natgillin/translations-raw huggingface dataset:
"We fully endorse Rosneft's initiative.
– Vi støtter Rosnefts initiativ fullt ut.
The purpose of the Declaration reflects Statoil's values and our commitment to safeguarding health, safety and the environment in our operations on a daily basis", added President and CEO of Statoil Helge Lund.
Målet med erklæringen reflekterer Statoils verdier og vår forpliktelse til å ivareta helse, miljø og sikkerhet i våre aktiviteter hver eneste dag, legger konsernsjef i Statoil, Helge Lund, til.
The biggest gain for the Statoil facility near Bergen arises because devices to meter temperature, pressure and density no longer need to be sent for regular calibration, reports Henning Ekerhovd, in charge of metering technology at the plant.
Måleteknisk ansvarlig for anlegget, Henning Ekerhovd, sier at den største gevinsten ligger i at Statoil slipper å sende måleinstrumentene for temperatur, trykk og tetthet til regelmessig kontroll.
That used to be necessary in order to track exactly how much gas was being exported from Kollsnes.
Dette har blitt gjort for å spore nøyaktig hvor mye gass som blir eksportert.
Instead, Statoil is now monitoring the plant with an advanced computer system.
I stedet overvåker Statoil anlegget ved hjelp av et avansert datasystem.
The group pipes some 60 million cubic metres of gas daily from Kollsnes to customers in continental Europe.
Hvert døgn eksporterer Statoil cirka 60 millioner kubikkmeter gass til kunder på kontinentet fra Kollsnes.
Metering the flow through the processing facilities on a monthly basis allows both government and partners to calculate their share of revenue from these sales.
Av dette salget skal staten og partnerne beregne sine inntekter.
New routines for metering and maintenance have been adopted in cooperation with the Norwegian Petroleum Directorate.
Nå er nye rutiner for måling og vedlikehold innført i samarbeid med Oljedirektoratet.
Changes include installing two temperature meters rather than one at the same point in the process plant.
Blant annet er det installert to i stedet for én temperaturmåler på samme punkt i prosessanlegget.
A database which holds all relevant information has also been introduced for maintenance, providing a good overview of which components have to be replaced.
En database som lagrer all informasjon er også tatt i bruk for vedlikehold.
"We've previously exchanged similar components in all the trains simultaneously," explains Mr Ekerhovd.
"Tidligere skiftet vi tilsvarende deler på alle linjene samtidig.
An advanced computer system is cutting annual maintenance and metering costs at the Kollsnes gas treatment plant by up to NOK 2 million.
Et avansert datasystem sparer prosessanlegget på Kollsnes i Hordaland for opptil to millioner kroner årlig i vedlikeholds- og målekostnader.
Good cooperation internally and with the license partners has led to sound and cost-effective solutions," says Bjørn Herdlevær, project manager for Svalin.
Et godt samarbeid internt og med lisenspartnerne har ført til gode og kosteffektive løsninger, sier Bjørn Herdlevær, oppdragsleder for Svalin.
Fast-track developments are characterised by the use of standard solutions and existing infrastructure.
Såkalte fast-track; hurtigutbygginger, kjennetegnes ved bruken av standardløsninger og eksisterende infrastruktur.
The Svalin field is located about six kilometres southwest of the Grane platform, at a water depth of 125 metres.
Svalin-feltet ligger om lag seks kilometer sør-vest for Grane-plattformen, på 125 meters vanndyp.
Recoverable reserves are estimated at approximately 75 million barrels of oil (corresponding to 12 million standard cubic metres).
Utvinnbare reserver er beregnet til om lag 75 millioner fat olje (tilsvarende 12 millioner standard kubikkmeter).
The reserves are about equally split between the two structures on the field: Svalin C and Svalin M.
Reservene er omtrent likt delt mellom de to strukturene på feltet: Svalin C og Svalin M.
Producing via Grane
Produserer via Grane
The Svalin field will be connected to the Grane platform.
Svalin-feltet skal knyttes til Grane-plattformen.
The wellstream from Svalin M will be produced through a designated well drilled from the Grane platform.
Brønnstrømmen fra Svalin M skal produseres gjennom en egen brønn boret fra Grane-plattformen.
Svalin C will be a subsea facility tied in to Grane by a six-kilometre production pipeline.
Svalin C blir et havbunnsanlegg knyttet opp mot Grane med et seks kilometer langt produksjonsrør.
There will be a joint processing and export solution.
Prosesserings- og eksportløsning vil være felles.
The gas compression facility on the Grane platform will be modified to handle gas from Svalin.
Gasskompresjonsanlegget på Grane-plattformen vil bli modifisert for å håndtere gass fra Svalin.
Oil from Svalin will be transported together with Grane's own production in the existing pipeline from Grane for storage and shipment from the oil terminal at Sture.
Olje fra Svalin vil bli transportert sammen med Granes egen produksjon i den eksisterende rørledningen fra Grane for lagring og utskipning fra oljeterminalen på Sture.
Starting next year
Starter neste år
Svalin M was discovered in 2008, and production start-up is slated for the end of 2013.
Svalin M ble funnet i 2008, og produksjonsstart her er planlagt til slutten av 2013.
Svalin C was discovered in 1992 and is scheduled to start producing during the summer of 2014.
Svalin C ble funnet i 1992 og skal etter planen settes i produksjon sommeren 2014.
"We are developing a field that will produce oil only, which is fairly unusual as most fields at the NCS today are also gas producers.
- Vi får utviklet et felt som kun produserer olje, hvilket er ganske uvanlig ettersom de fleste felt på norsk sokkel i dag også produserer gass.
Grane's production has been declining, and Svalin will enable us to utilise available capacity.
Det har vært fallende produksjon fra Grane, og Svalin vil føre til at vi får gjort nytte av ledig kapasitet.
This will alleviate the decline in oil volumes.
Dette vil dempe nedgangen i oljemengden.
The expected lifetime for Grane has been extended to 2030," says Herdlevær.
Forventet levetid for Grane er fortsatt til 2030, sier Herdlevær.
"This is the first tie-in field to Grane, and it is one of the most profitable projects in the fast-track portfolio, as a result of low development costs.
- Dette er det første tilknytningsfeltet til Grane, og det er et av de mest lønsomme prosjektene i porteføljen av hurtigutbygginger, som følge av lave utbyggingskostnader.
It has been drilled with the COSL Pioneer semi-submersible rig in a water depth of around 450 meters.
Brønnen har blitt boret av boreriggen COSL Pioneer på 450 meters havdyp.
The Brugdan II well is the second exploration well that has been drilled in licence 006 which covers an area of approximately 579 square kilometres.
Brugdan II er den andre brønnen som blir boret i lisens 6 som dekker et område på cirka 579 kvadratkilometer.
The Brugdan II well is the 8th exploration well drilled in Faroese waters since 2001.
Brugdan II er den åttende letebrønnen boret så langt i færøysk farvann siden 2001.
Statoil has been in the Faroe Islands since 2000 and holds a significant acreage position with 6 operated licences.
Statoil har vært på Færøyene siden 2000.
Statoil’s share of Snøhvit’s production amounts to around 50,000 barrels of oil equivalents per day.
Statoils andel av produksjonen fra Snøhvit utgjør rundt 50.000 fat oljeekvivalenter pr. dag.
Snøhvit, which is the first petroleum development in the Barents Sea, is without any installations on the surface of the sea.
Snøhvit er den første petroleumsutbyggingen i Barentshavet.
Statoil’s LNG plant in Hammerfest.
Statoils LNG-anlegg i Hammerfest.
Statoil is planning to install the compressors and associated seabed equipment on the Åsgard field in the autumn of 2014 with start-up the following year.
Statoil planlegger installering av kompressorer og tilhørende havbunnsutstyr på Åsgardfeltet høsten 2014, med oppstart året etter.
“When we now go subsea with this process equipment we have to do maintenance onshore with changeable modules.
- Når vi nå går «subsea» med dette prosessutstyret må vi ta vedlikeholdet til land i form av utskiftbare moduler.
Buildings and infrastructure are shaped for this purpose,” says Astrid Jørgenvåg, head of production at Åsgard, in Development and production Norway.
Bygningsmasse og infrastruktur blir tilpasset dette formålet, sier Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard i Utvikling og produksjon Norge.
Signering av direktør Vestbase AS Alf Dahl og produksjonsdirektør Åsgard Astrid Jørgenvåg.(Foto: Sverre Kojedal/Statoil)
Signering av direktør Vestbase AS Alf Dahl og produksjonsdirektør Åsgard Astrid Jørgenvåg.(Foto: Sverre Kojedal/Statoil)
The Åsgard subsea compression system will be run and maintained in a manner which gives the highest possible regularity for the Åsgard field.
Åsgard havbunns kompressorsystemet skal drives og vedlikeholdes på en måte som gir høyest mulig regularitet for Åsgard feltet.
The base must subsequently be equipped and ready for quick and effective response.
Basen må derfor være utstyrt og klar for rask og effektiv respons.
A third compressor train and associated modules, equipment and tools will be stored on the base for quick shipment if required.
Et tredje kompressortog med tilhørende moduler, utstyr og verktøy vil bli lagret på basen for hurtig utskipning ved behov.
“Ripple effects” “Åsgard subsea compression represents a new technological epoch, and this development provides opportunities for some major ripple effects in the form of increased activities and the building of competence related to activities on the base.
Ringvirkninger - Åsgard havbunns gasskompresjon representerer en ny teknologisk tidsalder, og utbyggingen gir muligheter for store ringvirkninger i form av aktivitet og kompetanse- oppbygging knyttet til basevirksomheten.
This can lead to the establishment and emergence of new ventures, both locally in Kristiansund and regionally,” says Jørgenvåg.
Dette kan føre til etablering og fremvekst av industri både lokalt i Kristiansund og regionalt, sier Jørgensvåg.
This long-term contract with Vestbase AS involves preparing the buildings, sites and infrastructure, as well as the operative services in connection with the handling, cleaning, storage, plus service and testing of the Åsgard subsea equipment.
Den langsiktige avtalen med Vestbase AS innebærer tilrettelegging av bygg, arealer og infrastruktur, samt operative tjenester i forbindelse med håndtering, rengjøring, lagring, service og testing av havbunnsutstyr tilknyttet Åsgard havbunns gasskompresjon.
Boost for Kristiansund “This represents a considerable boost for Kristiansund as a subsea centre for the Norwegian Sea.
Styrker Kristiansund - Dette er en betydelig styrking av Kristiansund som subseasenter for Norskehavet.
It is the most extensive contract Vestbase has signed with Statoil,” says Jørgenvåg.
Det er den meste omfattende samarbeidsavtalen Vestbase har inngått med Statoil, sier Jørgenvåg.
She believes that Åsgard subsea compression represents a new quantum leap in subsea technology with pressure support in the form of compression installed on the seabed.
Hun mener at Åsgard havbunns gasskompresjon representerer et nytt kvantesprang innen undersjøisk teknologi med trykkstøtte i form av kompresjon installert på havbunnen.
This technology will support Statoil’s efforts to increase oil recovery.
Teknologien vil støtte opp omStatoils satsing på økt utvinning fra selskapets olje- og gassfelt.
The contract between Statoil and Vestbase AS includes the building of three new special buildings, a mechanical workshop, a hall for storage plus offices and washing facilities.
Samarbeidsavtalen mellom Statoil og Vestbase AS inkluderer bygging av tre nye spesialbygg, ett verksted, en lagerhall med kontorer og en vaskehall.
The buildings will be specially designed to handle heavy equipment internally, with some of the components weighing up to 400 tonnes.
Byggene er spesielt konstruert for innvendig håndtering av tungt utstyr med komponenter opp til 400 tonn.
The height of the roof will be roughly 32 metres and the door opening will be 25 metres.
Takhøyden vil være om lag 40 meter, og portåpningen 25 meter.
The buildings will be located on the east side of the site.
Byggene vil bli plassert i basens østlige område.
The third quarter was characterised by
Tredje kvartal var kjennetegnet ved:
Continued weak markets, planned maintenance and expensed exploration wells
Fortsatt svake markeder, planlagt vedlikehold og kostnadsførte letebrønner
Strong operational performance and improvement programme on track
Sterk drift og forbedringsprogram i rute
Positive net cash flow and reduced net debt ratio
Positiv netto kontantstrøm og redusert gjeldsgrad
Lowering 2016 capex and exploration guidance
Reduserer prognosene for investeringer og letekostnader for 2016
“The financial results were affected by low oil and gas prices, extensive planned maintenance and expensed exploration wells from previous periods.
– De finansielle resultatene var påvirket av lave olje- og gasspriser, omfattende planlagt vedlikehold og kostnadsførte letebrønner fra tidligere perioder.
We delivered solid operational performance with strong cost improvements and progress on project execution”, says Eldar Sætre, President and CEO of Statoil ASA.
Vi leverte solid drift med sterke kostnadsforbedringer og god fremdrift i våre prosjekter, sier konsernsjef i Statoil ASA, Eldar Sætre.
CEO Eldar Sætre (Photo: Ole Jørgen Bratland)
Konsernsjef Eldar Sætre (Foto: Ole Jørgen Bratland)
“Strict prioritisation and continued good results from our improvement programme allow us to further lower our 2016 capex and exploration guidance”, says Sætre.
– Streng prioritering og fortsatt gode resultater fra forbedringsprogrammet, gjør at vi kan reduserer prognosene for investeringer og letekostnader ytterligere for 2016, sier Sætre.
“Our financial position remains robust with a positive net cash flow in the quarter.
– Vår finansielle posisjon er robust med en positiv netto kontantstrøm i kvartalet.
We continue with the scrip dividend programme and have reduced the net debt ratio”, says Sætre.
Vi viderefører ordningen med utbytteaksjer og har redusert gjeldsgraden, sier Sætre.
Net operating income was USD 737 million in the third quarter compared to USD 883 million in the same period of 2015.
Driftsresultatet for tredje kvartal var 737 millioner USD sammenlignet med 883 millioner USD i samme periode i 2015.
The reduction was primarily due to lower oil and gas prices, expensed exploration wells and lower refinery margins.
Reduksjonen skyldtes i hovedsak lavere olje- og gasspriser, kostnadsførte letebrønner og lavere raffineringsmarginer.
Continued progress on the improvement programme with reduced costs and strong operational performance contributing positively to the results.
Fortsatt fremdrift for forbedringsprogrammet med reduserte kostnader og sterk operasjonell drift bidro positivt til resultatene.
Adjusted earnings were USD 636 million in the third quarter compared to USD 2.027 billion in the same period in 2015.
Justert driftsresultat var 636 millioner USD i tredje kvartal, sammenlignet med 2,027 milliarder USD i samme periode i 2015.
In addition to the continued low prices, the result reflects reduced overall operating costs mainly as a result of the on-going cost improvement initiatives.
I tillegg til fortsatt lave priser, motvirkes nedgangen i resultatet av reduserte driftskostnader, hovedsakelig som følge av de pågående forbedringstiltakene.
Adjusted earnings after tax were negative USD 261 million in the third quarter, down from positive USD 445 million in the same period last year.
Justert driftsresultat etter skatt var negativt med 261 millioner USD i tredje kvartal, en nedgang fra et positivt resultat på 445 millioner USD i samme periode i fjor.
In the quarter we have expensed exploration wells capitalised in previous periods in the amount of USD 324 million.
I kvartalet har vi kostnadsført letekostnader som var balanseført i tidligere perioder med til sammen 324 millioner USD.
This is mainly related to two exploration wells in the Gulf of Mexico.
Dette er hovedsakelig kostnader knyttet til to letebrønner i Mexicogolfen.
Statoil delivered equity production of 1,805 mboe per day in the third quarter compared to 1,909 mboe per day same period in 2015.
Statoil leverte en egenproduksjon på 1,805 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag i tredje kvartal, sammenlignet med 1,909 millioner foe per dag I samme periode i 2015.
The reduction was primarily due to planned maintenance and deferral of gas sales.
Reduksjonen skyldtes hovedsakelig planlagt vedlikehold og utsatt gassalg.
Excluding these elements and divestments, the underlying production growth was 5% compared to the third quarter last year.
Uten disse elementene og salg av eiendeler, var den underliggende produksjonsveksten i kvartalet 5 % sammenlignet med tredje kvartal i fjor.
As of 30 September 2016, Statoil had completed 21 exploration wells.
Per 30. september 2016 hadde Statoil fullført 21 letebrønner.
Adjusted exploration expenses in the quarter were USD 581 million, up from USD 412 million in the third quarter of 2015.
De justerte letekostnadene i kvartalet var 581 millioner USD, en økning fra 412 millioner USD i tredje kvartal 2015.
Cash flow from operations amounted to USD 7.0 billion after tax in the first nine months of 2016 compared to USD 11.4 billion in the same period last year.
Kontantstrøm fra driften var 7,0 milliarder USD etter skatt i de første ni månedene av 2016, sammenlignet med 11,4 milliarder USD i samme periode i fjor.
Organic capital expenditure was USD 7.8 billion in the first nine months of 2016, and net debt to capital employed was 30.3% at the end of the quarter.
Organiske investeringer var 7,8 milliarder USD i de første ni månedene av 2016 og ved utgangen av kvartalet var gjeldsgraden 30,3 %.
Statoil is lowering its capex guidance for 2016 from USD 12 billion to around USD 11 billion and its exploration guidance for 2016 from USD 1.8 billion to around USD 1.5 billion.
Statoil reduserer investeringsprognosene for 2016 fra 12 milliarder USD til om lag 11 milliarder USD, og prognosen for letekostnader for 2016 fra 1,8 milliarder USD til om lag 1,5 milliarder USD.
Production guidance remains unchanged, and expected annual organic production growth is 1% from 2014 to 2017.
Produksjonsprognosene ligger fast og forventet årlig organisk produksjonsvekst er 1 % fra 2014 til 2017.
The board of directors has decided to pay a dividend of USD 0.2201 per ordinary share for the third quarter.
Styret har besluttet å betale et utbytte på 0,2201 USD per ordinær aksje for tredje kvartal.
Shareholders will have the option to receive the dividend for the third quarter in cash or newly issued shares in Statoil at a 5% discount.
Aksjonærene vil kunne velge mellom å motta utbytte for tredje kvartal i enten kontanter eller i nyutstedte aksjer i Statoil med en rabatt på 5 %.
The twelve month average Serious incident frequency (SIF) was 0.8 for the twelve months ended 30 September 2016, compared to 0.5 in the same period last year.
Gjennomsnittlig frekvens for alvorlige hendelser (SIF) var 0,8 for de siste 12 månedene fram til 30. september 2016 sammenlignet med 0,5 I samme periode i for.
Financial statements and review 3Q 2016 PDF 1 MB
Financial statements and review 3Q 2016 PDF 1 MB
Press release 3Q 2016 PDF 175 KB
Pressemelding 3. kvartal 2016 PDF 170 KB
CFO presentation 3Q 2016 PDF 946 KB
CFO presentation 3Q 2016 PDF 946 KB
CEO presentation 3Q 2016 PDF 1 MB
CEO presentation 3Q 2016 PDF 1 MB
Production per Field (3Q 2016-4Q 2007) XLSX 808 KB
Production per Field (3Q 2016-4Q 2007) XLSX 808 KB
Analyst conference - 3rd quarter 2016 results – webcast
Analyst conference - 3rd quarter 2016 results – webcast
Press conference 3Q 2016 - webcast
Press conference 3Q 2016 - webcast
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 9,001,803 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9.001.803 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 137.84 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 137,84 kroner.
7,531
7 531
13,715
13 715
3,952
3 952
11,437
11 437
423
423
727
727
19,019
19 019
3,195
3 195
566
566
2,835
2 835
561
561
21,405
21 405
14,778
14 778
878.142990
878,142990
18,131.903915
18131,903915
Following this, the share saving plan has 8,675,317 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 8 675 317 aksjer.
As participants in the share saving plan, the primary insiders below have been allocated shares at an average price of NOK 144.66.
Som deltaker i aksjespareprogrammet har nedenstående primærinsidere fått tildelt aksjer til gjennomsnittlig pris på NOK 144,66 pr. aksje.
Snorre and Grane are two oil fields with large remaining reserves.
Snorre og Grane er to oljefelt med store gjenværende reserver.
Now approx. 700 kilometres of seismic cables will be placed in trenches on the seabed on these to fields.
Nå skal nær 700 kilometer med seismiske kabler legges i grøfter på havbunnen på de to feltene.
This covers an area totalling approx. 240 square kilometres (190 on Snorre and 50 on Grane).
Dette dekker et område på totalt omlag 240 kvadratkilometer (190 på Snorre, 50 på Grane) .
Combined, this will be the world's largest seismic project of its kind.
Til sammen blir dette verdens største seismikkprosjekt av denne typen.
It will provide more frequent and better seismic images of changes in the reservoirs, and more knowledge of the reservoir will give more oil.
Dette vil gi hyppigere og bedre seismiske bilder av endringer i reservoarene, og mer kunnskap om reservoaret gir mer olje.
With the current oil prices, we estimate that we could recover additional oil at a value NOK 19 billion on these two fields.
Med dagens oljepris, regner vi med å ta ut ekstra olje verdt 19 milliarder kroner på de to feltene.
Øystein Michelsen, executive vice president for Development and production on the Norwegian shelf.
Øystein Michelsen, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel
"Better seismic data are essential to the company's strategy for increased oil production.
– Bedre seismikk er sentralt i selskapets strategi for økt utvinning.
This is a very important project for Statoil," says Øystein Michelsen, executive vice president for Development and production on the Norwegian shelf.
Dette er et svært viktig prosjekt for Statoil, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for utvikling og produksjon norsk sokkel.
Today, Statoil recovers 50 per cent of the oil from our operated fields on the Norwegian shelf.
Statoil tar i dag ut 50 prosent av oljen fra feltene vi opererer på norsk sokkel.
The world average is 35 per cent.
Gjennomsnittet i verden er 35 prosent.
Every extra per cent we recover from our fields constitute a value of NOK 200 billion with today's oil prices.
Hver ekstra prosent vi tar ut ekstra fra våre felt utgjør en verdi på 200 milliarder kroner med dagens oljepris.
"Statoil is a world leader within increased oil recovery.
– Statoil er verdensledende i økt oljeutvinning.
This technology is an important contribution to reaching our ambition of increasing the recovery rate for oil to 60 per cent from our fields on the Norwegian shelf," says Michelsen.
Denne teknologien er et viktig bidrag til å nå vår ambisjon om å øke utvinningsgraden for olje til 60 prosent fra feltene våre på norsk sokkel, sier Michelsen.
Better images and better understanding
Bedre bilder og bedre forståelse
The ordinary gathering of seismic data involves towing streamers after a ship which transmits a sound signal.
Ved vanlig seismikkinnsamling taues lyttekabler etter en båt som sender ut et lydsignal.
The PRM technology involves embedding the streamers into the seabed on a permanent basis.
PRM-teknologien går ut på at lyttekablene graves ned i på havbunnen permanent.
When we want to collect seismic data, a ship with a signal source will cross the field.
Når vi ønsker å samle inn seismikk, sendes et fartøy med signalkilde over feltet.
The cables on the seabed will register the signals and transmit them to the platform and onshore for interpretation.
Kablene på havbunnen registrerer signalene og sender dem til plattformen og til land der de tolkes.