natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“We see that our efforts have yielded results, and we are focused on reaping the full benefits of this in a way that ensures a sustainable and profitable utilisation of the resources in the Snorre and Johan Castberg fields.
– Vi ser at arbeidet gir resultater, og vi er opptatt av å dra full nytte av dette på en måte som sikrer en forsvarlig og lønnsom utnyttelse av ressursene i Snorre- og Johan Castberg-feltene.
The recent decline in oil prices emphasises this,” Aasheim says.
Den siste tids fall i oljepris understreker dette, understreker Aasheim.
Further improvements needed on the Johan Castberg field
Ytterligere forbedringer nødvendig på Johan Castberg
The Johan Castberg partnership has decided to postpone the decision to continue, the so-called DG2, until the second half of 2016, with expectations for an investment decision in 2017.
Partnerskapet i Johan Castberg har vedtatt å utsette beslutning om videreføring, såkalt DG2, til andre halvår 2016, med forventet investeringsbeslutning i 2017.
The Johan Castberg licence has achieved significant cost reductions in recent years, but the companies see further potential.
Johan Castberg-lisensen har de siste årene oppnådd betydelige kostnadsreduksjoner, men selskapene ser et ytterligere potensial.
Ivar Aasheim, Statoil’s senior vice president for field development on the NCS.
Ivar Aasheim, direktør for feltutvikling på norsk sokkel.
“We have made significant progress in reducing costs for Johan Castberg.
– Vi har gjort betydelige fremskritt med å redusere kostnadene for Johan Castberg.
However, current challenges in relation to costs and oil prices require us to spend more time to ensure that we extract the full benefit of the implemented measures,” Aasheim says.
Dagens utfordringer knyttet til kostnader og oljepris gjør at vi må ta oss mer tid for å sikre at vi får full uttelling på tiltakene som er iverksatt, sier Aasheim.
At the same time, studies are continuing on the alternatives for an oil infrastructure in the Barents Sea, by a group of operators in the area including Statoil, Lundin Norway, Eni and OMV.
Samtidig fortsetter en gruppe operatører i området, inkludert Statoil, Lundin Norway, Eni og OMV, å studere alternativer for oljeinfrastruktur i Barentshavet.
The aim is to assess the foundation for an onshore terminal that could support multiple fields in the Barents Sea
Målet er å vurdere grunnlaget for en landterminal som kan støtte flere felt i Barentshavet.
Major investments in Snorre 2040
Store investeringer i Snorre 2040
The Snorre partnership has decided to extend the progress plan for Snorre 2040.
Partnerskapet i Snorre har besluttet å utvide fremdriftsplanen for Snorre 2040.
The new schedule for the preliminary decision to implement (DG2) is the fourth quarter of 2016.
Nytt tidspunkt for foreløpig beslutning om gjennomføring (DG2) er fjerde kvartal 2016.
Snorre is one of the fields with the largest remaining oil resources on the Norwegian continental shelf.
Snorre er et av feltene med størst gjenværende oljeressurser på norsk sokkel.
The subsurface is complex, and major investments will be required to produce the resources.
Undergrunnen er kompleks og det vil kreve store investeringer å utvinne ressursene.
High investments in combination with challenging profitability characterise the Snorre field’s further development leading up to 2040.
Høye investeringer kombinert med utfordrende lønnsomhet er et kjennetegn for videreutviklingen av Snorre-feltet frem mot 2040.
Systematic work has taken place over several years to find the right solution for this project.
Gjennom flere år er det arbeidet for å finne den rette løsningen for prosjektet.
The conclusion is that more time is needed for the owners to reduce investment costs and improve the understanding of the reservoir.
Det er nå klart at eierne trenger mer tid for å redusere investeringskostnadene og få bedreinnsikt i reservoaret.
The licensees have an ambition to increase the recovery rate on the Snorre field.
Rettighetshaverne har en ambisjon om å øke utvinningsgraden på Snorre-feltet.
The existing infrastructure has a given technical lifespan, and this will be decisive in the planning of Increased Oil Recovery (IOR) measures.
Eksisterende infrastruktur har en gitt teknisk levetid og dette vil være avgjørende for planleggingen av tiltak for økt oljeutvinning (IOR-tiltak).
The Snorre 2040 project works systematically to extend the lifespan for existing facilities, and to limit any loss of production due to the revised progress plan.
Snorre 2040-prosjektet jobber systematisk for å utvide levetiden på eksisterende innretninger og for å begrense mulig tapt produksjon som følge av den reviderte fremdriftsplanen.
The selected concept to construct a new platform, Snorre C, forms the basis for the work leading up to a new time for the decision point, which is 4Q 2016.
Det valgte konseptet om å bygge en ny plattform, Snorre C, ligger til grunn for arbeidet frem mot nytt beslutningstidspunkt i fjerde kvartal 2016.
A final investment decision is scheduled for 4Q 2017, with production start in 4Q 2022.
Endelig investeringsbeslutning planlegges i løpet av fjerde kvartal 2017 og produksjonsoppstart i løpet av fjerde kvartal 2022.
Reserves in the Snorre field are currently estimated at 1.63 billion barrels of oil.
Reserveanslaget på Snorre-feltet er i dag 1,63 milliarder fat olje.
The original estimate, when the plan for development and operation (PDO) was submitted in 1989, was around 760 million barrels of oil.
Opprinnelig anslag ved innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD) i 1989 var om lag 760 millioner fat olje.
By means of a number of IOR measures and use of new technology, the recoverable reserves have more than doubled.
Ved hjelp av en rekke tiltak for økt oljeutvinning (IOR) og bruk av ny teknologi er utvinnbare reserver mer enn fordoblet.
Today the expected recovery rate is 47%, but through the Snorre 2040 project, the owners have an ambition to increase this even more.
I dag er forventet utvinningsgrad 47 prosent, men eierne har gjennom Snorre 2040-prosjektet et ønske om å øke denne ytterligere.
(Illustration: Sentinel Marine)
(Illustrasjon: Sentinel Marine)
Sentinel Marine is an Aberdeen-based company, owning and operating offshore support vessels in the oil and gas marine industry.
Sentinel Marine er et Aberdeen-basert selskap som eier og driver støttefartøy i olje- og gassindustrien.
The new 65 metre ship, to be named “Mariner Sentinel”, will be custom built for Statoil and provide emergency cover, oil spill response preparedness and tanker assist capabilities for the Mariner field.
Det nye 65 meter lange skipet, som får navnet “Mariner Sentinel”, vil bli skreddersydd for Statoil og skal sikre beredskapsdekning, oljevernberedskap og tankskipstøtte for Mariner-feltet.
The ERRV contract with Sentinel Marine has a fixed duration of five years, commencing in July 2016, and also includes five one-year extension options.
ERRV-kontrakten med Sentinel Marine har en fast varighet på fem år med oppstart fra juli 2016, og omfatter fem opsjoner på ett år hver.
“This is an important contract award in our preparations for safe and efficient operations on Mariner,” says Gunnar Breivik, managing director of Statoil Production UK.
– Dette er en viktig kontraktstildeling i forberedelsene for sikker og effektiv drift på Mariner, sier Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
Gunnar Breivik, managing director of Statoil Production UK.
Gunnar Breivik, direktør for Statoil Production UK.
“The emergency and rescue vessel plays a key role in our safety and emergency preparedness plan.
– Beredskaps- og redningsfartøyet spiller en viktig rolle i våre planer for sikkerhet og beredskap på feltet.
We are pleased with the flexible and cost-effective solution Sentinel Marine is offering, and we are looking forward to working with them as a partner in the operational phase.
Vi er fornøyd med den fleksible og kostnadseffektive løsningen som Sentinel Marine tilbyr, og vi ser fram mot å samarbeide med dem som partner i driftsfasen.
“Mariner Sentinel” will carry mechanical oil spill response equipment and contribute to a strengthening of the emergency preparedness capacity also on a regional basis,” Breivik says.
Mariner Sentinel vil ha mekanisk oljevernutstyr om bord og vil bidra til å styrke beredskapskapasiteten også på regional basis, sier Breivik.
Hook-up and commissioning is expected to start in 2016.
Oppkobling- og ferdigstillingsarbeidet tar til i 2016.
“Mariner Sentinel” is expected to be delivered early in 2017.
Mariner Sentinel ventes å bli levert i begynnelsen av 2017.
From the summer of 2016 and until the new vessel is ready for operation, Sentinel Marine will provide another ERRV for emergency cover on Mariner.
Fra sommeren 2016 og fram til det nye fartøyet er klart for drift vil et annet beredskapsfartøy fra Sentinel Marine sørge for beredskapsdekning på Mariner.
Statoil is the operator of the Mariner field with 65.11% equity.
Statoil er operatør for Mariner-feltet med 65,11 prosents eierandel.
Co-venturers are JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
De andre partnerne er JX Nippon Exploration and Production (U.K.)
Mariner Sentinel illustration.
Mariner Sentinel illustrasjon.
(Illustration: Sentinel Marine) JPG 3 MB
(Illustrasjon: Sentinel Marine) JPG 3 MB
Grace Reksten Skaugen has at an early point in time informed the nomination committee that she does not wish to stand for re-election in 2015.
Grace Reksten Skaugen har på et tidlig tidspunkt informert valgkomiteen om at hun ikke ønsker å stille til gjenvalg i 2015.
Reksten Skaugen has been a board member in Statoil since 2002, and has in the recent years been deputy chair of the board and chair of the board’s compensation and executive development committee.
Reksten Skaugen har vært medlem av Statoils styre siden 2002, og har i de seneste år også vært styrets nestleder og leder for styrets kompensasjons- og lederutviklingsutvalg.
Since 2012, Rebekka Herlofsen has been the Chief Financial Officer in the Norwegian shipping company Torvald Klaveness.
Rebekka Herlofsen har siden 2012 vært CFO i det norske rederiet Torvald Klaveness.
She has broad financial and strategic experience from several corporations and board directorships.
Hun har omfattende finansiell og strategisk erfaring fra flere selskaper og ulike styreverv.
Herlofsen’s professional career began in the leading Nordic Investment Bank, Enskilda Securities, where she worked with corporate finance and equity analysis from 1995 to 1999.
Herlofsen begynte sin karriere i et av Nordens største meglerhus, Enskilda Securities, hvor hun arbeidet med corporate finance og analyse fra 1995 til 1999.
During the next ten years Herlofsen worked in the Norwegian shipping company Bergesen d.y.
De neste ti årene arbeidet hun i det norske rederiet Bergesen d.y.
Having been a previous board member in Noreco, she was appointed as the company’s Chief Financial Officer in 2011, before commencing her current role as Chief Financial Officer in Torvald Klaveness in 2012.
Som tidligere styremedlem i Noreco, ble hun i 2011 ansatt som CFO, før hun i 2012 begynte sitt nåværende arbeid som CFO i Torvald Klaveness.
Rebekka Glasser Herlofsen is a Norwegian citizen.
Rebekka Herlofsen er norsk statsborger.
The election to Statoil's board of directors takes place in the company's corporate assembly meeting, Wednesday 18 March 2015.
Valget til Statoils styre finner sted i selskapets bedriftsforsamling onsdag 18. mars 2015.
It is proposed that the election enters into effect from 19 March 2015, until the ordinary election of shareholder-representatives to the board of directors in 2016.
Det foreslås at valget får virkning fra 19. mars 2015 og fram til det ordinære valget av aksjonærrepresentanter til styret i 2016.
All enquiries to be directed through Statoil Corporate Press Office, Jannik Lindbæk, +47 977 55 622 .
Forespørsler formidles gjennom informasjonsdirektør i Statoil, Jannik Lindbæk, +47 977 55 622 .
The nomination committee in Statoil recommends that Rebekka Glasser Herlofsen is elected as new member of the board.
Valgkomiteen i Statoil ASA anbefaler at selskapets bedriftsforsamling velger Rebekka Glasser Herlofsen til nytt medlem av styret.
The drilling stoppage is expected to last for a minimum of six months.
Lengden på borestansen forventes å bli minimum seks måneder.
The Veslefrikk field in the North Sea.
Veslefrikk-feltet i Nordsjøen.
Astrid Sørensen, senior vice president for operations.
Astrid Sørensen direktør for Fellesoperasjoner.
The contract is worth roughly NOK 1.1 billion over a 5-year period.
1,1 milliarder kroner over en femårsperiode.
The Statfjord C platform in the North Sea.
Statfjord C-plattformen i Nordsjøen.
Johan Sverdrup field illustration
Feltillustrasjon Johan Sverdrup
The total cost of the power supply to phase 1 has been estimated at around NOK 6 billion (2015 value).
Den totale kostnaden for strøm til fase 1 på Johan Sverdrup er estimert til ca 6 milliarder kroner, 2015 kroner.
ABB will provide high-voltage direct current (HVDC) equipment that will transform the onshore grid’s alternating current (AC) to HVDC at the Haugsneset converter station before the current is transmitted in a 200-kilometre long direct current submarine cable to the Johan Sverdrup field centre.
ABB skal levere høyspennings likestrømsutstyr (HVDC = High Voltage Direct Current) som omformer landnettets vekselstrøm til likestrøm på omformerstasjonen på Haugsneset for deretter å bli overført i en 200 kilometer lang strømkabel til Johan Sverdrup-feltsenter.
On the riser platform the power will be transformed and converted to AC for field centre operations.
På stigerørsplattformen blir kraften omformet til vekselstrøm for å drifte feltsenteret.
The equipment will be delivered during the first half of 2017.
Utstyret skal leveres første halvår 2017
The Johan Sverdrup oil field will be operated by land-based power supply.
Oljefeltet Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land.
During the first phase of the field development a system will be established for supplying power from shore to production start late in 2019.
I første fase av utbyggingen av feltet skal det etableres et system som skal levere kraft fra land til produksjonsstart sent i 2019.
The first phase of the field development will also include all preparations needed to meet the power requirement of a full development of the Johan Sverdrup field as well as other fields on the Utsira High by 2022.
Den første fasen i utbyggingen av Johan Sverdrup vil også legge til rette for å dekke kraftbehovet for en full utbygging av Johan Sverdrup samt øvrige felt på Utsirahøyden innen 2022.
The contract award is subject to the Norwegian Parliament’s approval of the plan for development and operation of the Johan Sverdrup field in 2015.
Kontraktstildelingen forutsetter godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup feltet i Stortinget i 2015.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 8,507,021 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 8.507.021 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 134.56 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 134,56 kroner.
Following this, the share saving plan has 8,143,341 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8.143.341 aksjer.
The licence covers an area of approximately 8,300 square kilometres, adjacent to Statoil’s existing exploration acreage in the Aru and West Papua IV licences.
Lisensen dekker et område på rundt 8.300 kvadratkilometer, og grenser til Statoils tidligere tildelte lisenser Aru og West Papua IV.
Statoil will operate the licence with a 100% working interest.
Statoil skal være operatør for lisensen med en eierandel på 100 prosent.
“This is a low-cost access into a frontier area with considerable potential where Statoil is already present.
– Dette gir oss tilgang med lave kostnader til et uutforsket område med et betydelig potensial der Statoil allerede er til stede.
This position strengthens the optionality in Statoil’s long-term portfolio and secures potential upsides from our existing exploration acreage,” says Erling Vågnes, Statoil’s senior vice president for exploration in the Eastern hemisphere.
Denne posisjonen styrker valgmulighetene i Statoils langsiktige portefølje og sikrer et mulig oppsidepotensial i vårt leteareal, sier Erling Vågnes, Statoils direktør for leting på den østlige halvkule.
Statoil will initially collect seismic data during the first three years of the exploration period.
Statoil skal starte med å samle inn seismiske data i løpet av den første leteperioden på tre år.
The information obtained from the seismic survey will form the decision basis for Statoil’s next steps in the licence.
Den informasjonen som samles inn vil danne grunnlaget for en beslutning om Statoils videre steg i lisensen.
Map of the Aru Trough licence GIF 2 MB
Kart over Aru Trough-lisensen GIF 2 MB
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil.
Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
The Snefrid Nord discovery is located in the deep-water Vøring area in the immediate proximity of the three gas discoveries comprising the Aasta Hansteen field development: Luva, Haklang and Snefrid South.
Snefrid Nord-funnet ligger på dypt vann i Vøring-bassenget i umiddelbar nærhet av de tre gassfunnene som dekkes av Aasta Hansteen feltutbygging: Luva, Haklang og Snefrid Sør.
The discovery well 6706/12-2, drilled by Transocean Spitsbergen, proved a 105-metre gas column in the Nise Formation.
Letebrønn 6706/12-2, som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen, påviste en gasskolonne på 105 meter i Nise-formasjonen.
Statoil estimates the volumes in Snefrid Nord to be in the range of 31-57 million barrels of recoverable oil equivalent (o.e.).
Statoil anslår volumene i Snefrid Nord til å være i størrelsesorden 31-57 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (oe).
Statoil is drilling two exploration wells in the vicinity of Aasta Hansteen in 2015, with the aim of proving upside potential in the area.
Statoil skal bore to letebrønner i nærheten av Aasta Hansteen i 2015, med mål om å teste oppsidepotensial i området.
After completing Snefrid Nord, Transocean Spitsbergen will move to the neighbouring licence PL602 and drill an exploration well in the Roald Rygg prospect.
Etter at Snefrid Nord er fullført, skal Transocean Spitsbergen flytte seg til nabolisensen PL602 for å bore en letebrønn i Roald Rygg-prospektet.
“Near-field exploration is the main focus of our Norwegian continental shelf exploration programme in 2015.
– Feltnær leting er hovedprioritet i leteprogrammet vårt for norsk sokkel i 2015.
By proving additional timely resources, we extend the production life of our fields and create significant value,” explains Rummelhoff.
Ved å påvise ytterligere tidsriktige ressurser forlenger vi produksjonstiden på feltene våre og skaper betydelige verdier, forklarer Rummelhoff.
Torolf Christensen, Statoil vice president for the Aasta Hansteen project.
Torolf Christensen, Statoils direktør for Aasta Hansteen-prosjektet.
Aasta Hansteen will be the largest SPAR platform in the world and is the biggest ongoing field development project in the Norwegian Sea.
Aasta Hansteen får den største SPAR-plattformen i verden og er det største feltutbyggingsprosjektet som pågår i Norskehavet.
It is one of the main projects in Statoil’s portfolio.
Det er et av hovedprosjektene i Statoils portefølje.
The plan for development and operations (PDO) was approved by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy in 2013.
Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent av Olje- og energidepartementet i 2013.
Production start-up is expected in 2017.
Det ventes at produksjonen vil starte i 2017.
“The Snefrid Nord discovery makes the Aasta Hansteen development project more robust and prolongs the Aasta Hansteen production plateau.
– Snefrid Nord-funnet gjør utbyggingen av Aasta Hansteen mer robust og forlenger platåproduksjonen på Aasta Hansteen-feltet.
It will utilise both the Aasta Hansteen and the Polarled gas pipeline capacity,” says Torolf Christensen, Statoil vice president for the Aasta Hansteen project.
Det vil utnytte kapasiteten både på Aasta Hansteen og i gassrørledningen Polarled.
“The discovery will now be further evaluated for future tie-in to the Aasta Hansteen infrastructure.”
Funnet vil nå bli nærmere evaluert for framtidig tilkopling til infrastrukturen på Aasta Hansteen, sier Torolf Christensen, Statoils direktør for Aasta Hansteen-prosjektet.
Exploration well 6706/12-2 is situated in PL218 in the Norwegian Sea.
Letebrønn 6706/12-2 ligger i PL218 i Norskehavet.
Statoil is operator with an interest of 51%.
Statoil er operatør med en eierandel på 51 prosent.
The partners are Wintershall Norge AS (24%), OMV (Norge) AS (15%) and ConocoPhillips Skandinavia AS (10%).
De andre rettighetshaverne er: Wintershall Norge AS (24 prosent), OMV (Norge) AS (15 prosent) og ConocoPhillips Skandinavia AS (10 prosent).
For further details on the results of exploration wells 6706/12-2, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate >>
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 6706/12-2, henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet >>
Map of Snefrid North GIF 404 kB
Kart over Snefrid Nord GIF 403 kB
“The Snefrid Nord discovery increases the resource base for the Aasta Hansteen field development project by around 15%,” says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway in Statoil.
– Snefrid Nord-funnet øker ressursgrunnlaget for Aasta Hansteen feltutbyggingsprosjekt med rundt 15 prosent, sier Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
The group has a 30 per cent shareholding, with Hammerfest local authority, Hammerfest Næringsinvest, Siva and the Hammerfest Elverk power utility as the other owners.
Øvrige eiere er Hammerfest kommune, Hammerfest næringsinvest, Selskapet for Industrivekst (SIVA) og Hammerfest Elverk.
You can keep up with the progress of the Snøhvit project on Statoil's new web site – www.statoil.com/snohvit – currently in Norwegian only.
Utviklingen av Snøhvit-prosjektet kan følges på Statoils nye nettsted www.statoil.com/snohvit.
Reksten Skaugen had at an early point in time informed the nomination committee that she did not wish to stand for re-election in 2015.
Reksten Skaugen hadde på et tidlig tidspunkt informert valgkomiteen om at hun ikke ønsket å stille til gjenvalg i 2015.
Since 2012, Herlofsen has been the Chief Financial Officer in the Norwegian shipping company Torvald Klaveness.
Herlofsen har siden 2012 vært CFO i det norske rederiet Torvald Klaveness.
Herlofsen’s professional career began in the leading Nordic Investment Bank, Enskilda Securities, where she worked with corporate finance and equity analysis from 1995 to 1999.
Herlofsen begynte sin karriere i et av Nordens største meglerhus, Enskilda Securities , hvor hun arbeidet med corporate finance og analyse fra 1995 til 1999.
During the next ten years, Herlofsen worked in the Norwegian shipping company Bergesen d.y.
De neste ti årene arbeidet hun i det norske rederiet Bergesen d.y.
Having been a previous board member in Noreco, she was appointed as the company’s Chief Financial Officer in 2011, before commencing her current role as Chief Financial Officer in Torvald Klaveness, in 2012.
Som tidligere styremedlem i Noreco, ble hun i 2011 ansatt som CFO, før hun i 2012 begynte sitt nåværende arbeid som CFO i Torvald Klaveness.
Rebecca Glasser Herlofsen is a Norwegian citizen.
Rebekka Glasser Herlofsen er norsk statsborger.
The election enters into effect from 19 March 2015 until the ordinary election of shareholder representatives to the board of directors in 2016.
Valget ble gjort med virkning fra 19. mars 2015 og fram til det ordinære valget av styrets aksjonærrepresentanter i 2016.
The candidate was elected in accordance with the proposal from the nomination committee.
Kandidaten ble valgt i henhold til valgkomiteens innstilling.
Grace Reksten Skaugen withdraws from the position as a member of Statoil’s board of directors.
Grace Reksten Skaugen trer ut av vervet som styremedlem i Statoil.
Statoil's winning bids are subject to review and final approval by the authorities.
Budene betinger endelig godkjenning fra amerikanske myndigheter.
Jez Averty
Jez Averty