natgillin/translations-raw huggingface dataset:
(Photo: Anette Westgård)
(Foto: Anette Westgård)
Statoil and its partners in the Troll licence on the Norwegian continental shelf (NCS) decided last week to invest NOK 11 billion in two new compressors on Troll A.
Statoil og partnerne i Troll-lisensen besluttet forrige uke å investere 11 milliarder norske kroner i to nye kompressorer på Troll A-plattformen.
The two new compressors will enable Statoil to produce gas even faster and accelerate production at the Troll field by allowing for production with reduced wellhead pressure.
De to nye kompressorene vil gjøre det mulig for Statoil å produsere gass raskere og akselerere produksjonen på Troll-feltet ved å muliggjøre produksjon med redusert trykk på brønnhodet.
The compressors will enable the production of gas from the field all the way until 2063.
Kompressorene vil gjøre det mulig å produsere gass fra feltet helt fram til år 2063.
Hans Jakob Hegge, Statoil senior vice president for operations North Sea east
Hans Jakob Hegge, områdedirektør for Nordsjøen Øst
“A third of all gas capacity on the NCS is produced on Troll A, making Troll the cornerstone 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.
Statoil has chosen Aibel as the key supplier for the engineering, procurement, onshore construction and integrated offshore construction and completion (EPCIc) for upgrading of Troll A pre-compression capacity.
Statoil har valgt Aibel som hovedleverandør for ingeniørtjenester, anskaffelser, konstruksjon på land og integrert konstruksjon til havs, samt ferdigstillelse (såkalt EPCIc-kontrakt) for oppgradering av Troll A pre-kompresjonskapasitet.
The estimated contract value is NOK 2.7 billion.
Kontraktsverdien er estimert til 2,7 milliarder norske kroner.
“We see an increasing need for large modification projects to prolong lifetime extension on fields,” says Statoil’s senior vice president for projects Anders Opedal.
- Vi ser i økende grad store modifikasjoner for å forlenge levetiden på feltene.
“This large modification project has been met with great interest by the supplier industry and is an exciting opportunity for both the key supplier and sub-suppliers.
Dette store modifikasjonsprosjektet har blitt møtt med stor interesse i leverandørindustrien og gir noen spennende muligheter for både hovedleverandør og underleverandører.
We are looking forward to working together with Aibel in the further development of Troll.
Vi ser frem til å jobbe sammen med Aibel i videreutviklingen av Troll.
The company submitted the best bid of the pre-qualified suppliers.
Selskapet leverte det beste tilbudet av de pre-kvalifiserte leverandørene.
Aibel will build and install the third and fourth compressors on the Troll A platform based on previous FEED studies.
Aibel vil bygge og installere tredje og fjerde kompressorer på Troll A plattformen, basert på tidligere utført forstudier (FEED).
The two new compressors form the final phase of the planned capacity expansion on Troll A as a gas producer.
De to nye kompressorer er siste del av de planlagte kapasitetsutvidelsene på Troll A som gassprodusent.
Troll has a production capacity and expected lifetime that far exceeds those of the other NCS fields.
Troll har en produksjonskapasitet og forventet levetid som langt overstiger andre felt på norsk sokkel.
The new compressors also pave the way for the tie-in of gas from Troll West once 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 two compressors will come on stream in 2015, and will enable Troll A to produce 120 million cubic metres per day up until 2018, ensuring the ability to produce 30 billion cubic metres annually until 2024.
De to kompressorene vil komme i drift i 2015, og vil gjøre Troll A i stand til fortsatt å produsere 120 millioner kubikkmeter per dag fram til 2018.
The contract for the associated electric drive system for the compressors will be awarded in the near future.
Kontrakten for det elektriske driversystemet til kompressorene vil bli tildelt i nær fremtid.
Troll facts:
Fakta:
The gas is then forwarded to the continent
Derifra sendes gassen videre til kontinentet
Troll A is an environmentally friendly platform, and the 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
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)
“Statoil wants to further develop its position in the market for talented women and men to join us.
- Statoil ønsker å videreutvikle sin stilling i markedet for å kunne rekruttere dyktige kvinner og menn.
We plan to significantly grow our activities in the United States and Canada.
Vi planlegger en vesentlig vekst i virksomheten vår i USA og Canada.
Universities and academic institutions in North America represent important arenas for Statoil in research and competence development, both on a regional and global level,” says Maloney.
Universiteter og akademiske institusjoner i Nord-Amerika er viktige arenaer for Statoil når det gjelder forskning og utvikling av kompetanse, både på regionalt og globalt nivå, sier Maloney.
The agreement was signed in Austin on September 19 by Bill Maloney and UT research vice president Juan M. Sanchez.
Avtalen ble undertegnet i Austin 19. september av Bill Maloney og Juan M.
“Statoil technology is world leading in many areas.
- Statoils teknologi er verdensledende på mange områder.
However, the oil and gas industry is changing with more complex technological challenges.
Men olje- og gassindustrien er i endring, og de teknologiske utfordringene blir stadig mer kompliserte.
Increased global focus on research and development is needed to close technological gaps.
Det trengs et økt globalt fokus på forskning og utvikling for å lukke teknologiske hull.
Academia agreements are of strategic importance to Statoil in order to maintain a rapid pace of technological innovation and continue developing a business mindset,” says Maloney.
Academia-avtalene er strategisk viktige for Statoil for at vi skal kunne fortsette vårt tekniske innovasjonsarbeid i samme raske tempo, og fortsette å utvikle en riktig forretningstankegang, sier Maloney.
UT has for many years been an important partner for Statoil within research and technology development, especially in the areas of geology, geophysics and petroleum engineering.
UT har i mange år vært en viktig partner for Statoil innen forskning og teknologiutvikling, spesielt innen geologi, geofysikk og petroleumsteknologi.
Four strategic areas are identified in the new agreement:
Den nye avtalen peker på fire strategiske områder:
Integration of geological, geophysical and petrophysical data in earth models
Integrering av geologiske, geofysiske og petrofysiske data i jordmodeller
Trap integrity in salt basins – sub-salt imaging and seal versus pore pressure challenges
Felleintegritet i saltbassenger; avbilding under saltet og utfordringer i forbindelse med forsegling kontra poretrykk
Drainage of deep marine reservoirs – static and dynamic reservoir models and drainage methods
Drenering av dype reservoarer til sjøs; statiske og dynamiske reservoarmodeller og dreneringsmetoder
Unconventionals – improved development and drainage of shale plays
Ukonvensjonelle; forbedret utvikling og drenering av skifermodeller
Building on more than 35 years of experience from oil and gas production on the Norwegian continental shelf, Statoil is committed to accommodating the world's energy needs in a responsible manner, applying technology and creating innovative business solutions.
Med over 35 års erfaring fra olje- og gassproduksjon på norsk sokkel, ser Statoil det som viktig å ivareta verdens energibehov på en ansvarlig måte ved å anvende teknologi og ved å skape innovative forretningsløsninger.
Statoil is headquartered in Norway with 20,000 employees worldwide, and is listed on the New York and Oslo stock exchanges.
Statoils hovedkvarter ligger i Norge, selskapet har 20.000 ansatte verden over og er børsnotert i New York og i Oslo.
Statoil is one of the largest holders of deepwater acreage in the US Gulf of Mexico, where it also has interests in six producing fields.
Statoil er et av selskapene med mest leteareal på dypt vann i den amerikanske Mexicogulfen, hvor det også har eierandeler i seks produserende felt.
Onshore US, the company holds material positions in the Marcellus and Eagle Ford shales.
På fastlandet i USA har selskapet dessuten viktige eierandeler i skiferfeltene Marcellus og Eagle Ford.
In Canada Statoil is operator for the Kai Kos Dehseh project in Alberta and has interests in two producing fields offshore Newfoundland.
I Canada er Statoil operatør for Kai Kos Dehseh-prosjektet i Alberta og har eierandeler i to produserende felt utenfor kysten av Newfoundland.
Statoil’s Research and Development department has about 700 employees.
Statoils avdeling for forskning og utvikling har rundt 700 ansatte.
Statoil is devoting approximately USD 430 million to research activities in 2011, and has research centres in Norway (Trondheim, Kårstø, Bergen, Porsgrunn), a heavy oil technology centre in Canada (Calgary) and technology activities in Beijing, Rio de Janeiro and Houston.
430 millioner dollar på forskningsaktiviteter i 2011 og har flere forskningssentre i Norge (Trondheim, Kårstø, Bergen, Porsgrunn), et teknologisenter for tungolje i Canada (Calgary) og teknologiaktiviteter i Beijing, Rio de Janeiro og Houston.
The agreement is Statoil’s largest of its kind outside Norway, and UT has been chosen as the company’s pilot university in the United States.
Avtalen er Statoils største i sitt slag utenfor Norge, og UT er blitt valgt som selskapets pilot-universitet i USA.
Samples taken from well 16/2-9S, drilled by the rig Transocean Leader, have proved a column of oil of up to 8 metres in formations dating from the Upper Jurassic period.
Prøvetaking fra brønnen 16/2-9S, som er boret med boreriggen Transocean Leader, har påvist en oljekolonne på opp mot 8 meter i bergarter av øvre jura alder.
Due to the limited reservoir quality, the partnership will consider further exploration drilling on Aldous Major North in order to clarify the structure’s potential.
Som følge av begrenset reservoarkvalitet vil partnerskapet vurdere ytterligere leteboring på Aldous Major North for å avklare potensialet i strukturen.
Well 16/2-9S was drilled some 12 kilometres north of the Aldous Major South oil discovery (16/2-8).
Brønnen 16/2-9S ble boret om lag 12 kilometer nord for Aldous Major South oljefunnet (16/2-8).
Aldous Major North and Aldous Major South are two independent structures in the PL 265 licence and there was higher uncertainty related to well 16/2-9S in the northern part of the licence.
Aldous Major North og Aldous Major South er to uavhengige strukturer i PL 265 lisensen og det var knyttet større usikkerhet til 16/2-9S brønnen i den nordlige delen av lisensen.
Following completion of well 16/2-9S on the Aldous Major North prospect, Transocean Leader will return to Aldous Major South to drill appraisal well 16/2-10.
Etter ferdigstillelse av 16/2-9S brønnen i Aldous Major North-prospektet, vil leteriggen Transocean Leader gå tilbake til Aldous Major South for å bore en avgrensningsbrønn 16/2-10.
“An appraisal well on Aldous Major South demonstrates that we have great faith in the area’s potential and that the partnership would like to see speedy clarification of the total resource potential in order to secure the rapid development of this discovery,” says Haatvedt.
- En avgrensningsbrønn i Aldous Major South viser at vi har stor tro på potensialet i området og at partnerskapet ønsker en rask avklaring av det totale ressurspotensialet for å sikre en hurtig utbygging av funnet, sier Haatvedt.
Aldous Major North and Aldous Major South are located in production licence 265, where Statoil is operator (40%) along with partners Petoro (30%), Det norske oljeselskap (20%) and Lundin (10%).
Aldous Major North og Aldous Major South ligger i utvinningstillatelse 265 hvor Statoil er operatør (40 prosent), med partnerne Petoro (30), Det norske oljeselskap (20) og Lundin (10).
Map-of-Aldous-Major-South-and-North GIF 63 kB
Kart over-Aldous-Major-South-og-North GIF 63 kB
The Transocean Leader drilling rig
Boreriggen Transocean Leader
Halfdan Knudsen is responsible for fast-track field developments in Statoil.
Halfdan Knudsen er ansvarlig for hurtigutbygginger (fast-track) i feltutvikling i Statoil.
He says that good cooperation with the partners and the authorities has ensured a fast decision process and early delivery of equipment:
Han sier godt samarbeid med partnere og myndigheter har sikret en rask prosess for beslutninger og tidlig levering av utstyr:
"We have worked closely throughout the value chain from exploration, field development, drilling and wells and petroleum technology to operations, as well as experience from previous developments in the Norne area."
– Vi har hatt tett samarbeid gjennom hele verdikjeden fra leting, feltutvikling, boring og brønn og petroleumsteknologi, til drift og erfaringer fra tidligere utbygginger i Norne-området.
"According to the work plan, Skuld could be in production as early as the end of 2012.
Ifølge framdriftsplanen kan Skuld kan være i produksjon allerede ved slutten av 2012.
This would be around 2.5 years from when Dompap and Fossekall (the original names) were discovered until production starts.
Det blir rundt 2,5 år fra Dompap og Fossekall (opprinnelige navn) ble funnet, til de er i produksjon.
In other words, this can truly be called a fast-track development," says Knudsen.
Anita A.
Stenhaug points out that the Norne field has helped form the basis for what we now call fast-track developments, and is still regarded as best practice for developments.
Stenhaug påpeker at Norne-feltet har vært med og dannet grunnlag for det som i dag kalles hurtigutbygginger og som fortsatt betraktes som beste praksis for utbygginger.
The main field was discovered in 1992 and production started in 1997.
Hovedfeltet ble funnet i 1992 og i 1997 startet produksjonen.
Several satellites have subsequently been tied in, and the Urd and Alve fields have been phased in to the ship for processing.
I ettertid er flere satellitter koblet til, samt feltene Urd og Alve faset inn til skipet for prosessering.
Anita A. Stenhaug, Norne operations vice president.
Anita A.
(Photo: Anne-Mette Fjærli)
Stenhaug, direktør for Norne.(Foto: Anne-Mette Fjærli)
"The original plan was for Norne to produce until 2016, but high recovery rates and new discoveries have contributed to extending the lifetime to 2021.
– I utgangspunktet skulle Norne produsere fram til 2016, men høy utvinningsgrad og nye funn har bidratt til at levetiden er utvidet til 2021.
New field phase-ins will mean good utilisation of available capacity on the Norne production ship.
Innfasing av nye felt nå vil gi god utnyttelse av ledig kapasitet på produksjonsskipet Norne.
This will further extend the lifetime and, in turn, lead to new exploration activity and further development in the Norne area.
Dette vil forlenge levetiden ytterligere, og det vil igjen føre til ny aktivitet med leting og videre utvikling i Norne-området.
Now we are planning for Norne 2030," she says.
Nå planlegger vi for Norne 2030, sier hun.
The plan is to have all five in operation in late 2012/early 2013.
Planen er å ha alle fem i drift ved årsskiftet 2012/2013.
In total, the fast-track developments are expected to produce nearly 90,000 barrels per day in 2014.
Samlet forventes utbyggingene å produsere nærmere 90.000 fat per dag i 2014.
Skuld will contribute more than half of this volume.
Skuld vil bidra med godt over halvparten av dette.
Skuld facts
Fakta
Location: The Halter Bank in the Norwegian Sea, with reservoirs 16 and 26 km from the Norne ship.
Beliggenhet: Haltenbanken i Norskehavet, reservoar 16 og 26 km fra Norne-skipet.
Water depth: 350 metres
Havdyp: 350 meter.
Development concept: Three standard subsea templates with six production wells and three water injection wells.
Utbyggingsløsning: Tre standard bunnrammer med seks produksjonsbrønner og tre brønner for vanninjeksjon.
Production start: Planned for December 2012
Produksjonsstart: Planlagt til desember 2012
Assignments: All of the project's main contracts have been awarded
Oppdrag: Alle hovedkontrakter i prosjektet er tildelt.
Recoverable reserves in Skuld are estimated at 90 million barrels of oil equivalents, mostly oil.
Utvinnbare reserver i Skuld er beregnet til 90 millioner fat oljeekvivalenter, i hovedsak olje.
Total investments are estimated at nearly NOK 10 billion.
Totale investeringer er anslått til nærmere 10 milliarder kroner.
Licensees in PL 128: Statoil, operator (64%), Petoro (24.5%), Eni (11.5%)
Rettighetshavere i produksjonslisens 128: Statoil (operatør) (64 prosent), Petoro (24,5), Eni (11,5)
Statoil will have a 30 per cent holding.
Statoil har en eierandel på 30 prosent.
"This investment is in line with our long-term strategy of securing a position in gas-based power generation," says Statoil senior vice president Peter Mellbye.
"Dette er en investering i tråd med Statoils langsiktige strategi om en posisjon i kraftproduksjon basert på gass.
"Ireland represents an attractive market for us because it is expanding strongly."
Irland er et attraktivt marked for oss fordi det er i sterk vekst," sier direktør Peter Mellbye.
The new power station will be built on the site of a former oil-based generating facility close to the Dublin docks.
Det nye gasskraftverket skal bygges på tomten til et nedlagt oljebasert kraftverk nær havnen i Dublin.
Statoil and ESB intend to invest almost IEP 200 million (roughly NOK 2.1 billion) in the project.
Statoil og ESB skal sammen investere nærmere 200 millioner irske punt (cirka 2,1 milliarder kroner) i prosjektet.
Plans call for construction of the facility to start towards the end of 1999, and to be completed within two years.
Etter planen skal byggingen av gasskraftverket ta til mot slutten av året og forventes å stå ferdig to år senere.
It will have a workforce of 40 people.
Det får en stab på 40 personer.
Demand for electricity in the Irish Republic has grown by an average of five per cent annually over the past decade.
I den irske republikken har etterspørselen etter elektrisitet i gjennomsnitt økt med fem prosent hvert år de siste 10 årene.
Statoil's Alliance Gas subsidiary will supply gas to the power station.
Statoil-eide Alliance Gas skal forsyne kraftverket med gass.
The group is involved in 10 exploration licences off Ireland, and operates four of these.
Statoil har eierandeler i 10 letelisenser på irsk sokkel og er operatør for fire av disse.
On the downstream side, it ranks as market leader for Ireland with more than 300 service stations.
På nedstrømssiden er Statoil markedsleder med over 300 servicestasjoner i Irland.
ESB is one of Ireland's largest companies, with 24 power stations serving 1.5 million customers.
ESB er en av Irlands største bedrifter med 24 kraftverk som betjener 1,5 millioner kunder.
It has long experience of operating such facilities both within the Irish Republic and abroad.
Selskapet har lang erfaring som operatør av kraftverk både i og utenfor Irland.
An agreement to build a gas-fired power station in Dublin was signed on 9 April by Statoil and Irish electricity generator ESB.
Den irske kraftprodusenten ESB og Statoil undertegnet fredag en avtale om bygging av et gasskraftverk i Dublin
“The Gudrun field is characterised by high pressure and high temperature,” says Petter Kostøl, who is in charge of drilling and well operations in Stavanger.
– Gudrun-feltet kjennetegnes ved at det har høyt trykk og høy temperatur, forteller Petter Kostøl, ansvarlig for boring og brønnoperasjoner i Stavanger.
All seven production wells planned for the Gudrun field will be pre-drilled through the jacket before the topside is installed in 2013.
Alle de sju planlagte produksjonsbrønnene på Gudrun-feltet i Nordsjøen vil bli forboret gjennom plattformunderstellet før toppdekket installeres i 2013.
Work commenced on the first well on 6 September.
Arbeidet med den første brønnen startet 6. september.
Drilling is performed close to the Gudrun jacket.
Boringen foregår like ved Gudrun-understellet.
The drilling period will extend into 2014.
Boreperioden varer ut 2014.
“Due to the field characteristics we have to pre-drill all wells before we start the actual production,” says Kostøl.
– På grunn av feltets karakter er vi nødt til å forbore alle brønnene før vi begynner selve produksjonen.
“With this concept we have chosen a robust well strategy.”
Med dette konseptet har vi valgt en robust brønnstrategi, sier Kostøl.
Production in 2014
Produksjon i 2014
The background for this strategy is not least to avoid depletion problems, which means reservoir depressurisation that would complicate further drilling.
Bakgrunnen for denne strategien er ikke minst å kunne unngå depleteringsproblemer, det vil si at det blir trykkavlastning i reservoarene som vanskeliggjør resterende boring.
Drilling through the jacket will continue for two years until the summer of 2013.
Boringen gjennom understellet vil pågå i to år fram til sommeren 2013.
Then the topside will be installed on the Gudrun platform, and the pre-drilled wells will be completed and prepared for production.
Da vil plattformdekket (topside) på Gudrun-plattformen komme på plass, og de forborede brønnene vil bli komplettert og klargjort for produksjon.
Model for Valemon
Modell for Valemon
“While the Gudrun project has been able to build on drilling experience from the Kristin, Morvin and Kvitebjørn high-pressure fields, the experience from Gudrun may be useful during the engineering and development of the Valemon field,” indicates Jan Einar Malmin, head of the Gudrun field development project.
– Mens Gudrun-prosjektet har kunnet bygge på erfaringer fra boring på høytrykksfeltene Kristin, Morvin og Kvitebjørn, kan erfaringene fra Gudrun komme godt med og være til god hjelp under prosjektering og utbygging av Valemon-feltet, påpeker Jan Einar Malmin, som er prosjektansvarlig for feltutvikling på Gudrun-feltet.
Like Gudrun, the Valemon field also has high pressure and high temperature, and production from this field is also scheduled for start-up in 2014.
Valemon-feltet har i likhet med Gudrun-feltet høyt trykk og høy temperatur, og produksjonen ved dette feltet er også planlagt å starte opp i 2014.
Oil and gas field in production licence 025 in the central Norwegian North Sea, about 55 kilometres north of the Sleipner installations
Olje- og gassfelt funnet i 1969 midt i Nordsjøen i lisensområde PL025, om lag 55 kilometer nord for Sleiper-installasjonene.
Licensees in PL 025: Statoil (operator) 75%, GdF Suez 25%
Rettighetshavere: Statoil, operatør (75 prosent) og GdF Suez (25 prosent).
Developed with a jacket-supported production platform
Feltet bygges ut med produksjonsplattform med stålunderstell.
Process facilities for partial stabilisation of oil and gas
Prosessanlegg for delvis stabilisering av olje og gass.
40-berth living quarters
Boligkvarter med 40 lugarer.
Transport of oil and gas to Sleipner A
Transport av olje og gass til Sleipner A-plattformen.
Power supplied by cable from Sleipner A
Strømforsyning gjennom kabel fra Sleipner.
Located 4,200-4,700 metres below sea level, the reservoir has pressures up to 820 bar
Trykket i reservoaret er opp til 820 bar.
The other slots can be used for further drilling to boost Gudrun output or for wells on other fields
Øvrige slisser kan benyttes til ytterligere brønner for å øke produksjon fra Gudrun eller brønner fra andre felt.
Gudrun facts
Fakta om Gudrun