natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The purpose-built category D rigs are able to operate in water depths between 100 and 500 metres, and drill wells to a depth of 8,500 metres.
De spesialdesignede kategori D-riggene skal kunne operere på dyp mellom 100 og 500 meter, og bore brønner ned til 8 500 meter.
These workhorses on mature fields will primarily be used for drilling of production wells and well completion.
De vil bli arbeidshester på modne felt, og skal primært bore produksjonsbrønner og ferdigstille brønner.
This way Statoil and its partners will recover more oil from the fields.
Slik kan Statoil og partnerne få ut mer olje fra feltene.
The first two rigs are planned to be in operation from 2014 and the two following from 2015.
De første riggene vil være i operasjon fra 2014, de to neste fra 2015.
Illustration: Category D rig.
Illustrasjon: Kategori D-rigg.
Songa Offshore has been awarded contracts for building the two rigs.
Songa Offshore er tildelt kontraktene for bygging av de to riggene.
The estimated contract value is USD 1.33 billion per rig for a fixed charter period of 8 years, with options for extensions of another 4x3 years per rig.
Estimert kontraktsverdi er 1,33 milliarder amerikanske dollar per rigg for en fast periode på 8 år, inkludert opsjoner på 4x3 år per rigg.
The contracts cover two category D rigs for medium water depth.
Kontraktene omfatter to kategori D rigger for medium vanndybde.
This innovative rig concept has been developed by the industry for Statoil.
Dette innovative riggkonseptet har blitt utviklet av industrien for Statoil.
Øystein Michelsen, executive vice president of Development and Production Norway in Statoil.
Øystein Michelsen, direktør for Utvikling og Produksjon Norge i Statoil.
“Statoil is committed to maximising the value of the NCS,” says executive vice president of Development and Production Norway in Statoil, Øystein Michelsen.
- Statoil er opptatt av å optimalisere verdiene på norsk sokkel, sier direktør for Utvikling og Produksjon Norge i Statoil, Øystein Michelsen.
Statoil wants to continue supporting young talent.
Statoil ønsker å videreføre sin støtte til unge talenter.
The Oslo Jazz Festival therefore contacted the Norwegian Academy of Music (NMH), which has put together two youth jazz orchestras.
Oslo Jazzfestival har derfor kontaktet Norges Musikkhøgskole (NMH), som har satt sammen to ungdomsjazzorkestre.
With funding from Statoil, the youngsters will receive the very best teachers and will get to appear in Norway and other countries.
Med midler fra Statoil skal ungdommene få tilført det ypperste av lærekrefter og få profilert seg i og utenfor Norge.
The new agreement means that students at the NMH will get to appear at major concerts during the festival.
I den nye avtalen skal studenter ved NMH få profilert seg på store konserter under jazzfestivalen.
The main attraction in the project is a band comprising 18 musicians.
Hovedattraksjonen i prosjektet er et storensemble med 18 musikere.
In addition, two smaller groups have been chosen to perform at the festival and to take part in concerts in Norway and internationally.
Dessuten er det valgt ut to mindre besetninger som skal delta på festivalen og være med på konserter i Norge og internasjonalt.
Statoil has supported and inspired young talent in the field of classical music over the past 10 years.
Statoil har i de 10 siste årene støttet unge talenter innen klassisk musikk.
The group arranges around 20 concerts annually.
Selskapet arrangerer nærmere 20 konserter i året.
Talented young people who have reached a certain level will now get the chance to perform and may go on to develop an international career.
Unge talenter som har nådd et visst nivå, får dermed sjanse til å eksponere seg og utvikle en internasjonal karriere.
This year, and for the next two years, Statoil will be the main sponsor of the Oslo Jazz Festival.
Statoil er i år og de kommende to årene hovedsponsor for Oslo Jazzfestival.
This field is part of the group's Gullfaks satellites development.
Feltet er en del av Gullfaks satelitt-utbyggingen.
The meter on the seabed and a corresponding unit atop the riser at Gullfaks A communicate with a computer on the platform.
Måleren på havbunnen og en tilsvarende måler installert på toppen av stigerøret på Gullfaks A-plattformen kommuniserer med måledatamaskinen på plattformen.
Subsea multiphase metering is the outcome of a long-running technology development project headed by Statoil in cooperation with Norsk Hydro, Saga Petroleum and Norwegian suppliers of these devices.
Undervanns flerfasemåling er et resultat av et langsiktig teknologiutviklingsprosjekt ledet av Statoil i samarbeid med Hydro, Saga og norske leverandører av flerfasemålere.
The first subsea multiphase meter to be deployed by Statoil recently began regular operation on Rimfaks in the North Sea.
Den første undervanns flerfasemåleren i Statoil kom nylig i normal drift på Rimfaks-feltet i Nordsjøen.
(Photo: Statoil/Heine Melkevik)
(Foto: Statoil/Heine Melkevik)
The well has encountered 120 metres of excellent quality reservoir with high porosity and high permeability.
Brønnen har påtruffet et reservoar på 120 meter av god kvalitet med høy porøsitet og permeabilitet.
The gas-water contact has not been established and drilling operations are on-going.
Gass-vann-kontakt er ikke etablert og boreoperasjonene pågår fortsatt.
Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil.
Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
“This discovery is the first Statoil operated discovery in East Africa and an important event for the future development of the Tanzanian gas industry.
– Dette funnet er det første Statoil-opererte funnet i Øst-Afrika, og det er viktig hendelse for den framtidige utviklingen av gassindustrien i Tanzania.
It is also a demonstration of how Statoil’s exploration strategy of early access and high impact opportunities strongly supports the company’s ambition for international growth,” says Tim Dodson, executive vice president for Exploration in Statoil.
Det er også et bevis på hvordan Statoils letestrategi knyttet til tidlig tilgang i nye områder støtter selskapets ambisjon om internasjonal vekst, sier Tim Dodson, konserndirektør for Leting i Statoil.
“This discovery could potentially be a catalyst for large scale natural gas developments in Tanzania,” says Yona Killaghane, Managing Director of Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC).
– Dette funnet har potensial til å bli en katalysator for fremtidig gassutbygging i Tanzania, sier Yona Killaghane, administrerende direktør for Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC).
Earlier this week the partnership signed an addendum to the production sharing agreement for Block 2 which stipulates the commercial terms in case of a development of natural gas resources in the block with the Tanzanian authorities.
Tidligere denne uken undertegnet partnerne et tillegg til produksjonsdelingsavtalen for blokk 2 som fastsetter de kommersielle vilkårene for en eventuell utbygging av gassressursene i blokken med myndighetene i Tanzania.
Statoil operates the licence on Block 2 on behalf of TPDC and has a 65% working interest with ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Ltd. holding the remaining 35%.
Statoil er operatør på vegne av TPDC, og har en eierandel på 65 %, mens ExxonMobil Exploration og Production Tanzania Ltd. eier den resterende andelen på 35 %.
TPDC has the right to a 10% working interest in case of a development phase.
TPDC har rett på en eierandel på 10 % i en eventuell utbyggingsfase.
Zafarani is the first exploration well that has been drilled in the licence which covers an area of approximately 5,500 square kilometres.
Zafarani er den første letebrønnen som er boret i lisensen som dekker et område på rundt 5.500 kvadratkilometer.
The water depth at the well location is 2,582 metres and the well itself will be drilled to reach an expected total depth of around 5,100 metres.
Vanndybden på brønnstedet er 2.582 meter, og brønnen vil bli boret ned til en samlet dybde på rundt 5.100 meter.
The drillship, Ocean Rig Poseidon, will after completing the drilling activities at Zafarani move to drill a second well in Block 2 on the Lavani prospect.
Zafarani-brønnen bores av boreskipet Ocean Rig Poseidon, som etter at denne brønnen er avsluttet skal bore ytterligere én brønn blokk 2 på Lavani-prospektet.
For more information, please contact:
For mer informasjon, vennligst kontakt:
Investor relations Lars Valdresbråten, investor relations officer Tel: +47 402 81 789
Investor relations Lars Valdresbråten, investor relations Tlf: +47 402 81 789
Statoil announced on February 17 that the partnership had encountered indications of natural gas in the Zafarani exploration well in the Block 2 licence offshore Tanzania.
Statoil kunngjorde 17. februar at partnerskapet har funnet indikasjoner på gass under boring av letebrønnen Zafarani i blokk 2 utenfor kysten av Tanzania.
The logging results now show that the discovery is a high impact discovery, so far proving up to 5 Tcf of gas in-place.
Loggeresultat fra brønnen viser nå at funnet har et stort potensial (high impact funn*), og det er hittil påvist opptil 5 Tcf gass (in-place).
View of Ocean Rig Poseidon drilling deck (Photo: Statoil/Heine Melkevik) JPG 4 MB
Boredekket på boreskipet Ocean Rig Poseidon (Foto:Statoil/Heine Melkevik) JPG 4 MB
Zafarani - A high impact gas discovery PDF 390 kB
Zafarani - A high impact gas discovery PDF 390 kB
Ocean Rig Poseidon with support vessels (Photo: Statoil/Heine Melkevik) JPG 4 MB
Ocean Rig Poseidon og støttefartøyer under Zafarani boreoperasjonen (Foto: Statoil/Heine Melkevik) JPG 4 MB
The drillship Ocean Rig Poseidon and support vessels at the Zafarani location.
Boreskipet Ocean Rig Poseidon og støttefartøyer under boreoperasjonen.
(Photo: Stena Drilling Ltd – www.stena-drilling.com)
(Foto: Stena Drilling Ltd – www.stena-drilling.com)
The partnership announced today that it has made a high impact discovery in the Pão de Açúcar prospect located in the BM-C-33 block in the Campos Basin.
Partnerne kunngjorde i dag at de har gjort et funn med stort potensial i Pão de Açúcar –prospektet i BM-C-33-blokken i Campos-bassenget.
The well is located some 195 kilometres offshore Rio de Janeiro State in 2,800 metres of water.
Brønnen er boret på 2.800 meters havdyp omkring 195 kilometer utenfor Rio de Janeiro State i Brasil.
Tim Dodson, Statoils konserndirektør for Leting
Tim Dodson, Statoils konserndirektør for Leting
The Pão de Açúcar well encountered two pre-salt accumulations comprising a hydrocarbon column of 480 metres with a total pay of around 350 metres.
To pre-salt-akkumuleringer bestående av en hydrokarbonkolonne på 480 meter med et samlet oljeførende lag på omkring 350 meter ble påtruffet.
A test performed in a partial section of the pay zone flowed 5,000 barrels per day of light oil and 28.5 million cubic feet per day of gas.
En del av den hydrokarbonførende sonen ble testet og strømmet til 5000 fat lett olje og 28,5 millioner kubikkfot gass per dag.
This was a choked Drill Stem Test (DST) with very limited drawdown.
Produksjonstesten (Drill Stem Test) med tilbakestruping på overflaten ga svært begrenset trykkfall i reservoaret.
The Pão de Açúcar discovery is the third find made in the BM-C-33 block after Seat and Gávea and confirms the area’s high potential.
Pão de Açúcar-funnet er tredje funn i BM-C-33-blokken etter Seat og Gávea, og bekrefter det positive potensialet i området.
“The development potential of the Pão and Gávea discoveries will now be evaluated by the partnership.
- Utviklingsmuligheter for Pão- og Gávea-funnene vil nå bli vurdert av partnerskapet.
This discovery increases our understanding of the pre-salt potential in the Campos Basin and improves our confidence in the recently acquired acreage position in the pre-salt Kwanza basin of Angola,” says executive vice president for Exploration in Statoil, Tim Dodson.
Funnet øker vår forståelse av pre-salt-potensialet i Campos-bassenget og styrker dessuten vår tro på selskapets nye pre-salt-posisjon i Kwanza-bassenget i Angola, sier Statoils konserndirektør for Leting, Tim Dodson.
“Statoil has clear ambitions to grow in Brazil through new exploration opportunities.
- Statoil har en klar ambisjon om å vokse i Brasil gjennom nye letemuligheter.
The Pão discovery will become an important building block in our growth ambitions,” says Kjetil Hove, country president for Statoil in Brazil.
Pão-funnet blir et viktig bidrag til vår vekstambisjon, sier Kjetil Hove, landsjef for Statoil i Brasil.
Repsol Sinopec is operator of the exploration consortium with a 35% stake.
Repsol Sinopec er operatør for letekonsortiet med 35 % eierandel.
Partners Statoil and Petrobras hold respective 35% and 30% shares.
De andre partnerne er Statoil (35 %) og Petrobras (30 %).
Statoil is also the operator of the Peregrino field in Brazil, which came on stream in April 2011.
Statoil er også operatør for Peregrino-feltet i Brasil, som kom i drift i april 2011.
The Pão discovery is the sixth high impact discovery made by Statoil in the last 12 months.
Pão-funnet er det sjette high impact-funnet Statoil har gjort i løpet av de siste 12 månedene.
The other discoveries are Skrugard and Havis in the Barents Sea, Johan Sverdrup (former Aldous/Avaldsnes) in the North Sea, Peregrino South in Brazil and Zafarani in Tanzania.
De andre funnene er Skrugard og Havis i Barentshavet, Johan Sverdrup (tidligere Aldous/Avaldsnes) i Nordsjøen, Peregrino Sør i Brasil og Zafarani i Tanzania.
(*) ”High-impact well” = a total of more than 250 million barrels of oil equivalent (boe), or 100 million boe net to Statoil.
(*) High impact-funn = > 250 millioner fat oljeekvivalenter (foe) totalt, eller > 100 millioner fat oe til Statoil
Investor relations Erik Gonder, Investor Relations Officer Tel: +47 99562611 (mobile)
Investor relations Erik Gonder, Investor Relations Officer Tel: +47 99562611 (mobil)
Pão de Açúcar – A sweet high-impact discovery PDF 1 MB
Pão de Açúcar – A sweet high-impact discovery PDF 1 MB
Stena DrillMAX (Photo: Stena Drilling Ltd – www.stena-drilling.com) JPG 2 MB
Stena DrillMAX (Foto: Stena Drilling Ltd – www.stena-drilling.com) JPG 2 MB
Brazil horizon (Photo: Statoil/Øyvind Hagen) JPG 2 MB
Brazil horizon (Foto: Statoil/Øyvind Hagen) JPG 2 MB
The well is being drilled by the Stena DrillMAX drillship.
Letebrønnen bores med boreskipet Stena DrillMAX.
By upgrading the drilling facilities on Snorre A we reckon we can recover 67 million additional barrels of oil from the Snorre field,” says Bente Aleksandersen, head of Operations South in Development and Production Norway in Statoil.
Ved å oppgradere boreanlegget på Snorre A regner vi med å kunne ta ut 67 millioner ekstra fat olje fra Snorre-feltet, sier Bente Aleksandersen, direktør for drift sør i Statoil.
With an oil price of USD 100 per barrel, that means oil worth roughly NOK 40 billion.
Med en oljepris på 100 dollar fatet betyr det olje for om lag 40 milliarder kroner.
Several of the Statoil-operated fields will get an extended lifetime because the company will manage to increase the recovery of oil and gas and tie back new discoveries to already established field centres.
Flere av feltene Statoil opererer får forlenget levetid fordi vi klarer å øke utvinningen av olje og gass fra feltene og knytte nye funn til allerede etablerte feltsentre.
The upgrade of the drilling facilities is an important step towards extending the lifetime of several fields and thereby helping boost recovery.
Oppgradering av boreanlegg er et viktig tiltak for å forlenge levetiden på flere felt og gjennom det bidra til økt utvinning.
The Snorre A upgrade will help extend the field’s lifetime until 2040.
På Snorre A vil oppgradering av boreanlegget bidra til å forlenge feltets levetid fram til 2040.
There are also plans to upgrade the drilling facilities on the Gullfaks field, which will make a significant contribution to extending its lifespan.
Det planlegges også oppgraderinger på boreanleggene på Gullfaksfeltet som et viktig bidrag til økt levetid der.
Bente Aleksandersen, head of Operations South in Development and Production Norway in Statoil.
Bente Aleksandersen, direktør for drift sør i Statoil.
Lars Christian Bacher holds a master’s degree in chemical engineering from the Norwegian University of Science and Technology (NTH) and a business degree from the Norwegian School of Economics (NHH).
Lars Christian Bacher er sivilingeniør i kjemiteknikk fra Norges Tekniske Høgskole (NTH), og har høyere avdeling i finans fra Norges Handelshøyskole (NHH).
He joined Statoil in 1991, and has held a number of management positions in Statoil including platform manager at the Norne and Statfjord fields on the Norwegian continental shelf.
Han kom til Statoil i 1991 og har hatt en rekke lederstillinger i Statoil, blant annet som plattformsjef på Norne- og Statfjord-feltene på norsk sokkel.
He has also been vice president for Gullfaks operations and later senior vice president for the Tampen area.
Han har også vært direktør for Gullfaks drift og senere direktør for Tampen-området.
He led the restructuring and integration process for Development and Production Norway (DPN) following the merger with Hydro and was senior vice president for operations North Sea in DPN.
Han ledet omorganiserings- og integrasjonsprosessen for Undersøkelse og produksjon Norge (UPN) etter fusjonen med Hydro, og var driftsdirektør for Nordsjøen i UPN.
Bacher is coming from the position as senior vice president for Canada in Development & Production North America (DPNA), a position he has held since October 2009.
Bacher kommer fra stillingen som direktør for Statoils virksomhet i Canada i Utvikling og produksjon Nord-Amerika (UPNA), en stilling han har hatt siden oktober 2009.
”Lars Christian Bacher is taking on the international development and production responsibility at a significant time.
– Lars Christian Bacher overtar ansvaret for Statoils internasjonale utvikling og produksjon i en viktig periode for selskapet.
He has experience from different parts of the value chain including handling external stakeholders and international exposure.
Han har erfaring fra forskjellige deler av verdikjeden, som blant annet omfatter håndtering av eksterne interessenter og internasjonal eksponering.
He brings strategic and operational experience to the corporate executive committee of Statoil”, says president and CEO Helge Lund.
Han tar med seg strategisk og driftsrelatert erfaring inn i konsernledelsen i Statoil, sier konsernsjef Helge Lund.
“At the same time I want to give recognition to Peter Mellbye for the achievements he has brought to Statoil over three decades”, Lund says.
– Samtidig vil jeg gjerne gi anerkjennelse til Peter Mellbye for alt han har bidratt med i Statoil gjennom tre tiår, sier Lund.
Investor relations Hilde Merete Nafstad, senior vice president investor relations, Tel: + 47 957 83 911 (mobile)
Investor relations Hilde Merete Nafstad, direktør IR, Tlf: +47 957 83 911 (mobil)
Morten Sven Johannessen, vice president, investor relations North America, Tel: +1 203 570 2524 (mobile)
Morten Sven Johannessen, direktør, investor relations, Nord-Amerika, Tlf: +1 203 570 2524 (mobil)
Media relations Bård Glad Pedersen, press spokesperson, Tel: +47 91 80 17 91 (mobile)
Media relations Bård Glad Pedersen, pressetalsmann, Tlf: +47 91 80 17 91 (mobil)
Portrait of Lars Christian Bacher (Photo: Harald Pettersen/Statoil) JPG 1 MB
Portrett av Lars Christian Bacher (Foto: Harald Pettersen/Statoil) JPG 1 MB
Lars Christian Bacher
Lars Christian Bacher
Bacher will succeed Peter Mellbye who is retiring after 30 years with the company.
Bacher vil etterfølge Peter Mellbye som går av med pensjon etter 30 år i selskapet.
89.43017
89,43017
4807.595739
4807,595739
In order to realise the full potential of the NCS, increasing drilling activity on mature fields is important.
For å realisere det fulle potensialet på norsk sokkel er økt borevirksomhet på modne felt viktig.
Lower rig rates, greater drilling efficiency and access to rigs are key factors to meet this challenge.
Lavere riggrater, økt boreeffektivitet og bedre tilgang til rigger er avgjørende for å møte denne utfordringen.
The new rig concept is designed to meet these requirements.
Den nye riggtypen er utformet for å møte disse kravene.
Øystein Arvid Håland, head of drilling and well in Statoil.
Øystein Arvid Håland, leder for boring og brønn i Statoil.
“The key to maintain today’s production level on the NCS towards 2020 is improved recovery from existing fields and fast and effective development of new fields.
– Økt utvinning fra eksisterende felt og rask og effektiv utbygging av nye felt er avgjørende for å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel mot 2020.
We need to drill more wells to deliver on our production ambitions,” says Øystein Arvid Håland, head of drilling and well in Statoil.
Vi må bore flere brønner for å levere på våre produksjonsambisjoner, sier Øystein Arvid Håland, leder for boring og brønn i Statoil.
New tailor-made rigs
Nye skreddersydde rigger
The new category J rigs will be able to operate at water depths from 70 to 150 meters and drill wells down to 10,000 meters.
De nye kategori J-riggene vil kunne operere på havdyp fra 70 til 150 meter og bore brønner ned mot 10.000 meters dyp.
It is a tailor-made jack-up rig for operations in harsh environment on both surface- and subsea wells in the shallow-water segments on the NCS.
Dette er en skreddersydd oppjekkbar rigg for operasjoner i værutsatte områder for brønner både på overflaten og på havbunnen i grunne havområder på norsk sokkel.
It will be a tool primarily for drilling and completion of production wells.
Det blir et verktøy hovedsakelig for boring og komplettering av produksjonsbrønner.
Driving technology and innovation
Fremmer teknologi og innovasjon
“Statoil has the capacity and competence to drive technology and innovation to drill more efficiently and rejuvenate the rig fleet on the NCS.
– Statoil har kapasitet og kompetanse til å fremme teknologi og innovasjon for å bore mer effektivt og fornye riggflåten på norsk sokkel.
The new category J rigs will deliver wells 20% more efficient than conventional rigs.
De nye cat J-riggene vil levere brønner 20 prosent mer effektivt enn konvensjonelle rigger.
We aim to achieve reduced cost and time per well with safe and efficient operations,” says Håland.
Vi tar sikte på å redusere kostnad og tid per brønn med sikre og effektive operasjoner, sier Håland.
The rig design is currently being developed in collaboration with various industry players like hull designers, topside suppliers, construction yards and drilling contractors.
Riggdesignet utarbeides nå i samarbeid med flere industriaktører som skrogdesignere, leverandører av overbygg, verft og borekontraktører.
Reducing costs by taking ownership
Reduserer kostnader gjennom eierskap
“Statoil is continuously working to secure a rig fleet with the right capacities and capabilities to suit our needs.
– Statoil arbeider kontinuerlig for å sikre at riggflåten har kapasitet og er tilpasset våre behov.
However, upgrade and adaptions on many of the existing rigs appear too costly for our requirements and challenges on the NCS.
Oppgradering og tilpasninger av mange eksisterende rigger synes imidlertid for kostbart i forhold til våre krav og utfordringer på norsk sokkel.
We are therefore taking steps to rejuvenate the rig fleet and ensure that the right rigs meet the right requirements,” says Jon Arnt Jacobsen, chief procurement officer in Statoil.
Vi tar derfor steg for å forynge riggflåten og sikre at de rette riggene møter de rette kravene, sier direktør for anskaffelser i Statoil Jon Arnt Jacobsen.
“Now we follow up our industrial approach by proposing to take ownership of the rigs through licenses to improve economics further.
– Vi følger nå opp vår industrisatsing ved villighet til å ta eierskap i riggene gjennom lisenser for å forbedre økonomien ytterligere.
As a long-term industrial player on the NCS, we look forward to working with suppliers who have competence in building and operating rigs to develop new and cost-effective solutions,” says Jacobsen.
Som langsiktig aktør på norsk sokkel ser vi fram til å samarbeide med leverandører som har kompetanse innen bygging og drift av rigger for å utvikle nye og kostnadseffektive løsninger, sier Jacobsen.