natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil uses H225 in its SAR emergency service from the Oseberg Field Centre, Statfjord B and at Sola.
Statoil har brukt H225 i vår SAR-beredskap fra Oseberg Feltsenter, Statfjord B og på Sola.
In these areas Statoil is mobilising the necessary resources to safeguard the emergency preparedness.
I disse områdene mobiliserer Statoil nødvendige ressurser for å ivareta beredskapen.
The Norwegian Civil Aviation Authority - press release (in Norwegian)
Luftfartstilsynets pressemelding
For 30 years the Heimdal field has been an important gas supplier to Europe and, together with Statfjord and Gullfaks, contributed to the establishment of Statpipe.
Heimdal-feltet har i 30 år vært en viktig gassleverandør til Europa, og bidro sammen med Statfjord og Gullfaks til at Statpipe ble realisert.
Its anniversary is being celebrated with, among other things, the publishing of the field's own biography.
Jubileet markeres blant annet med utgivelse av en egen feltbiografi.
The biography has been written by Lars Gaute Jøssang, Professor of History at NLA University College in Bergen.
Biografien er ført i pennen av Lars Gaute Jøssang, professor i historie ved NLA Høgskolen i Bergen.
The Heimdal field has a long and exciting history.
Heimdal er et felt med lang og spennende historie.
It was already in 1971 that the Pan Ocean Group was awarded the production licence for the field in the second licensing round.
Allerede i 1971 fikk Pan Ocean-gruppen utvinningstillatelsen på feltet i andre konsesjonsrunde.
The first well was drilled between July and December 1972 and proved to have both gas and condensate reserves.
Første brønn ble boret mellom juli og desember 1972 og påviste både gass og kondensat.
When it commenced production on 3 December 1985, Heimdal was the largest steel jacket on the Norwegian continental shelf.
Heimdal var den største stålplattformen på norsk kontinentalsokkel da den startet produksjonen 3. desember 1985.
Production of gas and condensate proceeded at reasonably steady annual rates in the period from 1986 to 1996.
Produksjonen av gass og kondensat pågikk med rimelig stabile årsrater i perioden 1986-1996.
Subsequent declining production led to plans to use Heimdal as an important transit and processing centre for gas from other fields.
Senere fallende produksjon førte til planer om bruk av Heimdal som et viktig transitt- og prosessenter for gass fra andre felt.
Lars Gaute Jøssang
Lars Gaute Jøssang
A riser platform, Heimdal Riser, was installed beside the main platform.
Det ble installert en stigerørsplattform, Heimdal Riser, ved siden av hovedplattformen.
Gas from Huldra, Vale and Byggve/Skirne arrived for processing and export.
Inn kom gass fra Huldra, Vale og Byggve/Skirne for prosessering og videre eksport.
Grane imported gas through its own pipeline from the riser platform.
Grane importerte gass i egen rørledning fra stigerørsplattformen.
This resulted in a new era for Heimdal as one of the most important gas hubs on the Norwegian continental shelf.
Dette medførte en ny æra for Heimdal som et av de viktigste gassknutepunktene på sokkelen.
After 2007 and the merger between Statoil and Hydro’s oil and gas operations, it was discussed whether to shut down Heimdal from 2014, due to declining production.
Etter 2007 og fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet, ble det diskutert å stenge ned Heimdal fra 2014, grunnet fallende produksjon.
In October 2010, Statoil submitted a plan for the development and operation of Valemon, and Heimdal was given the job of processing and exporting the gas.
I oktober 2010 sendte Statoil inn plan for utbygging og drift av Valemon, og Heimdal fikk jobben med å prosessere og eksportere gassen.
This extended Heimdal’s lifetime by many years.
Det forlenget Heimdals levetid med mange år.
Upgrades of the installation were also ensured and these paved the way for the connection of minor fields in the area.
Samtidig ble det sikret oppgraderinger av installasjonen og åpnet for tilknytning av mindre felt i området.
From being on the verge of shutdown, Heimdal was given a new lease of life and a new perspective for the many skilled employees on the field.
Fra å være i en nedkjøringsperiode, ble det med ett en «ny vår» for Heimdal og et nytt perspektiv for de mange kompetente medarbeiderne på feltet.
Heimdal is now primarily a hub for the processing and distribution of gas.
Heimdal er nå først og fremst et knutepunkt for prosessering og distribusjon av gass.
The platform receives gas from fields such as Huldra, Oseberg, Skirne and Vale and exports this via the Vesterled and Statpipe pipelines after processing.
Plattformen tar i mot gass fra felt som Huldra, Oseberg, Skirne og Vale og eksporterer den via rørledningene Vesterled eller Statpipe etter prosessering.
“Heimdal has played an important role in Norwegian petroleum history by being an important part of the development and expansion of the Norwegian gas export system.
– Heimdal har spilt en viktig rolle i norsk petroleumshistorie, ved å være en viktig brikke for utvikling og utbygging av det norske gasseksportsystemet.
Following its golden age as a producer, a great deal of work has gone into maximising value creation from Heimdal's infrastructure, which has served as a hub and later as a processing plant for gas from Valemon.
Etter sin gullalder som produsent har det vært jobbet godt med å maksimere verdiskapningen fra Heimdals infrastruktur, som har tjent både som knutepunkt og senere som prosessanlegg for gassen fra Valemon.
The fact that we are now producing from the field with a new well, highlights that Heimdal is constantly entering new phases and still plays a role in the Norwegian petroleum industry," says Nina Birgitte Koch, vice president for operations for Heimdal.
At vi nå produserer fra feltet med en ny brønn, understreker at Heimdal stadig går inn i nye faser og fortsatt har en rolle i norsk petroleumsindustri, sier Nina Birgitte Koch, produksjonsdirektør for Heimdal.
Facts about Heimdal
Fakta om Heimdal
The Heimdal field is a gas field in block 25/4 in the northern part of the North Sea.
Heimdal-feltet er et gassfelt i blokk 25/4 i nordlige del av Nordsjøen.
It is located at the far north-west edge of the Utsira Formation, 250 km west of Rogaland.
Det ligger helt norvest i utkanten av Utsirahøyden, 250 km vest for Rogaland
The reservoir consists of sand from the Heimdal Formation that dates back to the early Tertiary period.
Reservoaret består av sand som tilhører Heimdal-formasjonen fra tidlig tertiærtiden
Heimdal was discovered in 1972.
Heimdal ble funnet i 1972.
Development was approved in 1981 and production started in 1986.
Utbyggingen ble godkjent i 1981 og produksjonen startet i 1986
The original reserves were 44.5 billion standard cubic metres of gas and 7.2 million standard cubic metres of oil.
Opprinnelige reserver 44,5 milliarder standard kubikkmeter gass og 7,2 millioner standard kubikkmeter olje
Plateau production was in the period from 1987 to 1996.
Platåproduksjon i perioden 1987-1996
Heimdal Gas Centre in PL036BS is now a hub for the processing and distribution of gas and consists of an integrated steel platform from 1986 and a riser platform, Heimdal Riser.
Heimdal Gassenter, i PL036BS, er nå et knutepunkt for prosessering og distribusjon av gass, og består av en integrert stålplattform frra 1986 samt en stigerørsplattform, Heimdal Riser.
Gassco is operator of the riser platform.
Gassco er operatør for riserplattformen
Development of Heimdal Gas Centre was approved in January 1999.
Utbygging av Heimdal Gassenter ble godkjent januar 1999
In the fourth quarter of 2010, Heimdal was assigned the task of processing gas from Valemon.
Heimdal fikk i fjerde kvartal 2010 oppdraget med å prosessere gassen fra Valemon
Read more about Heimdal
Les mer om Heimdal
The helicopter was en route from Gullfaks B to Bergen.
Helikopteret var på vei fra Gullfaks B til Bergen.
The rescue operation is led and coordinated by the rescue coordination centre, and Statoil is providing additional resources.
Redningsarbeidet ledes og koordineres av Hovedredningssentralen, og Statoil bidrar med ressurser.
Press: 51 99 19 83
Pressehenvendelser: 51 99 19 83
The awarded contracts will effectively ensure the safety of our transportation services.
Kontraktene som er inngått vil ivareta sikkerheten av tilbringertjenester på en god måte.
At the same time the contracts reflect a market situation with lower activity offshore, and a continuous need for flexible and cost-efficient solutions.
Samtidig gjenspeiler kontraktene en markedssituasjon med lavere aktivitet på sokkelen, og kontinuerlig behov for fleksible og kostnadseffektive løsninger.
Astrid Sørensen
Astrid Sørensen
The contracts are valued at around NOK 1 billion in the 5-year fixed period.
Kontraktsverdien er på omlag 1 milliard kroner i fastperioden på fem år.
In addition the contracts include four yearly options.
I tillegg til disse fem årene, inneholder kontraktene fire årlige opsjoner.
“The contract awards will strengthen the competitiveness of the Norwegian continental shelf (NCS) through opening up for more efficient flight programme that will help reduce costs for the petroleum business.
– Kontraktstildelingene vil styrke konkurransekraften til norsk sokkel gjennom mulighet for et mer effektivt flyprogram, som vil bidra til lavere kostnader for petroleumsvirksomheten.
This ensures predictability in relation to long-term activities and adds value on the NCS.
Dette gir forutsigbarhet i forhold til langsiktig aktivitet og verdiskapning på norsk sokkel.
We look forward to further develop the cooperation with Bristow Norway, and working closely on the new contracts,” says Astrid Sørensen, Statoil’s senior vice president for joint operations support.
Vi ser fram til å videreutvikle samarbeidet med Bristow Norway på de nye kontraktene, sier Astrid Sørensen, direktør for Felles driftsstøtte i Statoil.
By combining the new contracts with the current helicopter portfolio, Statoil will have five permanent personnel transportation helicopters in Bergen and one in Florø from 1 May 2017, and will have flexibility to increase the capacity when needed.
Ved å kombinere de nye kontraktene med dagens helikopterportefølje, vil Statoil fra 1. mai 2017 ha fem faste tilbringerhelikoptre i Bergen og ett i Florø.
Statoil seeks to cooperate with other operators in Florø on helicopter services.
Statoil ønsker samarbeid om helikoptertjenestene med de andre operatørene som er i Florø.
“Since 2013 we have seen the number of passengers to the Norwegian continental shelf drop by 30 percent.
– Siden 2013 har vi hatt en reduksjon i antall passasjerer til norsk sokkel på 30 prosent.
Statoil has SAR helicopter (search and rescue helicopter) agreements at Sola, Oseberg, Statfjord, Heidrun and Hammerfest.
* Statoil har avtale om SAR-helikoptre (søk- og redningshelikoptre) på Sola, Oseberg, Statfjord, Heidrun og Hammerfest.
Statoil has contracts with two helicopter companies: Bristow Norway and CHC Helikopter Service.
* Statoil har kontrakter med to helikopterselskap, Bristow Norway og CHC Helikopter Service.
These companies will be about the same size when the new contracts with Statoil take effect in May 2017.
Disse selskapene blir omtrent like store når de nye kontraktene med Statoil trer i kraft mai 2017.
Four vessels have carried out successful field operations for nearly 200 days.
Fire fartøyer har jobbet på feltet i nær 200 døgn, og operasjonene har gått svært bra.
The waters on the Aasta Hansteen field are deep, very deep, as much as 1300 metres to be precise, but for the deep-sea fish there was much to watch on the field this year.
Det er dypt på Aasta Hansteen-feltet, veldig dypt.
Pipelines, risers and spoolers have been installed and hooked up to subsea templates and umbilicals that were installed last year.
Rørledninger, stigerør og ekspansjonsrørsløyfer (spooler) har kommet på plass og blitt koblet sammen med havbunnsrammer og kontrollkabler (umbilicals) som ble installert i fjor.
Luva-flowlines heading for the field on board the Seven Oceans
Luva-rør på vei til feltet om bord på Seven Oceans.
The Aasta Hansteen field is located in one of the harshest environments along the Norwegian coast, even if the weather is better in the summertime in this area too.
Aasta Hansteen-feltet ligger også i ett av de mest værharde områdene langs norskekysten, selv om det også her er bedre på sommeren.
The installation season is shorter compared to other places along the coast, and the weather windows are shorter and more unpredictable.
Installasjonssesongen er kortere enn andre steder langs kysten, og værvinduene er kortere og mer uforutsigbare.
In addition, the field lies farther from shore.
I tillegg er det langt til land.
"It is definitely more complicated to plan subsea, umbilical, riser & flowlines (SURF) operations here than in the North Sea,” says Helge Hagen, project manager for the Aasta Hansteen SURF project.
– Det er helt klart mer komplisert å planlegge SURF-operasjoner her enn i Nordsjøen, sier Helge Hagen, prosjektleder for Aasta Hansteen SURF (subsea, umbilical, riser & flowlines).
“We fully depend on good suppliers and Subsea 7 has done a great job in this year’s campaign,” says Per Rusås, project director for Aasta Hansteen.
– Vi er helt avhengige av gode leverandører og Subsea 7 har gjort en fantastisk jobb i årets kampanje, sier Per Rusås, prosjektdirektør for Aasta Hansteen.
Four vessels on the field
Fire fartøy på feltet
This year’s campaign started at full speed on 27 April, when the Seven Oceans vessel mobilized at Subsea 7’s base at the island of Vigra in West Norway by spooling pipelines and risers on board the vessel.
27. april begynte årets kampanje for alvor, da mobiliserte Seven Oceans ved Subsea 7 sin base på Vigra der de spolte om bord rørledninger og stigerør.
They were installed on the field during a couple of months.
Disse ble installert på feltet i løpet av et par måneder.
“Seven Oceans had a demanding scope, yet we managed to halve the time spent on waiting on weather from an estimated 20 days to 10 days,” says Kjersti Kværnæs, pipeline and marine manager.
– Seven Oceans hadde et veldig krevende arbeidsomfang, likevel klarte vi å halvere værvente fra de estimerte 20 dagene til ti dager, forteller Kjersti Kværnæs (Pipeline and Marine Manager).
That was not only due to good weather luck!
Det skyldes ikke bare værflaks!
“We split the most weather-sensitive operations into sub-operations and consequently we did not have to wait for long weather windows to carry out the operations,” she explains.
– Vi delte opp de mest værsensitive operasjonene i mindre biter, slik at vi ikke trengte lange værvinduer for å gjennomføre dem, forklarer hun.
This is the first time Statoil uses BuBi pipes, which consist of liner pipes and steel catenary risers for corrosion protection.
Det er også første gang vi bruker BuBi rør, der korrosjonsbeskyttelsen består av et innvendig rør og stive stigerør (steel catanery risers) i Statoil.
At such depths it is namely possible to use rigid risers, which also cost less than flexible risers.
På så store dyp er det nemlig mulig å bruke helt stive stigerør, som også koster mindre enn fleksible stigerør.
During two weeks in June the spoolers were also installed.
I løpet av to uker i juni var også ekspansjonsrørssløyfene på plass.
Normand Oceanic did the job perfectly and ahead of schedule.
Normand Oceanic gjorde jobben på en utmerket måte og jobbet raskere enn planlagt de også.
“During this operation we did not have to wait on weather at all, and in mid-July the job was done,” says Kværnæs.
– Her hadde vi ikke en eneste dag med værvente, og i midten av juli var jobben gjort, forteller Kværnæs.
The spools were manufactured locally by Aker Sandnessjøen, who also manufactured the subsea templates.
Spoolene er produsert lokalt ved Aker Sandnessjøen, som også produserte havbunnsrammene.
Aasta Hansteen + Polarled = True
Aasta Hansteen + Polarled = Sant
Last year the subsea templates and umbilicals were installed on the seabed.
I fjor ble havbunnsrammer og kontrollkabler installert på havbunnen.
After the pipelines, spoolers and risers had been placed on the seabed, it was Seven Viking’s turn.
Nå som også rørledninger, ekspansjonsrørssløyfer og stigerør var kommet på plass på havbunnen var det Seven Viking sin tur.
This vessel carried out all the hook-up jobs before flushing and pressure-testing all pipes.
Dette fartøyet gjorde alle sammenkoblingsjobbene før de spylte og trykktestet alle rørene.
Normand Oceanic heading for the Aasta Hansteen field to install spools.
Normand Oceanic på vei mot Aasta Hansteen-feltet for å installere ekspansjonsrørssløyfer.
Finally, the vessel filled the pipes with nitrogen to make them ready for production when the platform arrives.
Siste oppgave var å fylle dem med nitrogen så de er klare for produksjon når plattformen kommer.
The vessel also connected Polarled, the 482-kilometre-long pipeline from the Aasta Hansteen field to Nyhamna, to the riser that will send processed gas from Aasta Hansteen, marking the first physical contact between the two mega-projects.
De har også koblet Polarled, den 482 kilometer lange rørledningen fra Aasta Hansteen-feltet til Nyhamna, sammen med stigerøret som skal sende ferdigprosessert gass fra Aasta Hansteen.
“When the platform arrives the risers that are currently in wet storage on the seabed will be pulled up by the vessel and connected to the platform,” explains Hagen.
– Når plattformen kommer skal de trekke inn stigerørene som nå er våtlagret på havbunnen og koble dem til plattformen, forklarer Hagen.
Safely stored on the seabed are also the mooring lines that will keep the huge platform in place.
Trygt lagret på havbunnen er også forankringslinene som skal holde den enorme plattformen på plass.
On the seabed they are connected to the suction anchors from Momek that were installed last year.
På havbunnen festes de i sugeankrene fra Momek som ble installert i fjor.
The fibre ropes have been installed by Skandi Skansen.
Fibertauene er installert av Skandi Skansen.
High activity in the north
Stor aktivitet i nord
The Normand Oceanic, Seven Viking and Skandi Skansen have all been in shuttle traffic between the Asta Hansteen field and Sandnessjøen this summer, totalling 17 port of calls.
Både Normand Oceanic, Seven Viking og Skandi Skansen har gått i skytteltrafikk mellom Asta Hansteen-feltet og Sandnessjøen i sommer.
When large construction vessels like this arrive, they lead to buzzing activity, on the base, at Aker’s premises and in the local community in general – involving a range of services from food supply to transportation.
Totalt har det blitt 17 anløp til Sandnessjøen og når store konstruksjonsfartøy som dette kommer til kai er det mye aktivitet – både på basen, hos Aker og i lokalmiljøet ellers – for alt fra mat til transport.
“The Aasta Hansteen SURF project has led to major spin-offs in North Norway, for example manufacturing of subsea templates, spooles and suction anchors as well as coating of pipes for the Polarled pipeline and also base services.
– SURF-prosjektet på Aasta Hansteen har gitt store ringvirkninger i Nord-Norge, både med produksjon av havbunnsrammer, ekspansjonsrørssløyfer og sugeankre samt beskyttelse av rør til Polarled i tillegg til basetjenester.
By: Eva Sleire/Statoil
By: Eva Sleire/Statoil
Its submission to the Ministry of Petroleum and Energy, filed before the deadline of 15 June, is confined to areas of the Norwegian Sea.
Tidsfristen løp ut tirsdag 15. juni, og områdene er begrenset til Norskehavet.
"This is a very important set of awards for us," says Marit Berling, Statoil's project manager for the 16th round.
"Dette er en veldig viktig runde for oss," sier Marit Berling, Statoils prosjektleder for 16. runde.
"We need to improve the quality of our exploration portfolio, and are keen to secure fresh exploration and development assignments," she explains.
"Det er viktig å forbedre kvaliteten på leteporteføljen vår, og vi trenger nye arbeidsoppgaver, både på leting- og utbyggingssiden.
"So we have high hopes for this round."
Derfor har vi store forhåpninger til denne runden."
The government has set no restrictions on the amount of acreage which oil companies can nominate for possible award.
Regjeringen har ikke lagt begrensninger på selskapenes muligheter til å foreslå arealer.
Proposals have been received by the ministry from 15 companies in addition to Statoil: Agip, BP Amoco, Chevron, Conoco, Elf, Enterprise, Esso, Fortum, Norsk Hydro, Mobil, Phillips Petroleum, RWE-DEA, Saga Petroleum, Shell and Total.
Olje- og energidepartementet opplyser at det har mottatt forslag fra 16 selskaper: Agip, BP Amoco, Chevron, Conoco, Elf, Enterprise, Esso, Fortum, Hydro, Mobil, Phillips, RWE-DEA, Saga, Shell, Statoil og Total.
A total of 83 Norwegian Sea blocks have been nominated by two or more of these.
83 blokker eller deler av blokker i Norskehavet er foreslått av to eller flere selskaper.
The ministry says that both resources and exploration needs will be taken into account when offering acreage.
Departementet sier det vil ta både ressursmessige og utforskningsmessige hensyn ved utvelgelsen av blokkene.
Great emphasis is also being placed on fishery and environmental considerations.
Også fiskeri- og miljøhensyn vil bli tillagt stor vekt.
Acreage which Statoil would like to see included in Norway's 16th offshore licensing round has been nominated by the group.
Statoil har levert inn forslag til områder som bør inngå i den 16. konsesjonsrunden på norsk sokkel.
The goal is to explore if high temperature water can be extracted from deep reservoirs for power production.
Målet er å undersøke om vann med høy temperatur kan utvinnes fra dype reservoarer og brukes til kraftproduksjon.
The geothermal research well on Iceland is an important part of this work.
Den geotermiske forskningsbrønnen på Island er en viktig del av dette arbeidet.
Further research will be determined after this project”.
Eventuell videre forskning vil bli besluttet når dette prosjektet er avsluttet.
Geothermal energy is a globally available renewable energy resource which, contrary to solar and wind energy, provides base load heat and electric power production.
Geotermisk energi er en fornybar energiressurs som er globalt tilgjengelig, og som, i motsetning til sol- og vindenergi, gir stabil varme- og strømproduksjon.
The Iceland Deep Drilling Project partners are; HS Orka, Reykjavik Energy, Landsvirkjun, Orkustofnun and Statoil.
Partnerne i The Iceland Deep Drilling Project er: HS Orka, Reykjavik Energy, Landsvirkjun, Orkustofnun og Statoil.
It is an international research project which main objective is to study the feasibility and economics of deep, ultrahigh temperature geothermal resources.
Det er et internasjonalt forskningsprosjekt, som i hovedsak skal studere mulighetene og økonomien ved dype, overopphetede, geotermiske ressurser.
The Reykjanes power plant is located south of Keflavik International Airport.
Kraftverket på Reykjanes ligger sør for Keflavik internasjonale flyplass.
The project is supported by the EU Horizon 2020 DEEPEGS project aimed at demonstrating the feasibility of enhanced geothermal systems for delivering energy from renewable resources in Europe.
Prosjektet støttes av EU-prosjektet Horizon 2020 DEEPEGS, som har som mål å vise muligheten for bedre geotermiske systemer for levering av energi fra fornybare ressurser i Europa.
Iceland map - including Reykjanes JPG 576 KB
Kart over Island - inkludert Reykjanes JPG 576 KB
The drilling site at Reykjanes JPG 5 MB
Borelokasjonen på Reykjanes JPG 5 MB
Drilling rig Thor at Reykjanes JPG 6 MB
Boreriggen Thor på Reykjanes JPG 6 MB
Illustration of geothermal process JPG 497 KB
Geotermi-illustrasjon JPG 497 KB
The Thor drilling rig at Reykjanes
Boreriggen Thor på Reykjanes
Illustration of geothermal process
Geotermi-illustrasjon
The transaction also includes divestment of a 9 percent interest in the Edvard Grieg Oil pipeline and a 6 percent interest in the Utsira High Gas pipeline, and in addition payment of a cash consideration of USD 68 million to Lundin Petroleum.
Transaksjonen omfatter også salg av 9 prosents eierandel i Edvard Grieg oljerørledning og 6 prosents eierandel i Utsirahøyden gassrørledning, samt betaling av et kontantvederlag på 68 millioner USD til Lundin Petroleum.