natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The development will increase the future oil and gas production via Åsgard B and provides opportunities for developing new finds in the area.
Utbyggingen vil øke framtidig olje- og gassproduksjon over Åsgard B og gir muligheter for å bygge ut nye funn i området.
“Åsgard is a hub on the Halten Bank and the development of Smørbukk North-East shows how we can realise new production quickly when we have processing capacity available in the area,” says Ståle Tungesvik, Statoil’s head of reserve replacement and business development.
- Åsgard er et knutepunkt på Haltenbanken, og utbyggingen av Smørbukk Nordøst viser hvordan vi raskt kan realisere ny produksjon, når det er tilgjengelig prosesseringskapasitet i området, sier Ståle Tungesvik, leder for Reserve- og forretningsutvikling på norsk sokkel.
Ståle Tungesvik, Statoil’s head of reserve replacement and business development.
Ståle Tungesvik, leder for Reserve- og forretningsutvikling på norsk sokkel.
The early start-up is possible by using an existing exploration well as a production well.
Den raske oppstarten oppnås ved å benytte en eksisterende letebrønn som produksjonsbrønn.
Subsea equipment originally built for the Sigrid field and owned by the licence will furthermore be modified and applied.
Dessuten vil havbunnsutstyr opprinnelig bygget for Sigrid-feltet og i lisensens eie kunne modifiseres og tas i bruk.
“The modifications on Åsgard B will be small since we can hook up to an existing template,” indicates Rivelsrud.
- Modifikasjonene på Åsgard B vil være små, siden vi kan koble oss opp til en eksisterende bunnramme, påpeker Rivelsrud.
The original plan called for a Smørbukk North-East start-up in 2013.
Opprinnelig plan var oppstart av Smørbukk Nordøst i 2013.
But since then the project has escalated and start-up is now scheduled for December 2011.
Men siden har prosjektet akselerert, slik at planlagt oppstart nå er satt til desember 2011.
Partners in Smørbukk North-East: Statoil (operator) (34.57%), Petoro (35.69%), Eni Norge (14.82%), ExxonMobil (7.24%) and Total (7.68%).
Partnere på Smørbukk Nordøst: Statoil (operatør) (34,57 prosent), Petoro (35,69), Eni Norge (14,82), ExxonMobil (7,24) og Total (7,68).
The Åsgard B production will increase when Smørbukk North-East is connected.
Åsgard B kan øke sin produksjon når Smørbukk Nordøst knyttes til.
The Åsgard Transport route across the Karm Sound.
Traseen for Åsgard Transport fra vestsiden av Karmøy til Kårstø.
Statoil has also applied to the county authorities under Norway's pollution control legislation for permission to carry out construction work in the sound.
Statoil har også søkt Fylkesmannen i Rogaland om å få utføre anleggsarbeider i Karmsundet.
Circulated for comment by the county environmental department, Statoil's application outlines several measures to limit the spread of these pollutants.
I søknaden har Statoil skissert flere tiltak for å begrense spredningen av de forurensede bunnmassene.
Statoil expects to start construction work on 1 May.
Statoil regner med å komme i gang med anleggsarbeidene 1. mai.
The contract, which is worth around NOK 100 million, includes the manufacture of 90 kilometres of 16 inch steel pipe.
Kontrakten, som er verd rundt 100 millioner kroner, omfatter produksjon av 90 kilometer med 16 tommers stålrør.
The order is for high frequency longitudinally welded pipe (HFW) – not seamless, which is usual for this dimension of pipe.
Leveransen dreier seg om høyfrekvens langsveiste rør (HFW) – ikke sømløse, som er den tradisjonelle varianten for denne rørdimensjonen.
Jostein Breivik, coordinator for the pipelines in the Kvitebjørn project, reports that pipe manufactured in this way has already been tested on the Norwegian continental shelf, but not by Statoil.
Ansvarlig for rørledningene i Kvitebjørn-prosjektet, Jostein Breivik, sier at rør produsert på denne måten er utprøvd på norsk sokkel tidligere, men aldri av Statoil.
The lengths of pipe are made by applying high frequency alternating current during the welding.
Rørlengdene framstilles ved at det benyttes høyfrekvens vekselstrøm under sveisingen.
Consequently, it is not necessary to use flux.
Dermed unngås bruk av tilsatsmateriale.
This is a relatively new and efficient method of production, and as a result the project has reduced pipe costs by about 20 per cent.
Dette er en relativt ny og effektiv produksjonsmetode, og prosjektet reduserer rørkostnadene med om lag 20 prosent som følge av dette valget.
The contract for the installation of the oil pipeline will be entered into in May, reports Mr Breivik.
Kontrakt for installasjon av oljerøret skal inngås i mai, opplyser Breivik.
The Kvitebjørn condensate will be transported in the Kvitebjørn oil pipeline via Troll Oil Pipeline II to the Statoil-operated Mongstad terminal near Bergen for storage and export.
Kvitebjørn-kondensatet skal transporteres i Kvitebjørn oljerør via Troll oljerør II til den Statoil-opererte Mongstad-terminalen i Hordaland for lagring og utskiping.
The rich gas will go through a separate pipeline to the Kollsnes plant, where fluids will be separated and sent for treatment at the Vestprosess plant at Mongstad.
Rikgassen skal gå i egen rørledning til Kollsnes-anlegget i Hordaland, hvor væske skal skilles ut og sendes til behandling i Vestprosess-anlegget på Mongstad.
The gas will be piped to customers in continental Europe.
Gassen skal sendes i rørledningsnettet til kundene på kontinentet.
The Kvitebjørn field is planned to come on stream in the autumn of 2004.
Kvitebjørn-feltet skal etter planen settes i produksjon høsten 2004.
“The PSA report also points out that the underlying causes should be more closely looked into.
- Tilsynsrapporten påpeker i tillegg at bakenforliggende årsaker bør vurderes nærmere.
These considerations will be taken into account in our continuing incident follow-up efforts.”
Disse vurderingene vil bli ivaretatt i den videre oppfølgingen av hendelsen, sier han.
Statoil will set up a separate project consisting of management and employee representatives who will work on completing the measures implemented following the incident.
Statoil vil etablere et eget prosjekt med representanter fra ledelse og representanter for de ansatte som skal jobbe med å gjennomføre tiltak etter hendelsen.
“We are now going through the report and will follow up the order issue notified in the PSA report and measures identified in our own investigation,” adds Michelsen.
– Vi går nå gjennom rapporten, og vil følge opp pålegg som er varslet og de tiltak som er identifisert i vår egen granskning og myndighetenes tilsynsrapport, sier Michelsen.
Both Statoil’s own investigative report and the PSA report conclude that the planning of the drilling and completion operations in well C-06 A was implemented with serious deficiencies.
Både Statoils egen granskningsrapport og Petroleumstilsynets tilsynsrapport konkluderer med at planlegging av bore- og kompletteringsoperasjonene i brønn C-06 A ble gjennomført med alvorlige mangler.
These relate to risk management and change control, the transfer of experience, the application of competency and knowledge, compliance with governing documentation, and documentation of decisions made.
Disse var knyttet til styring av risiko og endringskontroll, erfaringsoverføring og bruk av kompetanse, kjennskap og etterlevelse av styrende dokumenter, og dokumentering av beslutninger.
Øystein Michelsen, executive vice president, Exploration and Production Norway.
Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
“The report findings are serious and show how we must make improvements in management, compliance and risk assessment.
– Funnene i rapportene er alvorlige og viser at vi må forbedre oss innen ledelse, etterlevelse og risikovurderinger.
This coincides with the priorities in our own HSE work,” says Michelsen.
Dette sammenfaller med prioriteringene i vårt HMS-arbeid, sier Michelsen.
In the last 10 years Statoil has reduced the number of serious incidents on the Norwegian continental shelf by 80%.
I løpet av de siste 10 årene har Statoil redusert antall alvorlige hendelser på norsk sokkel med 80 prosent.
“The PSA report on the level of risk on the Norwegian continental shelf for 2009 confirms that our safety level is high and that we are on the right track.
– Petroleumstilsynets egen rapport om risikonivået på norsk sokkel for 2009 bekrefter at vi har et høyt sikkerhetsnivå på sokkelen, og er på rett vei.
But even though the trend is positive, what happened on Gullfaks demonstrates the need to intensify our efforts in order to prevent serious incidents.”
Selv om utviklingen har hatt en positiv trend viser denne hendelsen at vi må intensivere arbeidet med å forebygge alvorlige hendelser, sier Michelsen.
The foremost measures following publication of the Statoil and PSA reports relate to:
De viktigste tiltakene etter Statoils granskningsrapport og Petroleumstilsynets tilsynsrapport vil være knyttet til:
Risk analyses and acceptance criteria when complexity is greater.
Risikoanalyser og akseptkriterier ved økt kompleksitet.
Quality assurance and formalism in planning and decision making.
Kvalitetssikring og formalisme i planlegging og beslutninger.
Involvement of technical expertise.
Involvering av fagekspertise.
“The non-conformances revealed and measures proposed in the Petroleum Safety Authority (PSA) report are mainly consistent with the findings of our own investigation into the well C06 incident on the Gullfaks field 19 May this year,” says Statoil’s Øystein Michelsen, executive vice president, Exploration and Production Norway.
– Avvik og tiltak i Petroleumstilsynets tilsynsrapport er i all hovedsak sammenfallende med funn i vår egen granskningsrapport av hendelsen på brønn C06 på Gullfaks-feltet 19. mai i år, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for norsk sokkel i Statoil.
Statoil will retain 60% ownership and shall act as the Managing Partner and operator of the project.
Statoil vil beholde en andel på 60 prosent, og selskapet skal fungere som ledende partner og være operatør for prosjektet.
Production volumes from the partnership will continue to be handled and marketed by Statoil Canada Ltd.
Produksjonsvolumene fra partnerskapet vil fortsatt bli håndtert og markedsført av Statoil Canada Ltd.
The effective date of the transaction is 1 January, 2011.
Transaksjonen vil ha gyldighet fra 1. januar 2011.
The transaction is subject to customary regulatory approvals in Canada and is expected to close in the first quarter 2011.
Den er avhengig av vanlig Myndighetsgodkjennelse i Canada og skal etter planen sluttføres i første kvartal 2011.
“This transaction underlines the quality of our Canadian resources and demonstrates our ability to create value as an oil sands operator,” says Statoil’s chief executive officer, Helge Lund.
– Denne transaksjonen understreker kvaliteten på våre ressurser i Canada, og viser vår evne til å skape verdier som oljesandoperatør, sier konsernsjef i Statoil, Helge Lund.
“We look forward to forming a strong partnership with PTTEP in the further development of our Canadian oil sands assets.
– Vi ser fram til å danne et sterkt partnerskap med PTTEP i den videre utviklingen av vår oljesandvirksomhet i Canada.
The agreement to farm down from a 100% position to 60% follows other recent transactions designed to optimize the risk and strategic profile of our global portfolio,” Lund continues.
Avtalen om å redusere vår andel fra 100 prosent til 60 prosent følger andre transaksjoner vi nylig har gjort for å optimalisere risiko- og strategiprofilen for vår globale portefølje, fortsetter Lund.
As part of the development of Kai Kos Dehseh, earlier this year, Statoil presented a technology plan aimed at increasing value through enhanced production and reducing carbon emissions and energy use.
Som en del av utviklingen av Kai Kos Dehseh presenterte Statoil tidligere i år en teknologiplan som hadde som formål å øke verdier gjennom høyere produksjon og en reduksjon i CO2-utslipp og energibruk.
Future development of the oil sands leases will proceed in a stepwise manner.
Framtidig utvikling av oljesandlisensene vil skje stegvis.
Canadian oil sands represent one of the world’s largest oil resources and will play an increasingly important role in the global energy mix.
Canadisk oljesand representerer en av verdens største oljeressurser og vil spille en stadig større rolle i den globale energiforsyningen.
“PTTEP fully shares our ambitions in relation to efficient and responsible operation and development of our Canadian oil sands assets.
– PTTEP deler fullt ut våre ambisjoner om effektiv og ansvarlig drift og utvikling av våre oljesandlisenser i Canada.
Our new partnership is committed to utilizing the best available technology in order to both minimize environmental impact and enhance value as we further develop Kai Kos Dehseh,” says Lund.
Vårt nye partnerskap vil bruke den beste tilgjengelige teknologien for å minimere miljøpåvirkningen og maksimere verdiene i videreutviklingen av Kai Kos Dehseh, sier Lund.
Statoil originally entered Kai Kos Dehseh through the acquisition of North American Oil Sands Corporation in 2007.
Statoil overtok Kai Kos Dehseh gjennom oppkjøpet av North American Oil Sands Corporation i 2007.
Since then, Statoil has invested to construct project facilities and related infrastructure at the Leismer project.
Siden den gang har Statoil investert i utvikling av produksjonsanlegg og tilhørende infrastruktur til Leismer-prosjektet.
The Leismer project is the first phase of the SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) full field development of Kai Kos Dehseh.
Dette prosjektet utgjør den første fasen i den totale utviklingen av Kai Kos Dehseh, basert på dampinjisering (Steam Assisted Gravity Drainage, SAGD).
The project initiated steam injection on 3 September 2010, one month ahead of schedule, and is positioned to move into production phase during the first quarter of 2011.
Prosjektet startet dampinjisering 3. september 2010, en måned tidligere enn planlagt, og er i rute til å gå over i produksjonsfasen i første kvartal 2011.
Established in 1985, PTTEP is Thailand's sole petroleum exploration and production company.
PTTEP ble etablert i 1985 og er Thailands eneste selskap som driver med undersøkelse og produksjon (U&P) innen olje- og gass.
Statoil is an international energy company, headquartered in Norway, with operations in 34 countries.
Statoil er et internasjonalt energiselskap med virksomhet i 34 land.
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.
Basert på mer enn 35 års erfaring fra olje- og gassproduksjon på norsk sokkel, anvender Statoil teknologi og nyskapende forretningsløsninger for å møte verdens energibehov på en ansvarlig måte.
Statoil has 20,000 employees worldwide, and is listed on the New York and Oslo stock exchanges.
Statoil har hovedkontor i Norge, 20.000 ansatte over hele verden og er børsnotert i New York og Oslo.
+44 (0)20 7136 2050 International dial-in
+44 (0)20 7136 2050 inn til Storbritannia
800 19639 Norway Toll Free
800 19639 i Norge
0800 032 4094 UK Toll Free
0800 032 4094 i Storbritannia
1866 239 0750 USA Toll Free
1866 239 0750 i USA
Confirmation Code: 6796241
Bekreftelseskode: 6796241
Participants will have to quote the above code when dialling into the conference
Deltakerne må bruke denne koden når de ringer inn til telefonkonferansen.
Contacts Investor relations:
Kontaktpersoner: Investorrelasjoner:
Hilde Merete Nafstad, vice president, investor relations Norway, +47 95 78 39 11
Hilde Merete Nafstad, direktør, investorrelasjoner, Norge, +47 95 78 39 11
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America, +1 203 570 2524 (mobile)
Morten Sven Johannessen, direktør, investorrelasjoner, Nord-Amerika, +1 203 570 2524 (mobil)
Bård Glad Pedersen, media relations manager, +47 918 01 791
Bård Glad Pedersen, informasjonssjef, +47 918 01 791
Ola Morten Aanestad, vice president, media relations, North America, +1 713 485 2174 (office), or +1 713 498 0585 (mobile)
Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, Nord-Amerika, +1 713 485 2174 (kontor), eller +1 713 498 0585 (mobil)
Statoil farms down 40% of Canadian oil sands to PTTEP PDF 437 kB
Statoil farms down 40% of Canadian oil sands to PTTEP PDF 437 kB
Pursuant to the transaction, PTTEP has agreed to pay a total of USD 2,280 million for the 40% interest.
I henhold til avtalen skal PTTEP betale i alt 2,28 milliarder amerikanske dollar for andelen på 40 prosent.
(Photo: Jan Inge Haga)
(Foto: Jan Inge Haga)
“We’re very proud and satisfied with the work done and the results we’re delivering,” says Øystein Michelsen, executive vice president for Exploration & Development Norway.
– Vi er veldig stolt og fornøyd med det arbeidet som er utført og det resultatet vi leverer fra oss.
“Starting up the field from the beginning of November has gone as planned, and we’re handing over a development in stable production.
Produksjonsoppstart fra begynnelsen av november har gått etter planen, og vi overleverer et felt i stabil produksjon, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
“The Gjøa platform with its infrastructure is also important for us in the future.
– Gjøa-plattformen med tilhørende infrastruktur er viktig for Statoil også i fortsettelsen.
This area is very interesting, and we hope the field can play a key role in developing new resources.”
Området er svært spennende, og vi håper at Gjøa kan spille en viktig rolle i videreutviklingen av nye ressurser i området, sier han.
Satellite
Viktig ny produksjon
(Photo: Øyvind Nesvåg)
(Foto: Øyvind Nesvåg)
This gas field is operated by Statoil and developed with subsea solutions tied back to the main development’s floating production platform.
Dette feltet opereres av Statoil og er utbygd med undervannsløsninger som er knyttet opp til Gjøa-plattformen.
“Both Gjøa and Vega will produce oil and gas for at least 15 years to come,” says Michelsen.
– Både Gjøa og Vega vil produsere olje og gass i minst 15 år framover.
“But history teaches us that technology advances and recovery factors constantly rise.
Med bakgrunn i historien vet vi at teknologi utvikler seg og at utvinningsgraden stadig øker.
“We’ve accordingly designed the Gjøa installations with a view to the future development of the area, so platform and infrastructure have an operating life of at least 30 years.
Derfor har vi designet Gjøa med tanke på framtidig utvikling av området, og både plattform og infrastruktur har derfor en levetid på minst 30 år, sier Michelsen.
“We welcome GDF SUEZ E&P Norge as a production operator on the Norwegian continental shelf.
– Statoil ønsker GDF SUEZ E&P Norge velkommen som driftsoperatør på norsk sokkel.
The Gjøa project is based on innovative use of known technology which Statoil has much experience with.
Gjøa-prosjektet har basert seg på innovativ bruk av kjent teknologi som vi har gode erfaringer med.
It involves a semi-submersible production platform and five seabed templates.
Feltet er bygd ut med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform og fem brønnrammer på havbunnen.
Vega has been developed with three templates tied back to the Gjøa floater.
Vega-feltet er bygd ut med tre brønnrammer og er knyttet til Gjøa-plattformen.
Recoverable reserves from Gjøa are 82 million barrels of oil and condensate, and 40 billion cubic metres of gas.
Utvinnbare reserver på Gjøa er 82 millioner fat olje og kondensat og 40 milliarder kubikkmeter gass.
For Vega, the estimate is 26 million barrels of condensate and 18 billion cubic metres of gas.
På Vega regner partnerne med å få ut 26 millioner fat kondensat og 18 milliarder kubikkmeter gass.
Statoil has been operator for Gjøa’s development phase, with GDF Suez as the production operator.
Statoil har vært operatør under utbyggingsfasen, mens GDF SUEZ skal være operatør for driftsfasen.
However, the group remains a partner in the field.
Statoil blir imidlertid med som samarbeidspartner også i framtiden.
The Gjøa platform is 45 kilometres from land near the northern boundary of the North Sea.
Gjøa-plattformen ligger 45 kilometer fra land, helt nord i Nordsjøen.
Partners in Gjøa are GDF SUEZ (30%), Petoro (30%), Statoil (20%), Shell (12%) and RWE Dea (8%).
Partnere på Gjøa-feltet: GDF SUEZ (30 prosent), Petoro (30), Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea (8)
Picture: Ceremonial hand-over (Photo: Jan Inge Haga) JPG 3 MB
Nedlastbart bilde fra overleveringen (Foto: Jan Inge Haga) JPG 3 MB
A ceremonial hand-over from Statoil to GDF SUEZ E&P Norge.
Høytidelig overlevering fra Statoil til GDF SUEZ E&P Norge.
Terje Overvik (left), managing director of GDF SUEZ E&P Norge, Helge Lund, Statoil's chief executive, Jean-François Cirelli, vice chairman and president of the GDF SUEZ Group, and Øystein Michelsen, Statoil's executive vice president for Exploration & Production Norway.
Fra venstre: Terje Overvik, administrerende direktør i GDF SUEZ E&P Norge, Helge Lund, konsernsjef i Statoil, Jean-François Cirelli, president i GDF SUEZ gruppen, og Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
Each block is equivalent to approximately 15 Norwegian blocks.
Hver blokk tilsvarer om lag 15 norske blokker i størrelse.
Tim Dodson, direktør for global letevirksomhet i Statoil.
Tim Dodson, direktør for global letevirksomhet i Statoil.
“We are looking forward to exploring these new frontier opportunities in the Baffin Bay together with our partners in the bid consortium and in close cooperation with the Greenland authorities,” says Tim Dodson, Statoil’s senior vice president for global exploration.
– Vi ser fram til å lete i disse nye områdene i Baffinbukta sammen med våre partnere i konsortiet og i nært samarbeid med myndighetene på Grønland, sier direktør for global letevirksomhet i Statoil, Tim Dodson.
“These awards increase the optionality of our exploration portfolio.
Disse lisensene bidrar til å øke valgmulighetene i vår leteportefølje.
While early access to such frontier opportunities entails more uncertainties related to probability of discovery, the potential reward of one or more sizeable discoveries may be high.
Selv om tidlig tilgang til nye arealer innebærer usikkerhet knyttet til funnsannsynlighet, kan resultatet av et eller flere store funn være høyt.
Together with our partners, we will use all of our experience and competence from more than 30 years of oil and gas operations in harsh environments on the Norwegian continental shelf,” Dodson continues.
I samarbeid med våre partnere vil vi bruke all vår erfaring og kompetanse fra over 30 år med olje- og gassvirksomhet i krevende værharde områder på norsk sokkel, fortsetter Dodson.
This is not the first time Statoil has carried out activities in Greenland.
Det er ikke første gangen Statoil har hatt aktiviteter på Grønland.
Statoil is also part of the Kanumas group in East Greenland.
Statoil er også med i Kanumas-gruppen på Øst-Grønland.
Statoil already holds important offshore positions in sub-Arctic conditions in Norway, Russia and Canada.
Statoil har allerede viktige posisjoner utenfor kysten av Norge, Russland og Canada i værharde områder.
Partner shares:
Partnere:
Block 5: Shell Kanumas A/S (operator) (41.125%), Statoil Greenland AS (20.125%), GDF Suez E&P Greenland AS (26.25%) and Nunaoil A/S (12.5%)
Blokk 5: Shell Kanumas A/S (operatør) (41,125 prosent), Statoil Greenland AS (20,125), GDF Suez E&P Greenland AS (26,25) og Nunaoil A/S (12,5).
Block 8: Shell Kanumas A/S (operator) (46.375%), Statoil Greenland AS (14.875%), GDF Suez E&P Greenland AS (26.25%) and Nunaoil A/S (12.5%)
Blokk 8: Shell Kanumas A/S (operatør) (46,375), Statoil Greenland AS (14,875), GDF Suez E&P Greenland AS (26,25) og Nunaoil A/S (12,5).
Blocks 5 and 8, where Greenland’s national oil company Nunaoil will have a carried interest during the exploration phase, are 9,991 and 10,618 square kilometres, respectively.
Blokk 5 og 8, hvor også det nasjonale oljeselskapet på Grønland, Nunaoil, vil ha en andel og bli båret gjennom letefasen, er på henholdsvis 9.991 og 10.618 kvadratkilometer.