natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Total investment framework of roughly NOK 21 billion
Planen har en samlet investeringsramme på om lag 21 milliarder kroner
Oil and gas will be produced from Jurassic reservoir rocks
Olje og gass produseres fra reservoar av jura alder
Located 4,200-4,700 metres down, the reservoir has pressures up to 820 bar
Trykket i reservoaret er opp til 820 bar
Plans call for seven production wells.
Det skal bores 7 produksjonsbrønner
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
Due to come on stream in 2014
Planlagt produksjonsstart i 2014
”The entire operation has been carried out according to plan and in a secure manner,” reports Anders Opedal, senior vice president for projects in Statoil’s Technology, Projects and Drilling business area.
– Hele operasjonen har gått etter plan og på en sikker måte.
02.08.2011
02.08.2011
103.370824
103,370824
4086.749265
4086,749265
Well 16/2-8, drilled by the Transocean Leader drilling rig, has identified an approximately 65-metre oil column in Jurassic sandstone.
Brønnen 16/2-8 som er boret med Transocean Leader har påvist en oljekolonne på cirka 65 meter i sandstein fra Jura-alder.
The acquired data confirm that this is a reservoir of excellent quality.
Innsamlede data bekrefter at reservoaret er av meget god kvalitet.
Statoil has previously described the well as a high-impact well (*), and the result confirms Statoil’s belief in the exploration potential on the Norwegian continental shelf in line with what was communicated at the Capital Markets Day event in New York in June.
Statoil har tidligere beskrevet brønnen som en ”High impact”-brønn (*), og resultatet bekrefter Statoils tro på letepotensialet på norsk sokkel i tråd med det som ble kommunisert på kapitalmarkedsdagen i juni.
Preliminary volumes are estimated to be between 200 and 400 million barrels of oil equivalent (boe) for this part of the structure in PL 265, and Statoil expects additional upside in the licence both north and south of the discovery.
Foreløpige volumer er estimert til å være mellom 200 og 400 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.) for denne delen av strukturen i PL 265, og Statoil forventer ytterligere oppside i lisensen både nord og sør for funnet.
Aldous Major South is located west of Lundin’s Avaldsnes discovery (licence PL 501), where Statoil has a 40% stake, and some 35 kilometres south of the Statoil-operated Grane field.
Aldous Major South ligger rett vest av Lundins Avaldsnes-funn (lisens PL 501) hvor Statoil er partner (40 prosent) og om lag 35 kilometer sør for det Statoilopererte Grane-feltet.
Well 16/2-8 indicates the same oil-water contact as in the Avaldsnes discovery well, which suggests the likelihood of communication between the two structures.
Brønnen 16/2-8 indikerer den samme olje-vann kontakten som i Avaldsnes-funnbrønnen, noe som sannsynliggjør kommunikasjon mellom de to strukturene.
The Avaldsnes discovery encountered a 17-metre oil column.
Avaldsnes-funnet påviste en oljekolonne på 17 meter.
Statoil will update its total resource estimate for the area when the wells are completed and the data analysed.
Statoil vil oppdatere sine ressursestimat totalt for området når boringene er avsluttet og dataene er ferdig analysert.
“Aldous Major South is a considerable oil discovery in one of Statoil’s core areas.
- Aldous Major South er et betydelig oljefunn i et av Statoils kjerneområder.
Together with the Avaldsnes discovery this may allow for a new stand-alone development in the North Sea.
Sammen med Avaldsnes-funnet vil dette kunne gi grunnlag for en ny, selvstendig utbygging i Nordsjøen.
After completing this well Transocean Leader will start drilling the Aldous Major North well.
Etter ferdigstillelse av denne brønnen, vil Transocean Leader starte boringen av Aldous Major North.
This well also has a considerable volume potential.
Denne brønnen har også et betydelig volum-potensiale.
The partnership is planning two appraisal wells in PL 265 next year and Statoil has secured rig capacity for this.
Partnerskapet planlegger boring av to avgrensningsbrønner i lisensen (PL 265) neste år.
Aldous_Major_South_Map_Download JPG 617 kB
arcmap20110805_Aldus_Major_South_Entry_2500 JPG 617 kB
The well was drilled by the Transocean Leader drilling rig.
Letebrønnen er boret med boreriggen Transocean Leader.
Petter Vådal, board member in Statoil Fuel & Retail ASA has on 9 August 2011 purchased 225 shares in Statoil ASA at a price of NOK 111.6 per share and will after the purchase hold 225 shares in Statoil ASA.
Petter Vådal, styremedlem i Statoil Fuel & Retail ASA har den 9. august 2011 kjøpt 225 aksjer i Statoil ASA til en pris per aksje på 111,6 kroner og vil etter kjøpet eie 225 aksjer i Statoil ASA.
The following primary insider in Statoil Fuel & Retail ASA (OSE:SFR) has purchased shares in Statoil ASA (OSE:STL, NYSE:STO):
Følgende primærinnsider i Statoil Fuel & Retail ASA (OSE:SFR) har kjøpt aksjer i Statoil ASA (OSE:STL, NYSE:STO):
The shares have been acquired at a price of NOK 122.52 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 122,52 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,219,326 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.219.326 aksjer.
On behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 15 August 2011 purchased 567,000 shares for use in the group`s Share saving plan.
På vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) har DnB NOR 15. august 2011 kjøpt 567.000 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
“Aldous/Avaldsnes is a giant oil discovery, and according to our estimates the combined discovery may make the top 10 list of NCS oil discoveries.
- Aldous/Avaldsnes er et stort oljefunn, og våre beregninger tyder på at det samlede funnet kan havne på topp ti-listen av oljefunn på norsk sokkel.
Norway has not seen a similar oil discovery since the mid-eighties” says Tim Dodson, Statoil’s executive vice president for Exploration.
Ikke siden midten av åtti-tallet er det gjort et tilsvarende oljefunn i Norge, sier Tim Dodson, konserndirektør for leting i Statoil.
This is the third “high-impact discovery” (*) for Statoil as an operator in 2011.
For Statoil er dette det tredje ”high impact”-funnet(*) som operatør i 2011.
In April of this year the 250 million barrel Skrugard oil discovery was made in the Barents Sea, and the 150-300 million barrel Peregrino South oil field was discovered offshore Brazil.
I april i år ble oljefunnet Skrugard på cirka 250 millioner fat påvist i Barentshavet og oljefunnet Peregrino Sør på mellom 150 og 300 millioner fat ble påvist i Brasil.
“The discoveries are a result of Statoil’s exploration strategy of prioritising high-impact opportunities, while focusing on our established core areas,” says Dodson.
- Funnene er et resultat av Statoils letestrategi hvor vi prioriterer ”high impact”-muligheter, samtidig som vi fokuserer i våre etablerte kjerneområder, sier Dodson.
As the company announced on 8 August, a minimum 65-metre oil column has been confirmed in Aldous Major South well 16/2-8 in the North Sea.
Som selskapet kommuniserte 8. august, er det påvist en oljekolonne på minimum 65 meter i Aldous Major South-brønnen 16/2-8 i Nordsjøen.
The discovery was made in Jurassic sandstone in a very good quality reservoir consisting of coarse-grained, unconsolidated sand.
Funnet er gjort i sandstein av jura alder i et reservoar av meget god kvalitet bestående av grovkornet, ukonsolidert sand.
The well has also established common oil/water contact between the Aldous and Avaldsnes structures, and according to preliminary estimates the combined discovery in the two licences (PL 265 and PL 501) totals between 500 million and 1.2 billion barrels of recoverable oil equivalent.
Brønnen har videre påvist en felles olje-/vannkontakt mellom Aldous- og Avaldsnes-strukturene, og foreløpige beregninger av størrelsen på det samlede funnet i de to lisensene (PL 265 og PL 501) er mellom 500 og 1200 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
Between 200 and 400 million barrels of these resources have been discovered in well 16/2-8, with strong indications from well data of another 200 to 400 million barrels of recoverable oil equivalent in the same structure, whereas a resource base of 100 to 400 barrels previously has been estimated in the Avaldsnes structure (PL 501).
Av dette er mellom 200 og 400 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter påvist i brønn 16/2-8 og brønndata har sannsynliggjort ytterligere 200 til 400 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter i samme struktur, mens det tidligere er beregnet et ressursanslag på 100 til 400 i Avaldsnes-strukturen (PL 501).
In addition the partners plan further appraisal drilling in licence PL 265 next year to clarify the full volume potential for a future development solution.
I tillegg planlegger partnerskapet videre avgrensning i lisensen (PL 265) neste år for å avklare det fulle volumpotensialet for en fremtidig utbyggingsløsning.
“As we said at the Capital Market Day event in New York in June, the NCS is a world-class petroleum province.
- Som vi sa på kapitalmarkedsdagen i juni, så er norsk sokkel et petroleumsområde i verdensklasse.
The Aldous/Avaldsnes discoveries are evidence that the NCS is still attractive.
Aldous/Avaldsnes-funnene er et bevis på at norsk sokkel fortsatt er attraktiv.
Making a discovery of this size in a mature area shows that exploration is all about perseverance, creativity and obtaining new knowledge,” says Dodson.
Å gjøre funn av denne størrelsen i et modent område, viser at leting handler om utholdenhet, kreativitet og innhenting av ny kunnskap, sier Dodson.
(*) “High-impact discovery” = a total of more than 250 million barrels of oil equivalent, or 100 million net barrels of oil equivalent to Statoil.
(*) High impact = Mer en 250 millioner fat oljeekvivalenter totalt eller mer enn 100 millioner fat oljeekvivalenter til Statoil.
In connection with the find, Statoil is pleased to invite the media to a press briefing with Exploration executive vice president Tim Dodson.
Statoil har gleden av å invitere media til en pressebrief i anledning funnet med konserndirektør for leting, Tim Dodson.
Time: 16 August 2011, 10.00-11.00 Location: Statoil, Vækerø (Oslo), Norway
Tid: Tirsdag 16. august 2011, 10:00 - 11:00 Sted: Statoil, Vækerø.
The press briefing can also be followed from Statoil's head office in Stavanger via video conference.
Pressebriefen kan også følges fra Statoils hovedkontor i Stavanger via videokonferanse.
The press presentation will be made available on statoil.com at the start of the press conference.
Presentasjonen vil bli gjort tilgjengelig på statoil.com i forbindelse med pressekonferansen.
Conference call for investors and analysts
Telefonkonferanse for investorer og analytikere
A conference call for investors and analysts will be arranged, with participation from CFO Torgrim Reitan and EVP for Exploration Tim Dodson, on Tuesday 16 August at 14.00 CET (8.00 EST) For participation in the conference call please call:
Det vil bli avholdt en telefonkonferanse for investorer og analytikere med konserndirektør leting, Tim Dodson, og CFO, Torgrim Reitan, tirsdag 16. august klokken 14.00 Central European Time.
• +44 (0)20 3364 5381 International dial-in • 800 56054 Norway Toll Free • 0800 279 4841 UK Toll Free • 1877 249 9037 USA Toll Free
For å delta på telefonkonferansen vennligst ring inn på følgende numre: • +44 (0)20 3364 5381 inn til Storbritannia • 800 56054 i Norge • 0800 279 4841 i Storbritannia • 1877 249 9037 i USA
Confirmation Code: 5624806
Bekreftelseskode: 5624806
Participants will have to quote the above code when dialling into the conference.
Deltakerne må bruke denne koden når de ringer inn til telefonkonferansen.
Further information:
Kontaktpersoner:
Hilde Merete Nafstad, senior vice president IR, +47 957 83 911 (mobile) Morten Sven Johannessen, vice president, US IR, + 1 203 570 2524 (mobile)
Hilde Merete Nafstad, direktør IR, +47 957 83 911 (mobil)
Jannik Lindbæk jr., vice president for media relations, +47 977 55 622 (mobile)
Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør, +47 977 55 622 (mobil)
Aldous_presentation_2011_16_August PDF 686 kB
Aldous_presentasjon_2011_16_August PDF 686 kB
Statoil’s executive vice president for Exploration, Tim Dodson, shows off oil samples from the Aldous discovery during a 16 August press conference.
Statoils konserndirektør for leting, Tim Dodson, viser fram oljeprøver fra Aldous-funnet i forbindelse med en pressekonferanse 16. august.
Øystein Michelsen, Statoil’s executive vice president for Development and Production Norway (DPN), presented the PDO to Ola Borten Moe, Norway’s minister for petroleum and energy.
Det var Øystein Michelsen, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon Norge, som overleverte planen til olje- og energiminister Ola Borten Moe.
“The decision to improve recovery from Åsgard is one of the most important we are taking this year to sustain output on the Norwegian continental shelf,” says Michelsen.
- Beslutning om økt utvinning på Åsgard er en av de viktigste vi tar i år for å opprettholde produksjonen på norsk sokkel.
“This solution has been made possible through an innovative partnership on the Åsgard licence.”
Løsningen er muliggjort gjennom et innovativt partnerskap i Åsgard-lisensen, sier Øystein Michelsen.
The PDO represents a quantum leap in technological terms, which could contribute to a substantial boost in recovery factor and production life for a number of gas fields.
Beslutningen representerer et teknologisprang som kan bidra til at utvinningsgrad og levetid for flere gassfelt kan økes i betydelig grad.
Development and Production Norway executive vice president Øystein Michelsen presented the PDO to Norwegian petroleum and energy minister Ola Borten Moe.
Utvikling og produksjon Norge konserndirektør Øystein Michelsen presenterte PUD til norske olje-og energiministeren Ola Borten Moe.
(Photo: Trond Isaksen/Statoil)
(Foto: Trond Isaksen/Statoil)
Subsea compression on Åsgard is expected to improve recovery from the Mikkel and Midgard fields by some 278 million barrels of oil equivalent.
Åsgard havbunns-gasskompresjon er forventet å øke utvinningen fra Mikkel og Midgard med omkring 278 millioner fat oljeekvivalenter.
That makes the project one of the most important contributors to new volumes, and provides future opportunities for improved recovery from a number of fields.
Det gjør prosjektet til en av de viktigste bidragsyterne til nye volumer, og gir fremtidige muligheter for økt utvinning på flere felt.
Quantum leap Natural pressure in Midgard and Mikkel will become too low over time to maintain stable flow and a high production profile from the Åsgard B platform in the Norwegian Sea.
Teknologisk sprang Over tid blir trykket fra Midgard og Mikkel for lavt til å kunne opprettholde stabil strømning og høy produksjonsprofil fram til Åsgard B-plattformen.
To compensate for this decline, Statoil intends to install seabed compressors near the wellheads and so increase the pressure.
For å kompensere for dette vil vi installere kompressorer på havbunnen nær brønnhodene for å øke trykket.
Wellstreams will be piped in a common line to Åsgard B.
Brønnstrømmen vil bli sendt i felles rør til Åsgard B-plattformen.
“This represents a quantum leap in subsea technology, and an important step in realising our vision of a complete underwater plant,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
-Dette er et kvantesprang innen havbunnsteknologi og er et viktig steg i realiseringen av vår visjon om en komplett undervannsfabrikk.
"The subsea compressors on Åsgard represent a major technological advance," says Technology, Projects and Drilling executive vice president Margareth Øvrum.
- Subsea kompressorer på Åsgard representerer et stort teknologisk fremskritt, sier Teknologi, prosjekter og boring konserndirektør Margareth Øvrum.
“The technology has a substantial potential for improving recovery,” she adds, and emphasises that it is important for future field development in deep water and Arctic regions.
I tillegg understreker Øvrum at teknologien er viktig for fremtidig feltutvikling i områder med dypt vann og i arktiske strøk.
“Testing and qualifying new solutions is vital to the success of our technological developments,” Øvrum notes.
- Skal vi lykkes med teknologiutvikling er det svært viktig å teste og kvalifisere ny teknologi.
“We have already come a long way, but know that the remaining stretch will be a demanding one.
Vi har allerede kommet langt, men vet at også den gjenstående delen blir en krevende jobb.
“Developing technology is always challenging, but we have surmounted technological obstacles before and are confident that we will succeed in doing so again on Åsgard together with our partners.”
Det er alltid utfordringer knyttet til teknologiutvikling, men vi har krysset teknologigrenser tidligere, og vi er trygge på at vi skal klare å gjøre det igjen på Åsgard sammen med våre partnere, sier hun.
She adds that substantial synergy exists between technological qualification on Åsgard and the work being done by Statoil together with operator Shell on the Ormen Lange gas field.
Øvrum peker videre på at det er betydelig synergi mellom teknologikvalifiseringen på Åsgard og den som Statoil utfører sammen med operatøren Shell på Ormen Lange-feltet.
Åsgard’s bright future Åsgard is a crucial hub on the Halten Bank and a key factor in the Norwegian Sea.
Lys fremtid for Åsgard Åsgard er et avgjørende knutepunkt på Haltenbanken og sentral brikke i Norskehavet.
Subsea compression from Mikkel and Midgard will safeguard future production from the field, says Michelsen.
Havbunns-gasskompresjon fra Mikkel og Midgard sikrer fremtidig produksjon fra Åsgard-feltet, sier Michelsen.
Statoil is working continuously on other measures to improve recovery in the same area – including reducing processing pressure, drilling and maintaining wells, and applying innovative solutions.
Statoil jobber kontinuerlig med andre tiltak for å øke utvinningen i området som lavere prosesseringstrykk, boring av nye brønner, vedlikehold av brønnene og implementering av innovative løsninger.
Åsgard is an important hub in a prospective area, and spare processing capacity which becomes available in its facilities can also be offered to others.
Åsgard er et viktig knutepunkt i et prospektivt område og etter hvert som det blir ledig prosesseringskapasitet i anleggene kan denne også tilbys til andre.
“Our vision is a field which is still producing in 2050 with a recovery factor among the best in the world,” says Michelsen.
– Vår visjon er et fortsatt produserende Åsgard i 2050 med en utvinningsgrad i verdenstoppen, sier Michelsen.
The subsea compression development will also expand capacity in the Åsgard Transport pipeline, which carries gas from Norwegian Sea installations to the Kårstø plant north of Stavanger.
Utbyggingen vil også gi økt utnyttelse av kapasiteten i Åsgard Transport, rørledningen som transporterer gass fra installasjonene i Norskehavet til Kårstø i Rogaland.
A letter of intent has also been signed with the Veidekke and Selmer Skanska companies to construct a road and a 2.3 km subsea tunnel from Hammerfest to Melkøya.
I tillegg er det inngått en intensjonsavtale med selskapene Veidekke og Selmer Skanska om bygging av vei og en 2,3 km lang undersjøisk tunnel fra Hammerfest til Melkøya.
The contracts have a combined value of around NOK 700 million.
Til sammen er oppdragene verdt rundt 700 millioner kroner.
“This is one of the largest construction contracts on land in Scandinavia,” reports Morten Vinje, area manager in the Snøhvit organisation.
"Dette er et av de største anleggsprosjektene på land i Skandinavia," sier Morten Vinje, områdesjef i Snøhvit-organisasjonen.
Most of the investments are related to the blasting and levelling of the industrial site.
Størsteparten av investeringene er knyttet til industritomten med sprenging og planering.
The work includes the construction of cooling water tunnels, a dock for the process plant and a quay.
Inkludert i arbeidet er bygging av kjølevannstunneller, dokk for prosessanlegget og anleggskai.
Mr Vinje adds that the contracts are being awarded with the proviso that the Storting (parliament) approves the Snøhvit development, which will probably take place in March.
Ifølge Vinje tildeles endelige kontrakter under forutsetning av at Stortinget godkjenner Snøhvit-utbyggingen, det skjer trolig tidlig i mars.
He says that the purpose of awarding the contracts so early is to give the contractors time to plan the work and establish subcontractors.
Han sier at formålet med å inngå intensjonsavtaler såpass tidlig er å gi entreprenørene tid til å planlegge arbeidene og knytte til seg underleverandører.
Plans call for the work to begin immediately following the Storting’s ruling.
Planen er å starte eventuelle arbeider umiddelbart etter Stortingets vedtak.
The levelling of the site is estimated to take one year.
Planeringen av tomten er beregnet til å ta ett år.
It will then be ready for the installation of process facilities and the four storage tanks – two for liquefied natural gas (LNG), one for liquefied petroleum gases (LPG) and one for condensate.
Da skal den være klargjort for installering av prosessanlegg og fire lagertanker, to for flytende naturgass (liquefied natural gas, LNG), én for våtgass (liquefied petroleum gases, LPG) og én for kondensat (lettolje).
The LNG plant at Melkøya is planned to come on stream at the end of 2005.
LNG-fabrikken på Melkøya skal etter planen være ferdig rundt årsskiftet 2005/2006.
Operator Statoil has signed a letter of intent with NCC Norge for blasting and levelling of the industrial site for the Snøhvit project at Melkøya off Hammerfest in Finnmark county.
Operatøren Statoil har inngått en intensjonsavtale med NCC Norge om utsprenging og planering av industritomten til Snøhvit-prosjektet på Melkøya ved Hammerfest i Finnmark.
Following this, the share saving plan has 6,923,252 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.923.252 aksjer.
“We regard the area around Gullfaks South as prospective and the find confirms our faith in the area.
– Vi vurderer området rundt Gullfaks Sør som prospektivt, og funnet bekrefter vår tro på området.
Even though the volumes are modest compared with the large finds made off Norway earlier, this type of discovery is important for maximising the potential on the Norwegian continental shelf, and contributes to extending the production life of installations.”
Selv om volumene er beskjedne sett i forhold til de store funnene som er gjort på sokkelen tidligere, er funn av denne typen viktige for å maksimere potensialet på norsk sokkel.
Tom Dreyer, exploration head for the northern North Sea
Tom Dreyer, letesjef for Nordsjøen Nord
The wells were intended to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks of the Brent group, and whether communication exists with the producing structures in Gullfaks South.
Hensikten med brønnene var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Brent-gruppen) og å avklare om det er kommunikasjon med de produserende områdene på Gullfaks Sør.
No hydrocarbons were found in the lower Brent group.
Det ble ikke påvist hydrokarboner i nedre del av Brent-gruppen.
The wells have not been formation tested, but data were collected and cores taken to determine the hydrocarbon system and contacts.
Brønnene er ikke formasjonstestet, men det er utført datainnsamling og prøvetaking for å fastslå hydrokarbonsystem og kontakter.
Preliminary calculations indicate that 3 to 9.5 million barrels of recoverable oil equivalent are present, which are planned to be tied back to existing infrastructure in the Gullfaks area.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom 3 og 9,5 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, som er planlagt knyttet opp til eksisterende infrastruktur i Gullfaks området.
The two other discoveries made so far this year in the Gullfaks licence are Rutil and Opal.
De to andre funnene i Gullfaks-lisensen i år er Rutil og Opal.