natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Gulf of Mexico map JPG 124 kB
Gulf of Mexico kart JPG 124 kB
Kakuna map GIF 80 kB
Kakuna kart GIF 80 kB
Erik Finnstrom, Statoil Exploration North America senior vice president
Erik Finnstrom, Statoils letedirektør for Nord-Amerika
“Our agreement is with a subsidiary of Nexen Inc. (NXY), and the partnership plans on drilling an exploration well on this attractive Miocene structure later this year,” says Statoil Exploration North America senior vice president Erik Finnstrom.
- Avtalen er inngått med et datterselskap av Nexen Inc.
The Valemon field is one of Statoil’s largest development projects on the Norwegian continental shelf (NCS) in the next few years.
Valemon-feltet er blant Statoils største utbyggingsprosjekter på norsk sokkel framover.
The recoverable reserves are estimated at 206 million barrels of oil equivalents – including 26 billion cubic metres of gas, five million cubic metres of condensate and one million cubic metres of natural gas liquids (NGL).
Utvinnbare reserver beregnes til 206 millioner fat oljeekvivalenter, som inkluderer 26 milliarder kubikkmeter gass, 5 millioner kubikkmeter kondensat og 1 million kubikkmeter natural gas liquids (NGL).
The partners will invest almost NOK 20 billion in the platform, pipelines and production wells.
Partnerne vil investere nærmere 20 milliarder kroner i plattform, rørledninger og produksjonsbrønner.
Development of Valemon involves a fixed platform with a steel jacket for the separation of gas, condensate and water.
Valemon bygges ut med en bunnfast plattform med stålunderstell for separasjon av gass, kondensat og vann.
The normally unmanned platform will be remotely controlled from the Kvitebjørn platform when drilling operations are completed in 2016/17.
Plattformen vil normalt være ubemannet, og skal fjernstyres fra Kvitebjørn-plattformen når boreoperasjonene er ferdige i 2016/17.
Gas from Valemon will be transported via the existing pipeline from Huldra to Heimdal, a hub which enables the gas to be exported to European markets.
Gassen fra Valemon vil bli transportert via den eksisterende rørledningen fra Huldra til Heimdal, som er et knutepunkt for transport videre til gassmarkedene i Europa.
The condensate will be piped to Kvitebjørn for stabilisation and further transport to the Mongstad refinery in Hordaland.
Kondensatet vil bli transportert i rørledning til Kvitebjørn for stabilisering og videre transport til Mongstad-raffineriet i Hordaland.
At peak, Valemon is expected to produce approximately three billion cubic metres of gas annually.
På toppnivå ventes Valemon å produsere om lag tre milliarder kubikkmeter gass årlig.
“Production from Valemon will enable us to utilise spare capacity in the processing facilities on the Kvitebjørn and Heimdal platforms.
- Produksjonen fra Valemon bidrar til å utnytte ledig kapasitet i prosessanlegget på Kvitebjørn- og Heimdal-plattformene.
Meanwhile, the platform and transport systems provide an excellent basis for the development of further oil and gas fields in the area,” says Statoil senior vice president of NCS field development Ivar Aasheim.
Samtidig skaper plattform- og transportløsningen et godt grunnlag for utbygging av flere olje- og gassfelt i området, sier Ivar Aasheim, direktør for feltutbygging på norsk sokkel.
The Valemon reservoir is complicated because it is fragmented, but also because of its high pressure and high temperature.
Reservoaret i Valemon er komplisert, både fordi det er oppstykket, men også på grunn av høyt trykk og høy temperatur.
The contract for building the Valemon topsides was recently awarded to Samsung Heavy Industries, following broadly based international competition between pre-qualified suppliers.
Kontrakten for bygging av Valemon-dekket ble nylig tildelt Samsung Heavy Industries, etter bred internasjonal konkurranse mellom prekvalifiserte leverandører.
The contract is worth an estimated NOK 2.3 billion.
Kontrakten har en estimert verdi på 2,3 milliarder norske kroner.
Design work will be carried out by the Grenland Group in Sandefjord, Norway and Technip in Malaysia.
Prosjekteringen skal utføres av Grenland Group i Sandefjord og hos Technip i Malaysia.
Grenland Group will also build the flare stack.
Grenland Group skal også bygge flammetårnet.
Hertel Marine in the Netherlands will be responsible for the construction of the accommodation quarters.
Boligkvarteret vil bli bygget hos Hertel Marine i Nederland.
The contract for steel jacket construction was previously awarded to Heerema Vlissingen B.V., while Heerema Marine Contractors Nederland B.V. landed the contract for transport and mating of jacket and topsides.
Tidligere er kontrakter for byggingen av stålunderstellet tildelt Heerema Vlissingen B.V, og transport og installasjon av understellet og dekk tildelt Heerema Marine Contractors Nederland B.V.
Saipem was awarded the contract for installation of the topside facilities.
Saipem er tildelt kontrakten for installasjon av dekksanlegget.
Pipeline design was awarded to IKM Ocean Design.
Prosjektering av rørdesign er tildelt IKM Ocean Design.
The Valemon field is located in the North Sea between Kvitebjørn and Gullfaks South, roughly 160 kilometres west of Bergen.
Valemon-feltet ligger i Nordsjøen mellom feltene Kvitebjørn og Gullfaks Sør, om lag 160 kilometer vest for Bergen.
Licensees are Statoil (operator – 64.275%), Total (2.5%), Enterprise Oil Norge (3.225%) and Petoro (30%).
Lisenspartnere er Statoil, operatør (64,275 prosent), Total (2,5), Enterprise Oil Norge (3,225) og Petoro (30).
All three members have been elected to serve for a period of two years.
Valgene gjelder for en periode på to år.
Lill-Heidi Bakkerud (representing IE), Morten Svaan (representing Tekna) and Einar Arne Iversen (representing NITO) have been re-elected as board members in Statoil ASA.
Lill-Heidi Bakkerud (representerer IE), Morten Svaan (representerer Tekna), og Einar Arne Iversen (representerer NITO) er gjenvalgt som styremedlemmer i Statoil ASA.
Aker Stord has previously been given the job of fabricating the topsides with process plant and utilities for the floating Kristin platform.
Tidligere er Aker Stord tildelt kontrakten for bygging av dekk med prosess- og hjelpeutstyr til den flytende plattformen på Kristin.
In addition, a small engineering contract relating to the pipeline systems has gone to Reinertsen Engineering in Trondheim.
Reinertsen Engineering i Trondheim er tildelt en mindre kontrakt på ingeniørarbeid knyttet til rørledningssystemene.
Fabrication of these units is scheduled to begin in the autumn of 2002 at the Kværner Egersund yard south of Stavanger.
Byggingen av rammene starter høsten 2002 ved Kværner Egersund i Rogaland.
Contracts for the drilling rig and for drilling and well services are also due to be awarded.
Kontrakter i forbindelse med borerigg og bore- og brønntjenester skal også tildeles.
A letter of intent worth some NOK 1 billion to build the subsea production systems for Statoil’s Kristin field in the Norwegian Sea has been awarded to Kværner Oilfield Products (KOP).
Statoil har inngått en intensjonsavtale med Kværner Oilfield Products om bygging av undervannsproduksjonsutstyret til Kristin-feltet på Haltenbanken.
Mr Fjell adds that the group is on schedule with the preparations which will be needed if the government resolves to make an initial public offering (IPO) of Statoil shares in June.
Fjell legger til at Statoil er i rute med de forberedelsene som må gjøres dersom regjeringen beslutter at selskapet skal på børs i juni.
“We’re also looking forward to clarifying which SDFI assets we’ll be allowed to buy.
"Vi ser også fram til å få avklart hvilke SDØE-andeler som Statoil får kjøpe.
Mr Fjell takes note that a majority of the Storting has also accepted the government’s proposal to establish a separate gas transport company.
Konsernsjefen tar til etterretning at et flertall på Stortinget går inn for å opprette et eget transportselskap for gass.
“I register that the Storting has opted not to follow our advice on this issue,” he says.
"Jeg registerer at Stortinget har valgt å ikke følge Statoils råd i denne saken," kommenterer Fjell.
Statoil’s role will now be to contribute to the continued efficiency of Norwegian gas transport, Mr Fjell emphasises.
Nå blir selskapets rolle å medvirke til en fortsatt effektiv gasstransport fra norsk sokkel.
As a co-owner, it will make a commitment to further development of the treatment facilities at Kårstø north of Stavanger as a cornerstone in Norway’s gas exports.
Statoil vil som medeier satse på at industrianleggene på Kårstø videreutvikles som hjørnesteinen i den norske gasseksporten, understreker han.
Statoil's chief executive Olav Fjell is positive to the compromise reached by a majority of the Norwegian Storting (parliament) on 28 March, which opens the way for a partial privatisation of Statoil.
Konsernsjef Olav Fjell er positiv til at et flertall av partiene på Stortinget i går, onsdag 28. mars, inngikk et kompromiss som åpner for delprivatisering av Statoil.
Visund South, which is located 10 kilometres from both the Gullfaks C and Visund A platforms in the North Sea, is a subsea development consisting of a template with four slots, from which three wells will be drilled and tied to Gullfaks C for processing.
Visund Sør ligger 10 kilometer fra både Gullfaks C- og Visund A-plattformene i Nordsjøen og blir utbygd med et undervannsanlegg.
“With the approval of the ministry, this first project in a series of fast-track developments is well underway, just four months after the PDO was submitted in January.
– Med godkjenningen fra departementet er det første prosjektet i en serie av hurtigutbygginger (fast-track) i god gjenge, bare fire måneder etter at PUD ble levert i januar.
This also means we’re one step closer to our goal of halving the time taken from discovery to production,” says Statoil senior vice president of Norwegian continental shelf field development Ivar Aasheim.
Tilsvarende er man kommet et skritt videre i målsettingen om å kunne halvere tiden fra funn til produksjon, sier Ivar Aasheim, direktør for Feltutvikling på norsk sokkel.
In the course of June everything will set for the installation of the seabed template, so that the project can commence drilling in August.
I løpet av juni vil alt være klart for å installere havbunnsrammen, slik at prosjektet kan starte boring i august.
The template is the first one built that has its basis in a standard catalogue for subsea equipment, which was compiled in collaboration with the suppler industry.
Rammen er den første som er bygget på grunnlag av en standardkatalog for undervannsutstyr, som er utarbeidet i samarbeid med leverandørindustrien.
This catalogue will be used for the forthcoming fast-track developments.
Katalogen skal benyttes ved kommende hurtigutbygginger.
Visund South will be installed on the field in conjunction with the Marulk development, which Statoil is carrying out now on behalf of operator Eni.
Visund Sør vil bli installert på feltet i tilknytning til Marulk-utbyggingen, som Statoil bygger for operatøren Eni.
Volumes: 67 million barrels oil equivalents (1/3 oil and 2/3 gas)
Volumer: 67 millioner fat oljeekvivalenter (1/3 olje og 2/3 gass)
Estimated lifetime: More than 15 years
Antatt levetid: Mer enn 15 år
Partners: Statoil (operator – 53.2%), Total (7.7%), Petoro (30.0%) and ConocoPhillips (9.1%)
Partnere: Statoil (53,2 prosent) (operatør), Total (7,7), Petoro (30,0) og ConocoPhillips (9,1)
Facts about Visund South:
Fakta om Visund Sør:
Visund South is located between the Visund and Gullfaks (left) fields.
Visund Sør ligger mellom feltene Gullfaks (t.v.) og Visund.
(Photos: Ole Jørgen Bratland)
(Alle foto: Ole Jørgen Bratland)
“Statoil has evolved from mainly a Norwegian player into a global company well situated in the most attractive areas worldwide.
- Statoil har gått fra å være i hovedsak en norsk aktør til å bli et globalt selskap godt posisjonert i de mest attraktive områdene i verden.
We have developed a sharper profile and today are strongly positioned as a technology-driven upstream company.
Vi har utviklet en spissere profil og framstår i dag som et teknologifokusert oppstrømsselskap.
This is where we are at our best,” says Statoil’s chief executive Helge Lund, looking back on the past decade.
Det er her vi mener vi er best, sa konsernsjef Helge Lund i et tilbakeblikk på tiåret.
“Since the stock exchange listing in 2001 the company has undergone sweeping changes, but we have maintained the same foundation throughout the period,” Lund emphasises.
Siden børsnoteringen i 2001 har selskapet gjennomgått store endringer, men vi har hatt det samme fundamentet gjennom hele perioden, understreket Lund.
”Safe and effective operations represent the backbone of our enterprise.
- Sikre og effektive operasjoner er den viktigste forutsetningen for vår virksomhet.
Competence, technology and innovation are still our key competitive advantages.
Fortsatt er kompetanse, teknologi og innovasjon blant våre viktigste konkurransefortrinn.
And our focus on the Norwegian continental shelf (NCS) combined with international ambitions add value in the long term,” Lund says.
Og kombinasjonen av satsing både i Norge og internasjonalt ligger til grunn for vår langsiktige verdiskapning, sa Lund.
Through the merger with Hydro’s oil and gas division the company strengthened the basis for further development on the NCS and its international competitiveness.
Gjennom fusjonen med Hydro olje- og gass styrket selskapet grunnlaget for videre utvikling av norsk sokkel og den internasjonale konkurransekraften.
In addition the company has over the past ten years undertaken other transactions and structural initiatives that have bolstered its operations, such as the stock exchange listing of the fuel and retail (petrol station) business.
I tillegg har selskapet gjennom de siste ti årene foretatt andre transaksjoner og strukturelle grep som har styrket virksomheten, slik som børsnoteringen av bensinstasjonsvirksomheten.
Chief executive Helge Lund took a retrospective look at the rapid development that has taken place since the company was listed in June 2001.
Konsernsjef Helge Lund tok et tilbakeblikk på den rivende utviklingen i selskapet siden børsnoteringen i juni 2001.
Lund emphasised that Statoil has delivered strong and competitive returns to its shareholders over the past decade compared with its international peers.
Lund trakk fram at Statoil har levert sterk og konkurransedyktig avkastning til aksjonærene i tiårsperioden sammenlignet med internasjonale konkurrenter.
“The NCS is not just a mature region – it also represents new and exciting high-potential frontier areas.
- Norsk sokkel er ikke bare et modent område, det er også nye spennende, uutforskede områder med stort potensial.
We recently made one of the most important discoveries in the past ten years on Skrugard in the Barents Sea.
Vi gjorde nylig et av de viktigste funnene på ti år på Skrugard i Barentshavet.
We regard this as a breakthrough for our exploration model,” Lund maintained.
Vi ser dette som et gjennombrudd for vår letemodell, framholdt Lund.
Statoil has a portfolio of existing and future projects on the NCS that are internationally competitive, with break-even prices of USD 40-50 per barrel.
Statoil har en portefølje med eksisterende og fremtidige prosjekter på norsk sokkel som er internasjonalt konkurransedyktige med break even priser på 40 – 50 USD per fat.
The company continues to make discoveries and will prioritise exploration in the North, Norwegian and Barents seas also in the future.
Selskapet gjør fortsatt funn og vil fortsatt prioritere leting både i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
In the Barents Sea the Skrugard discovery holds promise of a new Norwegian petroleum province.
I Barentshavet gir Skrugardfunnet håp om en ny norsk petroleumsprovins.
Statoil recently got access to new attractive acreage in the area and looks forward to learning more about areas that may become available after the signing of the maritime delimitation treaty with Russia on 7 June this year.
Statoil har nylig fått tilgang til nye attraktive arealer i området og ser frem til å få mer kunnskap om områder som kan gjøres tilgjengelig etter signeringen av delelinjeavtalen med Russland 7. juni i år.
Minister of Petroleum and Energy Ola Borten Moe participated during the celebration of Statoil’s anniversary at Oslo Stock Exchange.
Olje- og energiminister Ola Borten Moe deltok under markeringen av Statoils jubileum på Oslo Børs.
In the past six months Statoil has announced safe start-up of production both on Peregrino offshore Brazil and the Leismer demonstration project in the Canadian oil sands.
Statoil har det siste halvåret kunne annonsere sikker oppstart av produksjonen både på Peregrino utenfor Brasil og av demonstrasjonsprosjektet Leismer i canadisk oljesand.
When Peregrino reaches plateau production next year Statoil will be one of the largest operators in Brazil, second only to Petrobras.
Når Peregrino når platåproduksjon neste år er Statoil nest største operatør i Brasil etter Petrobras.
Positive discoveries in Peregrino South have confirmed that Peregrino also has a considerable upside potential.
At det finnes et betydelig oppsidepotensial i Peregrino er bekreftet gjennom positive funn i Peregrino Sør.
Statoil has acquired a leading position within exploration and future increased production in the Gulf of Mexico, and is one of the largest licensees in the area.
Statoil har tatt en ledende posisjon for leting og fremtidig økt produksjon i Mexicogolfen og er en av de største lisenshaverne i området.
In addition the company has secured attractive exploration acreage in areas such as Brazil, Indonesia, the African east coast, the Faroe Islands, Greenland, Alaska, Canada, and in the Caspian Sea.
I tillegg har selskapet sikret seg attraktive letearealer i områder som Brasil, Indonesia, østkysten av Afrika, Færøyene, Grønland, Alaska, Canada og i det Kaspiske hav.
In Angola, negotiations are underway regarding final contract conditions after Statoil was assigned the operatorship of two blocks and participation in three blocks in pre-salt areas in the region.
I Angola pågår forhandlinger om de endelige kontraktsbetingelsene etter at Statoil ble utpekt som operatør for to blokker og deltagelse i 3 blokker i pre-salt områdene i Angola.
This is a frontier province with a great potential and with geological similarities to the pre-salt areas in Brazil.
Dette er et uutforsket område med stort potensial og hvor vi ser geologiske likheter til pre-salt områdene i Brasil
Pazflor in Angola came on stream in the second half of 2011 and unconventional gas production in North America is gradually increasing.
Pazflor i Angola starter produksjon i løpet av andre halvår i 2011 og produksjonen innenfor ukonvensjonell gass i Nord-Amerika økes gradvis.
Statoil is preparing for potential operatorship in the Eagle Ford shale in Texas over the next couple of years.
Statoil forbereder seg på å kunne bli operatør i Eagle Ford-området i løpet av et par år.
A great number of projects are now being matured toward investment decisions and represent part of the basis for further growth.
En lang rekke prosjekter modnes nå fram mot investeringsbeslutninger og er en del av grunnlaget for veksten videre.
Some financial facts:
Noen økonomiske størrelser:
* Net pre-tax operating income from Statoil-operated fields totals more than NOK 3,000 billion over the past 10 years.
* Driftsresultatet før skatt fra Statoil-opererte felt beløper seg til over 3 000 milliarder kroner gjennom de siste 10 årene.
Fields where Statoil is a partner have generated another NOK 1,500 billion in pre-tax operating income
Felt der Statoil er partner har generert ytterligere 1 500 milliarder kroner i driftsresultat før skatt
* Accrued taxes for Statoil-operated fields total more than NOK 1,500 billion since 2001
* Påløpt skatt i Statoil-opererte felt er på mer enn 1 500 milliarder kroner siden 2001
* A total of more than NOK 750 billion have been invested in the NCS over the past 10 years – with about half of this invested in Statoil-operated fields.
* Det er investert til sammen mer enn 750 milliarder kroner på norsk sokkel de siste 10 årene, om lag halvparten av dette i Statoil-opererte felt.
Exploration investments come in addition to this
I tillegg kommer alle investeringene i leting
Torgrim Reitan, chief financial officer, rang the bell marking Statoil’s first ten years on the stock exchange.
Torgrim Reitan, konserndirektør for økonomi og finans, svingte bjellen og markerte Statoils første ti år på børs.
(Photo: Øyvind Hagen).
(Foto: Øyvind Hagen)
“We have achieved many milestones at Leismer in the past year, including regulatory approvals, a safe startup of operations and now this significant production milestone,” said Lars Christian Bacher, President of Canadian Operations.
– Vi har nådd mange milepæler i Leismer-prosjektet det siste året, inkludert myndighetsgodkjenninger, sikker oppstart av driften og nå denne store produksjonsmilepælen, sier Lars Christian Bacher, direktør for Statoil Canada.
Lars Christian Bacher, President of Canadian Operations.
Lars Christian Bacher, direktør for Statoil Canada.
First oil at LDP was achieved in January 2011 and is expected to ramp up to its rated capacity of 18,800 barrels per day within 24 months.
Planen er å trappe opp produksjonen til den forventede kapasiteten på 18.800 fat per døgn i løpet av 24 måneder.
Statoil’s Kai Kos Deh Seh project includes four oil sands leases in the Athabasca region of Northeast Alberta: Leismer, Corner, Hangingstone and Thornberry.
Statoils prosjekt Kai Kos Deh Seh består av de fire oljesandlisensene Leismer, Corner, Hangingstone og Thornberry i Athabasca-regionen nordøst for Alberta.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,674,031 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.674.031 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 133.32 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 133,32 kroner.
Following this, the share saving plan has 6,404,627 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.404.627 aksjer.
“Gas compression on the seabed represents an important advance in technology, and once again, Statoil is leading the way for development of new technology.
– Gasskompresjon på havbunnen er et viktig teknologisprang, og Statoil går nok en gang i front for å utvikle ny teknologi.
This is one of our most important measures for improving recovery from existing fields,” says Siri Espedal Kindem, Statoil’s vice president of technology.
Dette er et av våre viktigste tiltak for å øke utvinningen fra eksisterende felt, sier Siri Espedal Kindem, teknologidirektør i Statoil.
Since 2008, Statoil and its partners have worked with Framo Engineering to develop technology for compressing wet gas on the seabed.
Siden 2008 har Statoil og partnerne samarbeidet med Framo Engineering om å utvikle teknologi for kompresjon av våtgass på havbunnen.
Statoil has now decided to take the concept a step further on the Gullfaks South subsea field.
Nå har Statoil besluttet å gå videre med konseptet på havbunnsfeltet Gullfaks Sør.
“This could increase production from the field by three billion cubic metres of gas, which means a six per cent increase in recovery,” says Ivar Aasheim, head of Field Development on the Norwegian shelf.
Dette vil kunne øke produksjonen fra feltet med tre milliarder kubikkmeter gass, noe som betyr en økning i utvinningen med seks prosent, sier Ivar Aasheim, direktør for Feltutvikling på norsk sokkel.
The current field recovery rate is already 62 per cent.
I dag er utvinningsgraden på feltet allerede på 62 prosent.
The combination of subsea compression and conventional low pressure production in the later phases could lift the recovery rate to 74 per cent.
Kombinasjonen av havbunnskompresjon og konvensjonell lavtrykksproduksjon i en seinere fase, vil kunne løfte den til 74 prosent.
This means that compression is necessary in order to extract more gas, and to get the gas to the platform.
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å få opp mer gass, og for å få gassen fram til plattformen.