natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The investment costs in the first phase of the Johan Sverdrup development are estimated to be in the order of NOK 117 billion (2015 value) with expected recoverable resources in the range of 1.4 – 2.4 billion barrels of oil equivalent.
Investeringskostnadene for første fase i utbyggingen av Johan Sverdrup er beregnet til i størrelsesorden 117 milliarder kroner (2015 kroner) med forventede utvinnbare ressurser på mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will consist of four installations, including a utility and accommodation platform, a processing platform, a drilling platform and a riser platform, as well as three subsea water injection templates.
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en utstyr- og boligplattform, en prosessplattform, en boreplattform og en stigerørplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The Johan Sverdrup field partners: Statoil 40.0267% (operator), Lundin Norway 22.6%, Petoro 17.36%, Det norske oljeselskap 11.5733% and Maersk Oil 8.44%.​​​
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil 40,0267 prosent (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).​
The contract awarded to Kvaerner Verdal has a value of approximately NOK 1 billion and covers engineering, fabrication and construction of the steel jacket for the Johan Sverdrup processing platform.
Kontrakten til Kværner Verdal har en verdi på omlag 1 milliard kroner og omfatter engineering, fabrikasjon og bygging av stålunderstellet til prosessplattformen på Johan Sverdrup.
Loading to the tanker has stopped and supply to the pipe and loading system from Statfjord A has been closed.
Lasting til tankskipet er stoppet, og tilførselen til rørledningen og lastesystemet fra Statfjord A er stengt.
Production at Statfjord A is operating normally.
Produksjonen på Statfjord A går som normalt.
The leak is located in a flange in the loading hose.
Lekkasjen har oppstått i en flens i lasteslangen.
It is also too early to say how much oil has leaked.
Det er for tidlig å si hvor mye olje som har lekket ut.
The stand-by vessel with oil spill response equipment and the anchor handling vessel, equipped with a ROV, are at the location.
Beredskapsfartøyet utstyrt med oljevernutstyr og ankerhåndteringsfartøy utstyrt med ROV er på stedet.
A SAR helicopter is also assisting with monitoring the spill.
Et SAR-helikopter bistår dessuten med overvåking.
The relevant authorities have been notified.
Relevante myndigheter er varslet.
Further assessment and investigations will uncover the scope and causes in more detail.
Videre undersøkelser og granskning vil avdekke omfang og årsaksforhold nærmere.
The oil spill was discovered during the loading of oil from the Statfjord A platform to the tanker "Hilda Knutsen" via the OLS B loading buoy, which is located between Statfjord A and Statfjord B.
Oljeutslippet ble oppdaget under lasting av olje fra Statfjord A-plattformen til tankskipet Hilda Knutsen via lastebøyen OLS B, som ligger mellom Statfjord A og Statfjord B.
“We are very proud that we have been able to complete such a demanding pioneering project with start-up ahead of the original plan,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects & Drilling (TPD).
– Vi er veldig stolte over å ha gjennomført et så krevende nybrottsprosjekt med oppstart før opprinnelig plan, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring.
Statoil is the first company to apply subsea gas compression.
Statoil er første selskap som tar i bruk gasskompresjon på havbunnen.
In mid-September Statoil also started Åsgard subsea gas compression.
I midten av september startet Statoil også Åsgard havbunnsgasskompresjon.
The two projects are the first of their kind worldwide, and represent two different technologies for maintaining production when the reservoir pressure drops after a certain time.
De to prosjektene er verdens første av sine slag, og representerer to ulike teknologier for å opprettholde produksjonen når trykket i reservoaret synker etter en viss tid.
Subsea compression has stronger impact than conventional platform-based compression.
Kompresjon på havbunnen gir større effekt enn en konvensjonell kompressor på plattformdekket.
It is furthermore an advantage that the platform avoids increased weight and the extra space needed on the platform for a compression module.
I tillegg er det en fordel at plattformen unngår økt vekt og den ekstra plassen en kompressormodul krever på dekket.
Subsea compression is an important technological leap to further develop the concept of a subsea factory.
Havbunns kompresjon er viktige teknologisk kvantesprang for å videreutvikle konseptet med en havbunnsfabrikk.
Looking for more candidates
Leter etter flere kandidater
“This is one of several important projects on Gullfaks for improved recovery and field life extension.
– Dette er ett av flere viktige prosjekter for å øke utvinningen og levetiden på Gullfaks.
The recovery rate from the Gullfaks South Brent reservoir may be increased from 62% to 74% by applying this solution in combination with other measures,” says Kjetil Hove, senior vice president for the operations west cluster.
Utvinningsgraden fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret kan økes fra 62% til 74% med denne løsningen i kombinasjon med andre tiltak, sier Kjetil Hove, områdedirektør for Drift Vest.
It is also possible to tie in other subsea wells to the wet gas compressor via existing pipelines.
Det er også mulig å knytte andre havbunnsbrønner opp mot våtgasskompressoren via eksisterende rørledninger.
The station has already been prepared for new tie-ins.
Stasjonen er allerede klargjort for nye tilkoblinger.
“We see great opportunities for wet gas compression on the Norwegian continental shelf.
– Vi ser store muligheter for våtgasskompresjon på norsk sokkel.
It is an efficient system and a concept that can be used for improved recovery on small and medium-sized fields.
Det er et effektivt system og et konsept som kan brukes for økt utvinning på små og mellomstore felt.
We are searching for more candidates that are suitable,” says Hove.
Vi jobber for å identifisere flere kandidater som kan egne seg, sier Hove.
Kjetil Hove
Kjetil Hove
Standardisation and simplification
Standardisering og forenkling
“The Gullfaks wet gas compressor is a unique, compact and cost-effective solution.
– Gullfaks våtgasskompressor er en unik kompakt løsning som er kostnadseffektiv.
The concept may be standardised by applying well-known technology components,” says Øvrum.
Konseptet kan standardiseres ved å ta i bruk velkjente teknologikomponenter, sier Øvrum.
Successful installation campaign
Vellykket installasjonskampanje
The system consists of a 420-tonne protective structure, a compressor station with two five-megawatt compressors totalling 650 tonnes, and all equipment needed for power supply and system control on the platform.
Systemet består av en beskyttelsesstruktur som veier 420 tonn, en kompressorstasjon med to kompressorer på fem megawatt hver som samlet veier 650 tonn, og alt nødvendig utstyr for strømforsyning og styring av anlegget på plattformdekket.
Gullfaks licensees: Statoil (operator) (51%), Petoro (30%), OMV (19%)​​​​​​
Eiere Gullfaks: Statoil (operatør) (51 prosent), Petoro (30), OMV (19)​​​
The unique technology will increase recovery by 22 million barrels of oil equivalent (oe) and extend plateau production by around two years from the Gullfaks South Brent reservoir.
Den unike teknologien øker utvinningen med 22 millioner fat oljeekvivalenter (oe) og forlenger platåproduksjonen med om lag to år fra Gullfaks Sør Brent-reservoaret.
The contract also includes trenching and laying of two sets of 300kV alternating-current cables from Kårstø to Haugsneset for both phases of the field development.
I kontrakten inngår det grøft og legging av to sett med 300kV vekselstrømskabler fra Kårstø til Haugsneset, til begge faser av feltutbyggingen.
The converter equipment to be delivered by ABB Norge will be installed by Aibel.
Omformerutstyret som leveres av ABB Norge skal installeres av Aibel.
The total contract value is about NOK 600 million.
Kontrakten har en samlet verdi på ca 600 millioner kroner.
The engineering will be carried out at the Oslo office, while the construction site and building work will be managed by the construction site office at Haugsneset by Kårstø.
Forprosjektering skal gjøres ved kontoret i Oslo, mens anleggs-og byggearbeidene skal ledes fra byggeplass på Haugsneset ved Kårstø.
The construction site work will be performed by Veidekke, as a sub-supplier to Aibel.
Anleggsarbeidet skal utføres av Veidekke, som underentreprenør av Aibel.
Aibel has already been awarded the contract for construction of the deck for the drilling platform on Johan Sverdrup.
Aibel har allerede blitt tildelt kontrakten for bygging av dekket til boreplattformen på Johan Sverdrup.
This contract is the last of the three major contracts covering the land-based power supply project.
Denne kontrakten er den siste av de tre store kontraktene som utgjør strømforsyningsprosjektet fra land.
The first contract has already been awarded to ABB in Norway for delivery of high-voltage direct current converter equipment for the riser platform at the field centre and for Haugsneset.
Første kontrakt er allerede tildelt ABB i Norge for levering av HVDC omformerutstyr, til stigerørsplattformen på feltsenteret og til Haugsneset.
Contract number two was awarded to ABB AB in Sweden for fabrication and installation of two 200-kilometre-long high-voltage cables from Haugsneset to the Johan Sverdrup field.
Kontrakt nummer to ble tildelt ABB AB i Sverige, for fabrikasjon og installajon av to 200 kilometer lange høyspentkabler fra Haugsneset til Johan Sverdrup-feltet.
The Johan Sverdrup oil field will be operated by land-based power from production start late in 2019.
Oljefeltet Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart sent i 2019.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will also prepare for a land-based power solution for a full development of the Johan Sverdrup field and other fields on the Utsira High by 2022.
Den første fasen i utbyggingen av Johan Sverdrup vil også legge til rette for en kraft fra land løsning for en full utbygging av Johan Sverdrup samt øvrige felt på Utsirahøyden innen 2022.
The Johan Sverdrup partnership: Statoil (40.0267%) (operator), Lundin Norway (22.6), Petoro (17.36), Det norske oljeselskap (11.5733) and Maersk Oil (8.44).​
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil (40,0267 prosent) (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).​
This is an engineering, procurement and construction (EPC) contract covering engineering, procurement, construction site work, building of a converter station and installation of converter equipment.
Kontrakten er en EPC-kontrakt som omfatter forprosjektering, anskaffelser, anleggsarbeid, bygging av omformerbygg og installasjon av omformerutstyr.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,686,080 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.686.080 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 140.46 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 140,46 kroner.
"Further evaluation will clarify that.
Det vil videre evaluering avklare.
In addition to operator Statoil, licensees in PL 159 are the state's direct financial interest, Enterprise Oil and Saga Petroleum.
Øvrige rettighetshavere er Statens direkte økonomiske engasjement, Enterprise Oil og Saga.
A gas discovery has been made by Statoil in block 6507/3, 30 kilometres south of its Norne field in the Norwegian Sea.
Statoil har gjort et gassfunn i en blokk tre mil sør for Norne-feltet i Norskehavet.
– Support the implementation of clear stable policy frameworks consistent with a 2°C future; these will help our companies to take informed decisions and make effective and sustainable contributions to addressing climate change.
Dette vil bidra til at selskapene kan fatte robuste beslutninger og yte effektive og bærekraftige bidrag til bekjempelsen av klimaendringene.
– Collaborate in a number of areas such as efficiency, natural gas, R&D and CCS
– Vil samarbeide på en rekke områder, som effektivitet, naturgass, forskning og utvikling, karbonfangst og –lagring (CCS).
– Report regularly and consistently on their progress.
– Vil rapportere regelmessig om framgangen i sitt arbeid.
– OGCI report outlines member companies’ work to catalyze practical, meaningful and technology-enabled actions to address climate change.
Rapport fra OGCI (the Oil and Gas Climate Initiative) skisserer medlemsselskapenes arbeid med å aksellerere praktiske, meningsfylte og teknologibaserte tiltak for å bekjempe klimaendringene.
– Call for an effective climate change agreement at COP21.
– Ønsker en effektiv klimaavtale på FNs klimakonferanse i Paris (COP21).
In their milestone declaration, the CEOs of the 10 companies that currently make up the Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) – BG Group, BP, Eni, Pemex, Reliance Industries, Repsol, Saudi Aramco, Shell, Statoil and Total – confirmed that they recognise the general ambition to limit global average temperature rise to 2 degrees centigrade and that the existing trend of the world’s net global greenhouse gas (GHG) emissions is not consistent with this ambition.
Det er en milepæl som nås når konsernsjefene i de ti olje- og gasselskapene i klimainitiativet Oil and Gas Climate Initiative (OGCI) -BG Group, BP, Eni, Pemex, Reliance Industries, Repsol, Saudi Aramco, Shell, Statoil og Total- i fellesskap stiller seg bak målet om å begrense økningen i den globale gjennomsnittstemperaturen til to grader, og at den utviklingen i de globale netto klimagassutslippene vi ser i dag, ikke er forenlige med dette målet.
In their declaration the 10 CEOs said:
I sin erklæring sier de ti konsernsjefene:
“Our shared ambition is for a 2°C future.
"Vårt felles mål er at vi klarer å nå togradersmålet.
It is a challenge for the whole of society.
Det er en utfordring for hele verdenssamfunnet.
We are committed to playing our part.
Vi skal gjøre vår del av jobben.
Over the coming years we will collectively strengthen our actions and investments to contribute to reducing the GHG intensity of the global energy mix.
De neste årene vil vi sammen styrke våre tiltak og investeringer for å bidra til å redusere klimagassintensiteten i den globale energimiksen.
Our companies will collaborate in a number of areas, with the aim of going beyond the sum of our individual efforts.”
Ved å samarbeide på en rekke områder håper vi at selskapene våre vil kunne oppnå mer enn de er i stand til hver for seg.
(Helge Lund, BG Group; Bob Dudley, BP; Claudio Descalzi, Eni; Emilio Lozoya, Pemex; Mukesh Ambani, Reliance Industries; Josu Jon Imaz, Repsol; Ben van Beurden, Royal Dutch Shell; Amin Nasser, Saudi Aramco; Eldar Sætre, Statoil; and Patrick Pouyanné, Total.)
(Helge Lund i BG Group, Bob Dudley i BP, Claudio Descalzi i Eni, Emilio Lozoya i Pemex, Mukesh Ambani i Reliance Industries, Josu Jon Imaz i Repsol, Ben van Beurden i Royal Dutch Shell, Amin Nasser i Saudi Aramco, Eldar Sætre i Statoil og Patrick Pouyanné i Total.)
The OGCI also today launched its collaborative report - ‘More energy, lower emissions’ – highlighting practical actions taken by member companies to improve GHG emissions management and work towards improving climate change impacts in the longer term.
OGCI la i dag også fram sin felles rapport "More energy, lower emissions", der selskapene viser konkrete skritt de har tatt for å bedre sin håndtering av klimagassutslipp, og hvordan de arbeider for å redusere sin langsiktige innvirkning på klimaet.
These actions include significant investments in natural gas, carbon capture and storage, and renewable energy, as well as low-GHG research and development.
Selskapene har blant annet foretatt betydelige investeringer i naturgass, karbonfangst og -lagring og fornybar energi, i tillegg til investeringer i forskning og utvikling på lavutslippsløsninger.
Together the declaration and report set out key areas where the OGCI companies will focus their collaboration, including:
Av erklæringen og rapporten går det fram hvilke områder OGCI-selskapene vil konsentrere seg om i sitt samarbeid:
Efficiency: optimising efficiency of their own operations; improving the end-use efficiency of their fuels and other products; and working with manufacturers and consumers to improve the efficiency of road vehicles.
Effektivitet: Selskapene vil optimalisere effektiviteten i egen virksomhet, bedre sluttbrukseffektiviteten for sine drivstoffer og øvrige produkter, og samarbeide med produsenter og forbrukere om å gjøre veigående kjøretøyer mer effektive.
Natural gas: contributing to increasing the share of gas in the global energy mix, ensuring it results in significantly lower lifecycle emissions than other fossil fuels for power generation; eliminating ‘routine’ flaring and reducing methane emissions from their operations.
Naturgass: Selskapene vil bidra til å øke gassandelen i den globale energimiksen, sikre at naturgass gir betydelig lavere livssyklusutslipp enn andre fossile drivstoffer for kraftproduksjon, avskaffe rutinemessig fakling og redusere metanutslippene fra sin virksomhet.
Long-term solutions: investing in R&D and innovation to reduce GHG emissions; participating in partnerships to progress carbon capture and storage; contributing to increasing the share of renewables in the global energy mix.
Langsiktige løsninger: Selskapene vil investere i forskning, utvikling og innovasjon for å redusere klimagassutslippene, delta i partnerskap for å fremme karbonfangst og -lagring, og bidra til en økt fornybarandel i den globale energimiksen.
Energy access: developing projects to provide people with access to energy in partnership with local and national authorities and other stakeholders.
Tilgang på energi: Selskapene vil utvikle prosjekter for å gi mennesker tilgang på energi i partnerskap med lokale og nasjonale myndigheter og andre interessenter.
Partnerships and multi-stakeholder initiatives: seeking opportunities to accelerate climate change solutions by working collectively or individually in industry and other initiatives.
Partnerskap og flerpartsinitiativer: Selskapene vil søke etter muligheter for å framskynde løsninger på klimaproblemet ved å arbeide kollektivt eller individuelt i bransjeinitiativer og andre initiativer.
The OGCI was established following discussions held during the January 2014 World Economic Forum Annual Meeting and was officially launched at the September 2014 UN Climate Summit.
OGCI ble etablert etter samtaler under Verdens økonomiske forums årlige møte i 2014 og ble offisielt lansert på FNs klimatoppmøte i september 2014.
– Strengthen actions and investments to contribute to reducing the GHG intensity of the global energy mix.
– Styrker tiltakene og investeringene for å bidra til å redusere klimagassintensiteten i den globale energimiksen støtter innføring av klare, stabile politiske rammebetingelser som gjør at verden når togradersmålet.
The agreements signed form the basis for potential new EPC contracts (engineering, procurement and construction) for subsea equipment in the medium term future.
Avtalene, som er signert, danner grunnlag for mulige nye EPC-kontrakter (ingeniørtjenester, anskaffelser og bygging) for havbunnsutstyr på mellomlang sikt.
An EPC option agreement for subsea production system (SPS) has also been signed with OneSubsea, including framework agreements for subsea operations services and subsea add-ons.
I tillegg har OneSubsea signert en EPC opsjonsavtale for SPS (subsea production system) havbunnsutstyr som inkluderer rammeavtaler for undervannsoperasjoner og tilleggsutstyr.
Last year Statoil also signed a Master Service Agreement and an EPC contract including options for EPC project with FMC Kongsberg Subsea AS for Johan Sverdrup.
I fjor undertegnet Statoil også en rammeavtale og en EPC-kontrakt med opsjoner på EPC-prosjekter med FMC Kongsberg Subsea AS til Johan Sverdrup.
Torger Rød, vice president for projects in Statoil.
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
“In light of the current challenges the industry is facing the suppliers have demonstrated commitment and drive to break the cost curve and enhance competitiveness.
– I lys av utfordringene bransjen står overfor har leverandørene vist engasjement og sterkt fokus for å knekke kostnadskurvene og sikre økt konkurransekraft.
Statoil has cooperated closely with the suppliers on technology qualification, concept development and pre-engineering studies, and jointly we have delivered successful subsea projects,” says Torger Rød, vice president for projects in Statoil.
Statoil har samarbeidet tett med leverandørene innen teknologikvalifisering, konseptutvikling og forprosjekteringsstudier, og sammen kan vi vise til vellykkede undervannsprosjekter, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
In today’s oil price environment, sustained focus on costs and efficiency will ultimately be the key to develop several currently marginal prospects and discoveries.
Med dagens oljepris vil uavbrutt fokus på kostnader og økt effektivisering til syvende og sist være nøkkelen til å utvikle flere prospekter og funn som i dag er marginale.
“We look forward to continuing the good collaboration going forward.
– Vi ser fram til et fortsatt godt samarbeid i tiden som kommer.
The agreements constitute a framework upon which the suppliers can continue with optimisation and cost reducing measures.
Avtalene setter en ramme der leverandørene kan fortsette med sine tiltak innen optimalisering og kostnadsreduksjoner.
Future awards will go to the suppliser who are willing to and capable of continuing the drive for sustained quality, standardisation, higher efficiency and lower costs,” says Rød.
Framtidige kontraktstildelinger vil gå til leverandører som er villige, og i stand til, å opprettholde fokuset på høy kvalitet, standardisering, økt effektivitet og lavere kostnader, sier Torger Rød.
Following this, the share saving plan has 10,336,431 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.336.431 aksjer.
EEA and EU affairs minister, Vidar Helgesen (right), with senior vice president for operations west, at the Troll A platform’s gas export pipeline.
«Europaministeren» Vidar Helgesen (t.h.), sammen med Gunnar Nakken, områdedirektør for drift vest i Statoil, ved eksportrøret på Troll A.
30% of Norway’s total gas export to Europe travels through this pipe to the gas processing terminal at Kollsnes.
30 prosent av Norges totale gasseksport til Europa strømmer gjennom dette røret, før prosessering på Kollsnes.
“Europe is in a transition phase with regard to both competitiveness and climate.
– Europa er i en omstillingsfase både når det gjelder konkurransekraft og klima.
Stable and competitive gas deliveries from the Norwegian continental shelf (NCS) play a key role along these two axes.
Stabile og konkurransedyktige gassleveranser fra norsk sokkel har en nøkkelrolle å spille i begge disse aksene.
Higher production and flexibility from the Troll field is therefore good news to both Norway and Europe,” said Helgesen during his visit.
Økt produksjon og fleksibilitet fra Troll-feltet er derfor en god nyhet både for Norge og Europa, sa Helgesen under besøket.
“This is a new strategic milestone for the Troll field.
– Dette er en ny strategisk milepæl for Troll-feltet.
The compressors are an important investment to ensure sustainable, long-term production and activity on the Norwegian continental shelf (NCS),” says Gunnar Nakken, newly-appointed senior vice president for the operations west cluster.
Kompressorene er en viktig investering for å sikre bærekraftig langsiktig produksjon og aktivitet på norsk sokkel, sier påtroppende områdedirektør for Drift Vest, Gunnar Nakken.
Vidar Helgesen (Conservative Party of Norway), minister of EEA and EU affairs and chief of staff at the office of the prime minister.
Vidar Helgesen (H), statsråd og stabsleder for statsministerens kontor, med ansvar for samordning av arbeidet med EØS-saker og forholdet til EU.