-efficient ways to bring down emissions.
Ved å sette en pris på karbon får olje- og gassindustrien et incentiv til å finne nye og kostnadseffektive metoder for å redusere utslippene.
For more than 20 years Statoil in Norway has been charged a CO2 tax of up to USD 75 per tonne.
I mer enn 20 år har Statoil betalt en karbonskatt på opptil 75 dollar per tonn.
At the summit, Lund will call for effective climate policies to be introduced in all countries and for governments to agree on an international carbon pricing system in Paris in 2015.
Under toppmøtet vil Lund be om at en effektiv klimapolitikk innføres av alle land, og at verdens regjeringer kommer til enighet om et internasjonalt prissystem for karbon i Paris i 2015.
Statoil demonstrates its commitment as a signatory to the World Bank Statement “Putting a Price on Carbon”.
Statoil understreker sin forpliktelse til dette ved å skrive under Verdensbankens uttalelse om “Prissetting av karbon”.
The International Energy Agency identified minimising methane emissions from upstream oil and gas production as one of the top four key global mitigation opportunities to reduce energy sector greenhouse gas emissions by 2020.
Det internasjonale energibyrået, IEA, har identifisert minimering av metanutslipp fra oppstrøms olje- og gassproduksjon som en av de fire viktigeste globale tiltakene for å redusere energisektorens utslipp av klimagasser innen 2020.
In 2013 Statoil was a top quartile upstream performer, with some of the lowest methane emissions per produced amount of energy in the industry.
I 2013 leverte Statoil resultater blant den øverste kvartilen av oppstrømsselskapene, med noen av verdens laveste metanutslippene per produsert energimengde.
The company has reported its emissions in its annual sustainability report for many years.
Selskapet har i en årrekke rapportert utslippene i sin årlige bærekraftsrapport.
The CCAC reporting structure enables even greater transparency.
CCACs rapporteringsstruktur legger til rette for enda større åpenhet.
For more information: Jannik Lindbæk Jr, vice president media relations Tel: +47 977 55 622
For mer informasjon: Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør Tlf: +47 977 55 622
“Fighting climate change is vital,” says Lund.
– Å bekjempe klimaendringer er helt grunnleggende, sier Lund.
Contacts: Morten Sven Johannessen, vice president, Investor Relations Tel: +47 90 93 41 48
Kontaktpersoner: Morten Sven Johannessen, direktør Investor Relations Tlf: +47 90 93 41 48
6 February: Publication of fourth quarter 2014 results 6 February: Strategy Update 19 March: Publication of annual report 2014 30 April: Publication of first quarter 2015 results 19 May: Annual general meeting in Stavanger 28 July: Publication of second quarter 2015 results 28 October: Publication of third quarter 2015 results
6. februar: Publisering av resultater for fjerde kvartal 2014 6. februar: Strategioppdatering 19. mars: Publisering av årsrapport 2014 30. april: Publisering av resultater for første kvartal 2015 19. mai: Generalforsamling avholdes i Stavanger 28. juli: Publisering av resultater for andre kvartal 2015 28. oktober: Publisering av resultater for tredje kvartal 2015
Statoil Canada country manager Ståle Tungesvik.
Ståle Tungesvik, landsjef for Statoil i Canada.
(Photo: Øyvind Hagen/Statoil)
(Foto: Øyvind Hagen/Statoil)
“Costs for labour and materials have continued to rise in recent years and are working against the economics of new projects.
− Kostnader til arbeidskraft og materialer har fortsatt å øke de siste årene, og motarbeider lønnsomheten i nye prosjekter.
Market access issues also play a role - including limited pipeline access which weighs on prices for Alberta oil, squeezing margins and making it difficult for sustainable financial returns.
Problemer med markedstilgang spiller også en rolle, blant annet begrenset tilgang på rørledninger, som påvirker prisene på Alberta-olje negativt, gir press på marginene og gjør det vanskelig å oppnå en bærekraftig økonomisk avkastning.
"The decision is in line with Statoil’s strategy to prioritise capital to the most competitive projects in its comprehensive global portfolio and is consistent with our stepwise approach to the oil sands,” Tungesvik says.
Beslutningen er i samsvar med Statoils strategi om å prioritere kapital til de mest konkurransedyktige prosjektene i sin omfattende globale portefølje, og er også i tråd med vår trinnvise tilnærming til oljesand, sier Tungesvik.
The Corner project is being postponed for a minimum of three years.
Corner-prosjektet blir utsatt i minst tre år.
As a consequence of the Corner decision a staff reduction in the range of 70 employees is expected.
Som en følge av denne beslutningen ventes det en nedbemanning på om lag 70 ansatte.
Statoil entered Kai Kos Dehseh (KKD) through the acquisition of North American Oil Sands Corporation in 2007, and in 2011 the Thai company PTTEP farmed into a 40% interest in KKD for USD 2.28 billion in cash.
Statoil gikk inn i Kai Kos Dehseh gjennom oppkjøpet av North American Oil Sands Corporation i 2007, og i 2011 kjøpte det thailandske selskapet PTTEP en andel på 40 % i KKD for et kontant vederlag på 2,28 milliarder USD.
Earlier this year Statoil divided its oil sands leases with PTTEP, in which Statoil would have 100% ownership of the Leismer and Corner projects while PTTEP took 100% ownership of the Thornbury, Hangingstone and South Leismer areas.
Tidligere i år gjorde Statoil en bytteavtale med PTTEP, der Statoil fikk 100 % andel i Leismer og Corner, mens PTTEP fikk 100 % eierandel i områdene Thornbury, Hangingstone og South Leismer.
The decision has no implications for the Leismer project, which is in production and has an operating capacity of 20,000 barrels per day.
Beslutningen har ingen konsekvenser for Leismer-prosjektet, som er i produksjon og har en driftskapasitet på 20.000 fat per dag.
The Leismer project is a SAGD (steam-assisted gravity drainage) development of KKD.
Leismer-prosjektet er basert på SAGD-teknologi (dampinjisering) i utviklingen av KKD-feltet.
For media inquiries:
Mediekontakt:
US and Canada Kyra Grue, communications, Statoil Canada Ltd.
US og Canada Kyra Grue, communications, Statoil Canada Ltd.
Tel: +1 (403)767-4107 E-mail: kyrg@statoil.com
Tlf: +1 (403)767-4107 Epost: kyrg@statoil.com
Europe Knut Rostad, media relations Tel: +47 905 48 990 E-mail: knuros@statoil.com
Europa Knut Rostad, media relations Tlf: +47 905 48 990 Epost: knuros@statoil.com
“Despite the improvements made in the Corner business case, we have decided not to go any further with the project at this stage,” says Statoil Canada country manager Ståle Tungesvik.
− Til tross for forbedringene i Corner-prosjektet som business case har vi besluttet å ikke gå videre med prosjektet nå, sier Ståle Tungesvik, landsjef for Statoil i Canada.
Expanding compressor capacity on the platform will allow more gas to be pushed through these pipelines, explains Troll operations vice president Geir Amland.
Geir Amland, produksjonsdirektør for Troll, forklarer at økt kompressorkapasitet på plattformen vil gjøre det mulig å presse mer gass gjennom rørledningene.
Two new compressors will boost daily transport capacity on the platform from 85 million cubic metres to just over 100 million.
Med to nye kompressorer vil behandlingskapasiteten for gass på plattformen øke fra 85 millioner kubikkmeter til vel 100 millioner kubikkmeter i døgnet.
That solution ensures zero emissions of environmentally-harmful substances from the platform and from Kollsnes.
Løsningen sikrer null utslipp av miljøskadelige stoffer fra plattformen og fra Kollsnes.
But the upgrading requires new power cables from land to Troll A. Minor modifications are also needed at the Kollsnes plant.
Mindre modifikasjoner i mottaksanlegget på Kollsnes må også til.
In addition to Statoil with 20.8 per cent, the Troll partners are Petoro with 56 per cent, Norsk Hydro 9.78 per cent, Shell 8.1 per cent, TotalFinaElf 3.7 per cent and Conoco 1.62 per cent.
Rettighetshavere i Troll-lisensen er Statoil (operatør) med 20,8 prosent, Petoro (56), Norsk Hydro (9,78), Shell (8,1), TotalFinaElf (3,7) og Conoco (1,62).
Statoil estimates the volumes in Pingvin to be in the range of 30-120 million barrels of recoverable oil equivalent.
Statoil anslår volumene i Pingvin til å være i størrelsesorden 30-120 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
The discovery is currently assessed as non-commercial.
Funnet vurderes per i dag til ikke å være kommersielt drivverdig.
Dan Tuppen, vice president exploration Barents Sea and Norwegian Sea.
Dan Tuppen, letedirektør for Barentshavet og Norskehavet.
For a discovery in this area to be commercially viable it needs to be an oil accumulation of a significant size.
For at et funn i dette området skal være kommersielt drivverdig, må det være et oljefunn av betydelig størrelse.
A gas discovery does not have commercial value at present.
Et gassfunn er, per i dag, ikke av kommersiell verdi.
"On the positive side, it is encouraging that the first well drilled in this unexplored area has proven hydrocarbons in sandstones.
Men det er oppmuntrende at den første brønnen som ble boret i dette uutforskede området har påvist hydrokarboner i sandstein.
This indicates that we have both a reservoir and a working hydrocarbon system in the area, and creates a good basis for further subsurface work in the licence,” says Dan Tuppen, vice president exploration Barents Sea and Norwegian Sea.
Dette tyder på at vi både har et reservoar og et fungerende hydrokarbonsystem i området, noe som danner et godt grunnlag for videre undergrunnsarbeid i lisensen, sier Dan Tuppen, letedirektør for Barentshavet og Norskehavet.
Pingvin is a good example of efficient exploration performance.
Pingvin er et godt eksempel på effektiv leting.
“The partnership drilled Pingvin just 15 months after the acreage award.
- Partnerskapet boret Pingvin bare 15 måneder etter at utvinningstillatelsen ble tildelt.
The chosen well location allowed us to clarify the hydrocarbon volume in the structure with one very efficiently executed exploration well,” says Tuppen.
Brønnlokasjonen har gjort det mulig å avklare hydrokarbonvolumet i strukturen med én svært effektivt utført letebrønn, sier Tuppen.
Exploration well 7319/12-1 is located in PL713 about 65 kilometres northwest of the Johan Castberg discovery.
Letebrønn 7319/12-1 ligger i PL713, om lag 65 km nordvest for Johan Castberg-funnet.
Statoil is operator with an interest of 40%.
Statoil er operatør med en eierandel på 40 prosent.
The partners are RN Nordic Oil AS (20%), North Energy ASA (20%) and Edison International Norway Branch (20%).
De andre lisenseierne er RN Nordic Oil AS (20 prosent), North Energy ASA (20 prosent) og Edison International Norway Branch (20 prosent).
For further details on the results of exploration well 7319/12-1, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD).
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7319/12-1, henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD).
The discovery well 7319/12-1, drilled by the drilling rig Transocean Spitsbergen, proved a 15-metre gas column in the well path.
Brønnen 7319/12-1, som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen, påviste en gasskolonne på 15 meter i brønnbanen.
Statoil bid in partnership with Shell, where Statoil will be the operator with 30% equity, Shell will hold 19% equity and the remaining 51% will be held by Sonatrach.
Statoil leverte inn bud sammen med Shell, der Statoil blir operatør med en eierandel på 30 prosent, Shell får en andel på 19 prosent og Sonatrach vil eie den resterende andelen på 51 prosent.
The award represents an opportunity to test a potentially large shale resource play.
Tildelingen representerer en mulighet til å teste et potensielt stort område med skiferressurser.
The opportunity is aligned with Statoil’s exploration strategy of early access at scale and deepening core positions.
Muligheten er i tråd med Statoils letestrategi, som innebærer at vi søker tidlig tilgang i stor skala, og satser på selskapets kjerneområder.
The new licence represents an opportunity to build on the existing country position by adding acreage with material exploration potential.
Den nye lisensen gir mulighet til å bygge videre på selskapets posisjon i landet ved å tilføre områder med betydelig letepotensial.
The large shale potential in Algeria may become an increasingly important component of the country’s gas exports to Europe in the future.
Det store skiferpotensialet i Algerie kan bli en stadig viktigere del av landets gasseksport til Europa i framtiden.
“Statoil is entering this shale play to test the prospectivity and commerciality through a step-wise approach.
– Statoil går inn i dette skiferområdet for å teste prospektiviteten og det kommersielle potensialet gjennom en trinnvis framgangsmåte.
The first exploration phase is expected to last up to 2017 and include the drilling of two wells and seismic acquisition,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere.
Det antas at den første letefasen vil vare fram til 2017, og omfatter boring av to brønner og innsamling av seismikk, sier Nick Maden, Statoils letedirektør for den vestlige halvkule.
The award is part of the Algerian Ministry of Energy and Mines, National Agency for Hydrocarbon Resources Valorisation’s (ALNAFT) Fourth International Bid Round, which was launched in January 2014.
Tildelingen er en del av den fjerde internasjonale budrunden som National Agency for Hydrocarbon Resources Valorisation’s (ALNAFT) i det algeriske energi- og gruvedepartementet utlyste i januar 2014.
Statoil is already present in Algeria and announced in September 2014 with its joint venture partners a decision to resume ordinary operations at the In Amenas plant, following the In Amenas attack.
Statoil er allerede til stede i Algerie, og kunngjorde i september 2014, sammen med partnerne i joint venture-selskapet, beslutningen om å gjenoppta ordinær drift på In Amenas-anlegget etter angrepet på anlegget.
The decision to re-enter was the result of a thorough and stepwise process to identify the necessary security measures, implementing them and validating that they are in place and operational.
Beslutningen om å gjenoppta driften var basert på en grundig og trinnvis prosess for å utarbeide nødvendige sikringstiltak, innføre dem og verifisere at de var innført og fungerte.
Through this process Statoil has gained valuable knowledge which will be applied in future activities.
Gjennom denne prosessen har Statoil fått verdifull kunnskap, som vil bli brukt i framtidige aktiviteter.
Map of the Timissit Permit Licence GIF 631 kB
Kart over Timissit-lisensen GIF 631 kB
The licence is located in southeastern Algeria and covers an area of 2730 square kilometres.
Lisensen ligger i den sørøstlige delen av Algerie, og dekker et område på 2.730 kvadratkilometer.
This warrants rethinking and exploring new business approaches and forms of cooperation in order to reduce costs and work more efficiently also elsewhere,” says Jan Helgesen, Statoil’s head of geophysical operations.
Dette gir grunnlag for å tenke nytt og vurdere nye forretnings- og samarbeidsformer for å senke kostnader og jobbe mer effektivt også andre steder, sier Jan Helgesen, direktør for geofysiske operasjoner i Statoil.
Jan Helgesen, Statoil’s head of geophysical operations.
Jan Helgesen, direktør for geofysiske operasjoner i Statoil.
The Ministry of Petroleum and Energy last year encouraged the oil industry to jointly conduct resource-efficient 3D seismic acquisition in the south-eastern Barents Sea.
Olje- og energidepartementet oppfordret i fjor oljebransjen til å samarbeide om en ressurseffektiv innsamling av 3D-seismikk fra Barentshavet sørøst.
Statoil has been the operator of a joint project with 33 participating oil companies acquiring seismic data in the area since April, with PGS and WesternGeco as contractors.
Statoil har vært operatør for et felles prosjekt med 33 deltakende oljeselskaper som siden april har samlet inn seismiske data i det aktuelle området med PGS og WesternGeco som kontraktører.
One of the main objectives with a joint data acquisition project was to ensure good co-existence with the fishing industry.
Et av hovedformålene med en felles innsamling var å sikre god sameksistens med fiskerivirksomheten.
“The constructive cooperation with the fishermen is commendable.
– Jeg vil berømme det konstruktive samarbeidet med fiskerne.
With a few exceptions, most incidents were efficiently solved by dialogue offshore.
Med noen få unntak ble de fleste episoder effektivt løst gjennom dialog ute på havet.
Good co-existence is essential for two industries that both help to create value in the North,” says Helgesen.
Det er viktig med god sameksistens mellom to næringer som begge er viktige for verdiskapingen i nord, sier Helgesen.
Ramform Explorer was one of the seismic vessels used in the joint seismic acquisition project .
Seismikkfartøyet Ramform Explorer var ett av fartøyene som ble benyttet til å samle inn seismiske data.
(Photo: Petroleum Geo-Services)
(Foto: Petroleum Geo-Services)