natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Exploration well 34/10-52 A was drilled to a vertical depth of 3,440 metres beneath the sea surface and terminated in the Middle Jurassic Drake formation.
Undersøkelsesbrønnen 34/10-52 A ble boret til et vertikalt dyp av 3440 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drake-formasjonen i midtre jura.
The 34/10-52 B sidetrack was drilled to a vertical depth of 3,580 metres beneath the sea surface to terminate in the Drake formation.
Sidesteget 34/10-52 B ble boret til et vertikalt dyp av 3580 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Drake-formasjonen.
The wells were drilled from Deepsea Atlantic, which will now be taken to land for modification work before continuing production drilling on Gullfaks South.
Brønnene ble boret av boreriggen Deepsea Atlantic, riggen skal til land for modifikasjonsarbeider før den fortsetter produksjonsboring på Gullfaks Sør.
The water depth in the area is 136 metres.
Havdypet i området er 136 meter.
Licensees in PL 050 are Statoil (operator) 70% and Petoro 30%.
Rettighetshaverne i PL050 er Statoil (operatør) (70 prosent) og Petoro (30 prosent).
“This confirms yet again that infrastructure-led exploration is important and yields highly commercial finds which can be brought on stream quickly,” says Tom Dreyer, exploration head for the northern North Sea.
– Dette bekrefter nok en gang at feltnær leting er viktig og gir funn med høy lønnsomhet som kan settes raskt i produksjon, sier Tom Dreyer, letesjef for Nordsjøen Nord.
02 September
02. september
107.586828
107,586828
4194.336093
4194,336093
Statoil expects a final investment decision in late 2012 and first oil in late 2016.
Statoil forventer at en endelig investeringsbeslutning vil bli tatt sent i 2012 og oppstart av oljeproduksjon sent i 2016.
The Bressay heavy oil project on the UK continental shelf is also progressing according to plan, one year behind Mariner, to ensure transfer of learning and synergies.
Framdriften i tungoljeprosjektet Bressay på britisk sokkel følger også utbyggingsplanen og ligger ett år etter Mariner for å sikre erfaringsoverføring og synergieffekter.
Peter Mellbye, Statoil’s executive vice president for Development and Production International
Peter Mellbye, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt
The Mariner and Bressay projects were presented at a press briefing by Statoil’s executive vice president for Development and Production International, Peter Mellbye, at SPE Offshore Europe 2011 in Aberdeen.
Mariner- og Bressay-prosjektene ble presentert på en pressekonferanse av Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt, Peter Mellbye, under SPE Offshore Europe 2011 i Aberdeen.
“After a period of uncertainty, I am proud to be able to say that we are back on track with the landmark Mariner and Bressay developments.
– Etter en periode med uvisshet er jeg stolt over å kunne si at de to viktige utbyggingsprosjektene Mariner og Bressay er tilbake på sporet.
To be able to once again move these projects forward is important for Statoil and its partners, as well as for the UK and for the Aberdeen region,” says Mellbye.
Det at vi kan gjenoppta utviklingen av disse prosjektene er viktig for Statoil og våre partnere, i tillegg til Storbritannia og Aberdeen-regionen, sier Mellbye.
The ultra-heavy oil projects will require pioneering technology in order to be developed.
Utbyggingen av disse feltene med ekstra tung olje vil kreve nyskapende teknologi.
Since its discovery thirty years ago, the Mariner field has been subject to a number of development studies by different operators.
Siden Mariner-feltet ble oppdaget for 30 år siden har det vært gjenstand for en rekke utviklingsstudier av forskjellige operatører.
Statoil is the first company ready to put forward a development concept that will fully address the complexities of this field, in particular related to reservoir management, recovery rates and project execution.
Statoil er det første selskapet som har klart å legge fram et utbyggingskonsept som tar for seg alle de komplekse sidene av feltet, spesielt med hensyn til reservoarstyring, utvinningsgrad og prosjektgjennomføring.
Statoil has extensive heavy oil experience, including the successful development of the Grane field in Norway and the Peregrino field in Brazil.
Statoil har omfattende erfaring med tungolje, blant annet den vellykkede utbyggingen av Grane-feltet i Norge og Peregrino-feltet i Brasil.
Because of the low well flow rates and early water break-through there is a need for many wells, artificial lift, and a process designed to handle large liquid rates and oil-water emulsions.
På grunn av den lave gjennomstrømningsmengden og tidlig vanninntrenging er det behov for mange brønner, kunstig løfting og en prosess som er utviklet for å håndtere store væskemengder og olje-/vannemulsjoner.
A total of 145 reservoir targets for production or injection are planned for Mariner.
Det er planlagt å bore i alt 145 reservoarmål for produksjon eller injeksjon på Mariner-feltet.
While the number of well slots at the platforms is less, this will be solved through use of multi-branch technology, sidetracks and reuse of slots.
Istedenfor mange brønnslisser på plattformene vil utfordringene bli løst ved bruk av flergrensteknologi, sidesteg og gjenbruk av slisser.
The Mariner and Bressay projects will entail a gross investment of roughly GBP 6 billion.
Mariner- og Bressay-prosjektene vil innebære en samlet investering på rundt 6 milliarder britiske pund.
Statoil estimates lasting employment of at least 700 individuals, mainly locals, directly involved in its operations, and the establishment of a new operations centre in Aberdeen.
Ifølge Statoils beregninger vil det bety fast arbeid for minst 700 personer, hovedsakelig lokalt ansatte, som vil bli direkte involvert i driften av feltene, og etablering av et nytt driftssenter i Aberdeen.
The indirect employment of numerous others in the supply and service sectors comes in addition to this.
I tillegg kommer den indirekte sysselsettingen av mange andre personer i forsynings- og servicebransjene.
Mariner rig PDQ and FSO vessel JPG 1 MB
Mariner rig PDQ and FSO vessel JPG 1 MB
Mariner and Bressay - landmark offshore UK development projects PDF 1 MB
Mariner and Bressay - landmark offshore UK development projects PDF 1 MB
Mariner field illustration
Illustrasjon av Mariner-feltet
The semi-submersible rig will be deployed to start drilling from Q3 2012.
Den halvt nedsenkbare boreriggen skal etter planen bli satt i oppdrag fra tredje kvartal i 2012.
Tim Dodson, Statoil’s executive vice president for Exploration
Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil
“With its many capabilities, West Hercules will contribute to maintaining a sustainable activity level of exploration, and also to execute on our company’s ambitious exploration strategy in the years to come,” says Tim Dodson, Statoil’s executive vice president for Exploration.
- West Hercules har mange unike egenskaper og vil kunne bidra til å opprettholde et bærekraftig aktivitetsnivå for leting og gi oss muligheten til å levere på vår ambisiøse letestrategi i årene fremover, sier konserndirektør for leting i Statoil, Tim Dodson.
Acquiring this rig is an important contribution to securing Statoil’s rig capacity.”
Denne rigganskaffelsen er et viktig bidrag i å sikre Statoil ytterligere riggkapasitet.
The daily rate for the rig is USD 490.000.
Dagrate for riggen er 490.000 amerikanske dollar.
A mobilisation fee of USD 50 million is also payable.
En mobiliseringsavgift på 50 millioner dollar kommer i tillegg.
The contract is for a fixed four-year period.
Kontraktsvarigheten er fire år.
Statoil has secured a one-year option on the same conditions.
Statoil har sikret seg ett års opsjon til samme vilkår.
“West Hercules is the first-available suitable rig which is already in operation.
- West Hercules er den første tilgjengelige egnede riggen som allerede er i drift.
This, together with its advanced capabilities such as deep waters, high pressure/high temperature and completion, has prompted Statoil to act on this opportunity.
Dette sammen med riggens egenskaper til å operere i dype farvann, ved høyt trykk/høy temperatur og komplettering har gjort at Statoil har gått for denne muligheten.
This modern rig will be complementary to our portfolio and bring us more flexibility.
Denne moderne riggen vil bli komplementær til vår portefølje og bringe oss ytterligere fleksibilitet.
It will be utilised on targeted wells internationally and on the NCS.”
Den vil bli benyttet til utvalgte brønner internasjonalt og på norsk sokkel.
West Hercules is a sixth generation, high specification, deep water, semi-submersible drilling unit, built in 2008.
West Hercules er en ultra-dypvanns halvt nedsenkbar høyspesifisert sjette generasjons rigg, bygget i 2008.
It has a high load carrying capacity and an efficient drilling floor layout with improved safety and working environment measures.
Den har høy bæreevne og et effektivt dekkområde designet for forbedret sikkerhet og arbeidsmiljø.
West Hercules can run parallel drilling operations and is designed with a dynamic positioning system and a water depth capacity up to 3,000 metres.
West Hercules kan gjøre boreoperasjoner parallelt og er designet med dynamisk posisjoneringssystem og vanndypde-kapasitet på ned til 3000 meter.
West Hercules is expected to complete a three-year contract for Husky Oil China Ltd for operations off China in May 2012.
West Hercules er ventet å fullføre sin treårige kontrakt med Husky Oil China Ltd for operasjoner utenfor kysten av Kina i mai 2012.
Statoil has signed an agreement with North Atlantic Norway Ltd (Norwegian Branch), a company in the Seadrill group, for hire of the West Hercules rig for use on exploration prospects and production licences.
Statoil har signert en avtale med North Atlantic Norway Ltd, et selskap i Seadrill gruppen, for leie av riggen West Hercules til bruk på leteprospekter og produksjonslisenser.
“We’ve accordingly worked throughout the year to reduce the number of jobs queuing up to be done.”
Vi har derfor gjennom året jobbet for å redusere antall utestående oppgaver, sier områdedirektør Jannicke Nilsson i Nordsjøen Vest.
Action
Trapper opp vedlikeholdet
Statoil appointed an action team during the summer after the PSA identified seven non-conformances and two improvement items during audits of the Oseberg field centre and the Brage, Heimdal and Grane platforms.
I sommer satte Statoil ned en arbeidsgruppe etter at Petroleumstilsynet (Ptil) påpekte sju avvik og to forbedringspunkter etter tilsyn på Oseberg feltsenter og plattformene Brage, Heimdal og Grane.
Maintenance work on the Oseberg field centre.
Vedlikeholdsarbeid på Oseberg feltsenter.
"The team assessing the maintenance backlog has come up with a number of measures to close the non-conformances and improve the position,” says Nilsson.
Blant tiltakene er å utarbeide bedre måter å beregne nåværende og framtidig behov for vedlikehold.
“The gas leaks on these two fields occurred when the pressure layer in three-layer Coflon risers on the installations was breached,” explains Nilsson.
– Gasslekkasjene på Visund og Njord skjedde da det oppsto punktering av trykklaget i 3-lags Coflon stigerør på installasjonene.
“Our investigation found that these breaches on 9 and 24 April respectively could not have caused the actual risers to be ripped off, with an escalation into a major accident.”
Granskningen konkluderer med at punkteringene på stigerørene under hendelsene 9. og 24. april ikke kunne medføre en avriving av selve stigerøret og eskalering til en storulykke, sier Jannicke Nilsson.
Statoil and the PSA identify the same immediate and underlying causes of the incidents.
Statoil og Ptil finner de samme utløsende og bakenforliggende årsaker til hendelsene.
These relate primarily to the way the group has organised servicing of flexible risers, a lack of governing documentation and a need for further training.
I hovedsak dreier dette seg om hvordan vi har organisert ivaretakelsen av fleksible stigerør, mangler ved styrende dokumentasjon, samt behov for ytterligere opplæring.
Jannicke Nilsson is head of the North Sea west cluster.
Områdedirektør Jannicke Nilsson i Nordsjøen Vest.
"There'll always be some outstanding maintenance, but we shared the dissatisfaction expressed by the Petroleum Safety Authority Norway (PSA) over its scope,” says Jannicke Nilsson, head of operations North Sea west.
– Vi vil alltid ha noe utestående vedlikehold, men i likhet med Petroleumstilsynet var vi ikke fornøyd med omfanget.
Gareth Burns, senior vice president for Exploration strategy and business development in Statoil
Gareth Burns, direktør for strategi og forretningsutvikling i leting i Statoil
Both licences are located in the Camamu-Almada basin offshore Brazil.
Begge lisenser ligger i Camamu-Almada-bassenget utenfor kysten av Brasil.
The transaction is subject to approval by Brazilian authorities and other conditions to closing.
Transaksjonen forutsetter godkjennelse fra brasilianske myndigheter samt andre standardvilkår.
“This transaction is part of Statoil’s continued optimisation process to maximise value and reduce portfolio risk,” says Gareth Burns, senior vice president for Exploration strategy and business development in Statoil.
- Denne transaksjonen er en del av Statoils fortsatte optimaliseringsprosess for å maksimere verdi og redusere porteføljerisiko, sier Gareth Burns, direktør (SVP) for strategi og forretningsutvikling i leting i Statoil.
The BM-CAL-7 licence is operated by Petrobras with 60% equity, while Statoil has a 40% share.
Petrobras er operatør for lisens BM-CAL-7, og har 60 prosents andel, mens Statoil har 40 prosents andel.
BM-CAL-10 is operated by Statoil with 60% equity and Petrobras holds 40%.
Statoil er operatør for lisens BM-CAL-10 med en andel på 60 prosent, mens Petrobras har 40 prosents andel.
Statoil is the operator of the Peregrino field offshore Brazil that started production in April this year.
Statoil er operatør av Peregrino-feltet utenfor kysten av Brasil, som kom i drift i april i år.
The company holds several exploration licences offshore Brazil and has participated in four discoveries in the last 12 months, including the Gavea pre-salt and the Peregrino South discovery.
Selskapet har flere letelisenser på brasiliansk sokkel og har deltatt i fire funn det siste året, blant annet pre-salt funnet Gavea og Peregrino South.
Gran Tierra Energy is an international oil and gas company, headquartered in Calgary, Canada.
Gran Tierra Energy er et internasjonalt olje- og gasselskap med hovedkontor i Calgary, Canada.
Gran Tierra Energy holds interests in producing and prospective properties in Colombia, Argentina, Peru, and Brazil.
Gran Tierra Energy har eierinteresser i produserende og prospektive områder i Colombia, Argentina, Peru og Brasil.
Sugarloaf Mountain in Rio de Janeiro, Brazil.
Sugarloaf Mountain i Rio de Janeiro.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,472,252 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.472.252 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 128.18 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 128,18 kroner.
The two new compressors form the final phase of the planned capacity expansion on Troll A.
To nye kompressorer er siste del av de planlagte kapasitetsutvidelsene på Troll A.
“A third of all gas capacity on the Norwegian continental shelf (NCS) is produced on Troll A, making Troll the corner stone of gas supplies to the continent.
– En tredjedel av all gasskapasiteten på sokkelen produseres fra Troll A, noe som gjør Troll til en hjørnestein for gassforsyningen til kontinentet.
This will be the case for many years to come,” says Hans Jakob Hegge, senior vice president for operations North Sea east.
Slik vil det være i mange år framover, sier områdedirektør for Nordsjøen Øst, Hans Jakob Hegge.
Hans Jakob Hegge, senior vice president for operations North Sea east
Hans Jakob Hegge, områdedirektør for Nordsjøen Øst
As a gas producer, Troll has a production capacity and lifetime that far exceeds those of the other NCS fields.
Troll som gassprodusent har en produksjonskapasitet og en levetid som langt overstiger alle andre felt på norsk sokkel.
The new compressors also prepare the way for the tie-in of gas from Troll West once the oil production has come to an end.
De nye kompressorene legger også til rette for inntrekning av gass fra Troll vest etter at oljeproduksjonen er ferdig.
“The Troll field is the major powerhouse on the NCS and is important to Norway’s position as a reliable supplier of gas to continental Europe,” says Hegge.
– Troll-feltet er den store muskelen på norsk sokkel, og viktig for Norges posisjon som en trygg leverandør av gass til kontinentet.
“Troll A holds the capacity to deliver more gas than the Troll owners plan to export, and can therefore deliver when other fields have to withhold production.
Troll A har kapasitet til å levere mer gass enn det Troll-eierne selv planlegger å eksportere, og kan derfor levere når andre felt må holde tilbake produksjon.
In this way the Troll field secures the delivery commitments of other fields.”
På den måten sikrer Troll leveringsforpliktelsene fra andre felt, sier Hegge.
The Troll A platform has been developed in several phases.
Troll A-plattformen er bygget ut i flere trinn.
Troll A is an environmentally friendly platform and its new compressors will be operated by means of land-based power supply.
Troll A er en miljøvennlig plattform og de nye kompressorene vil bli drevet med kraftforsyning fra land.
The compressors are necessary because reservoir pressure drop as the gas is extracted and they ensure that the Troll gas can be transported into the Kollsnes processing plant.
Kompressorene er nødvendig fordi trykket i reservoaret synker ettersom gassen tas ut, og de sørger for at gassen fra Troll transporteres inn til prosessanlegget på Kollsnes.
The gas is then forwarded to the continent.
Der i fra sendes gassen videre til kontinentet.
Troll delivers gas equivalent to the annual consumption of ten million European households.
Troll leverer gass tilsvarende ti millioner europeiske husholdninger sitt årlige forbruk.
The reserves on this major field account for 48% of the remaining gas reserves on the NCS.
Reservene på dette store feltet utgjør 48 prosent av gjenværende gassreserver på norsk sokkel.
Troll partners: Petoro (56 %), Statoil (30.58 %), Norske Shell (8.10 %), Total E&P Norge (3.69 %), ConocoPhillips Skandinavia (1.62 %)
Eiere i Troll: Petoro (56 prosent), Statoil (30,58), Norske Shell (8,10), Total E&P Norge (3,69) og ConocoPhillips Skandinavia (1,62)
The Prospectus is available at www.statoil.com/scrip, where hard copies may also be ordered.
The Prospectus is available at www.statoil.com/scrip, where hard copies may also be ordered.
Subscription period: The subscription period for the Dividend Issue will commence at 09:00 a.m.
Subscription period: The subscription period for the Dividend Issue will commence at 09:00 a.m.
CEST on 29 August 2016 and expire at 23:59 p.m.
CEST on 29 August 2016 and expire at 23:59 p.m.
CEST on 9 September 2016 (the "Subscription Period").
CEST on 9 September 2016 (the "Subscription Period").
Subscription procedures: Subscriptions for Dividend Shares can be made electronically via VPS' online subscription system.
Subscription procedures: Subscriptions for Dividend Shares can be made electronically via VPS' online subscription system.
A link to the subscription system can be found on www.statoil.com/scrip.
A link to the subscription system can be found on www.statoil.com/scrip.
DNB Bank ASA, Registrars Department (tel.: +47 23 26 80 20) is acting as Receiving Agent for the Dividend Issue.
DNB Bank ASA, Registrars Department (tel.: +47 23 26 80 20) is acting as Receiving Agent for the Dividend Issue.
Contact persons:
Contact persons:
Peter Hutton, senior vice president for investor relations, Tel: +44 7881 918 792
Peter Hutton, senior vice president for investor relations, Tel: +44 7881 918 792
Morten Sven Johannessen, vice president for investor relations USA, Tel: +1 203 570 2524
Morten Sven Johannessen, vice president for investor relations USA, Tel: +1 203 570 2524
All four were launched in January 2010.
Alle fire ble lansert i januar 2010.
“Getting a green light for the first part of the portfolio represents an important milestone for us,” says Halfdan Knudsen, who heads Statoil’s fast-track developments off Norway.
– At første del av porteføljen nå er godkjent, er en viktig milepæl for oss.
Three out of four discoveries on the Norwegian continental shelf (NCS) have been classified as small since 2007.
Siden 2007 er tre av fire funn på norsk sokkel blitt klassifisert som små.
Most are eligible for the fast-track portfolio if they can be tied back to existing production facilities (see fact box).
De fleste av disse kan inngå i porteføljen for hurtigutbygging forutsatt at de kan kobles opp mot eksisterende produksjonsanlegg (se faktasak).
Template
Vigdis nordøst
Vigdis North-East is to be developed with a four-slot seabed template tied back to Snorre A, which stands about seven kilometres away.
Vigdis nordøst-feltet skal bygges ut med en havbunnsramme med fire brønner, som knyttes opp mot Snorre A om lag sju kilometer unna.
The Snorre area of the North Sea possesses established infrastructure as well as spare processing capacity on the installations.
Snorre-området har etablert infrastruktur og ledig prosesseringskapasitet på installasjonene.
Oil and gas flowing from Vigdis North-East will be carried in a new pipeline to an existing template on Vigdis B and then on to Snorre A.
Transport av produsert olje og gass vil skje via en ny rørledning til en eksisterende havbunnsramme på Vigdis B og videre til Snorre A
Injection
Stjerne
Earlier called Katla, Stjerne will also be developed with a four-slot subsea template.
Stjerne, tidligere kalt Katla, skal også bygges ut med en havbunnsramme med fire brønner.
Two wells will produce, while the others are for water injection to help maintain reservoir pressure.
To av dem skal produsere olje og gass, mens de to andre brønnene skal injisere vann i reservoaret som trykkstøtte.
“The first four fields with approved PDOs will give us experience and allow us to stake out a continued commitment to fast-track developments,” says Knudsen.
– De fire første feltene hvor PUD nå er godkjent, vil gi oss erfaring og tråkke opp løypen for den videre satsingen på hurtigutbygginger, sier Knudsen.
Location: Tampen area of the Norwegian North Sea
Beliggenhet: Nordsjøen, i Tampen-området
Recoverable volumes: 25 million barrels of oil equivalent
Utvinnbare volumer: 25 millioner fat oljeekvivalenter
Investment: NOK 4.2 billion in current money
Investeringer: 4,2 milliarder NOK løpende
Discovered: 2009
Funnet: 2009
Due on stream: 2012-13
Produksjonsstart: 2012/2013
Licensees: Statoil (operator) 41.5%, Petoro 30%, ExxonMobil 10%, Idemitsu 9.6%, Total 5.6% and RWE Dea Norge 2.8%
Partnere: Statoil (operatør) (41,5 prosent), Petoro (30,0), ExxonMobil E&P Norway (10,0), Idemitsu (9,6), Total (5,6) og RWE Dea Norge AS (2,8)
Stjerne
Stjerne
Location: 13 kilometres south-west of Oseberg South in the Norwegian
Beliggenhet: Nordsjøen, 13 km sørvest for Oseberg sør
North SeaRecoverable volumes: 45 million barrels of oil equivalent
Utvinnbare volumer: 45 millioner fat oljeekvivalenter
Investment: NOK 5.4 billion in current money
Investeringer: 5,4 milliarder NOK løpende
Due on stream: 2013
Produksjonsstart: Planlagt til 2013
Licensees: Statoil (operator) 49.3%, Petoro 33.6%, Total E&P Norge 10%, ExxonMobil E&P Norway 4.7% and ConocoPhillips Skandinavia 2.4%
Partnere: Statoil (49,3 prosent) (operatør), Petoro (33,6), Total E&P Norge (10,0), ExxonMobil E&P Norway (4,7) og ConocoPhillips Skandinavia (2,4).
Vigdis North-East
Vigdis nordøst
The Ministry of Petroleum and Energy has given the nod for the two fields today, 16 September, after approving Hyme and Visund South PDOs in June.
Hyme og Visund sør ble begge godkjent i juni.
This information is subject of the disclosure requirements pursuant to section 5-12 of the Norwegian Securities Trading Act
Denne opplysningen er informasjonspliktig etter verdipapirhandelloven §5-12
Following this, the share saving plan has 7,193,851 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 7.193.851 aksjer.