natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The compressors ensure a daily export capacity from the Troll field of 120 million standard cubic metres of gas, totalling 30 billion standard cubic metres of gas per year.
Kompressorene sikrer en daglig eksportkapasitet fra Troll-feltet på 120 millioner standard kubikkmeter gass, tilsammen 30 milliarder standard kubikkmeter gass per år.
This is equivalent to the consumption of 10 million households in Europe.
Det tilsvarer forbruket til 10 millioner husholdninger i Europa.
The compressors are an important measure to meet the Troll field's long-term production profile, currently extending to 2063.
Kompressorene er et viktig skritt for å nå Troll-feltets langsiktige produksjonsprofil som nå strekker seg til 2063.
They are operated by land-based power from Kollsnes west of Bergen, ensuring zero emissions of carbon dioxide and nitrogen oxides from the platform.
De drives med strøm fra land på Kollsnes utenfor Bergen, noe som sikrer nullutslipp av karbondioksid og nitrogenoksider fra plattformen.
“This is an important climate contribution from Statoil,” Nakken emphasises.
– Dette er et viktig klimabidrag fra Statoil, understreker Nakken.
This increases the recovery rate by more than 1.2 billion barrels and extends the life of the installations.
Dette gir en økt utvinning på over 1,2 milliarder fat og øker levetiden for installasjonene.
The project has extended the expected life of Troll A from 2045 to 2063.
Prosjektet har utvidet antatt levetid for Troll A fra 2045 til 2063.
These investments in existing fields give highly profitable barrels.
– Disse investeringene i eksisterende felt gir svært lønnsomme fat.
Extensive and global project
Omfattende og globalt prosjekt
As the gas is being produced, the pressure in the reservoir drops.
Etter hvert som gassen blir produsert, reduseres trykket i reservoaret.
In order to recover more gas, the pressure on the wellheads is reduced, and compressors help the gas on its way.
For å få opp mer gass senker vi trykket på brønnhodene og kompressorer hjelper gassen videre.
Troll already has two compressors and will now have two more.
Fra før har Troll to kompressorer, nå kommer to nye.
It has been an extensive project that has lasted for five years – in several countries.
Det har vært et omfattende prosjekt som har gått over fem år – i flere land:
The three modules total more than 6,000 tonnes.
De tre modulene veier til sammen over 6 000 tonn.
Five new 70-kilometre-long cables have been laid between Troll and land, and a converter station has been built at Kollsnes.
Det er også lagt fem nye 70 kilometer lange kabler mellom Troll og land i tillegg til at det er bygget en omformerstasjon på Kollsnes.
On the platform the current is converted back into alternating current.
På plattformen blir strømmen omgjort til vekselstrøm igjen.
The converters, cables and the compressors' engines have been supplied by ABB.
Omformerne, kablene og motorene til kompressorene er levert av ABB.
The project has also made space for the new modules on Troll A:
Prosjektet har også ryddet plass til de nye modulene på Troll A:
“It is a challenge to remove old equipment and install new equipment on a gas platform in production.
– Det er utfordrende å fjerne gammelt og installere nytt på en plattform i produksjon.
In the peak period the project had 130 people offshore, and a total of nine million hours have been spent on the project,” Torger Rød, Statoil’s head of projects.
På det meste hadde prosjektet 130 personer i havet, og det er lagt ned totalt ni millioner arbeidstimer i prosjektet, sier direktør for prosjekter i Statoil, Torger Rød.
All projects encounter challenges – also in the final stages – but the compressors started up on the planned date and well below budget:
Alle prosjekter har utfordringer underveis – også i sluttspurten – men kompressorene startet opp til planlagt tid og godt under budsjett.
“The project was delivered at just below NOK 10 billion, one billion below budget.
– Prosjektet er levert på litt under 10 milliarder kroner, én milliard under budsjett.
This is due to good and close collaboration between all involved parties, including Statoil, our partners and suppliers,” says Rød.
Dette skyldes godt og tett samarbeid mellom alle involverte parter, både Statoil, partnerne våre og leverandørene, sier Rød.
Troll A with a new “skyline” in the summer of 2014 when all the modules were in place.
Troll A med ny «skyline» sommeren 2014 etter at alle modulene er på plass.
(Photo: Tom Reidar Gutttormsen/Statoil)
(Foto: Tom Reidar Gutttormsen/Statoil)
EEA and EU affairs minister, Vidar Helgesen JPG 5 MB
Europaminister Vidar Helgesen (Foto: Statoil) JPG 5 MB
EEA and EU affairs minister, Vidar Helgesen (right), with senior vice president for operations west, Gunnar Nakken JPEG 5 MB
Gunnar Nakken (t.v.) og Europaminister Vidar Helgesen JPEG 5 MB
A lot of gas to carry.
Mye gass å bære.
Key events since second quarter 2015
Viktige hendelser siden andre kvartal 2015
The plan for development and operation (PDO) for Johan Sverdrup, Phase One, was approved by the Ministry of Petroleum and Energy in August
Plan for utbygging og drift (PUD) for Johan Sverdrup, fase 1, ble godkjent av Olje- og energidepartementet i august
The Peregrino field offshore Brazil passed a significant milestone, with 100 million barrels of oil produced since April 2011
Peregrino-feltet utenfor kysten av Brasil har passert en viktig milepæl med en oljeproduksjon på 100 millioner fat olje siden april 2011
Statoil and its partners put the first subsea gas compression facility on line at Åsgard in the Norwegian Sea, adding more than 300 million barrels of oil over the field’s life
Statoil og partnerne startet opp verdens første havbunnsbaserte gasskompresjonsanlegg på Åsgard i Norskehavet, og økte dermed produksjonen med mer enn 300 millioner fat olje gjennom feltets levetid
The final pipe in the 482-kilometre-long Polarled Pipeline was laid at the Aasta Hansteen field at a depth of 1,260 metres in the Norwegian Sea.
Siste del av den 482 kilometer lange rørledningen Polarled ble lagt på 1260 meters havdyp i Norskehavet ved Aasta Hansteen-feltet.
Polarled was delivered under budget and is the first pipeline on the NCS to cross the Arctic Circle
Polarled ble levert under budsjettet og er den første rørledningen som krysser polarsirkelen på norsk sokkel
In October Statoil acquired a 24% equity share in the UK part of Alfa Sentral, a gas and condensate field planned to be developed as a tie-back to the existing infrastructure for Sleipner on the NCS
I oktober kjøpte Statoil 24 % eierandel i Alfa Sentral, et gass- og kondensatfelt på britisk sokkel som etter planen skal kobles til eksisterende infrastruktur for Sleipner på norsk sokkel
Wenche Agerup was elected as new member of the board of directors, replacing Catherine Hughes who withdrew from the board in April
Wenche Agerup ble valgt til nytt medlem av Statoils styre etter Catherine Hughes, som gikk ut av styret i april
Peter Hutton, Senior vice president Investor relations
Peter Hutton, direktør IR
Knut Rostad, Media relations
Knut Rostad, pressetalsmann
+47 9054 8990 (mobile)
+47 9054 8990 (mobil)
Statoil reported net income in accordance with IFRS of negative NOK 2.8 billion, mainly due to net impairment charges and provisions.
Statoils rapporterte IFRS-resultat var negativt med 2,8 milliarder kroner, hovedsakelig som følge av nedskrivninger og kostnadsavsetninger.
“We continue to reduce underlying operational costs and deliver a quarter with strong operational performance and solid results from marketing and trading.
– Vi fortsetter å redusere de underliggende driftskostnadene og leverer et kvartal med god drift og solide resultater fra markedsføring og trading.
In the third quarter, our financial results continued to be affected by low liquids prices.
Våre finansielle resultater ble påvirket av lave oljepriser også i tredje kvartal.
The results enable us to increase our guided production growth to above 3% for 2015, as well as reduce the guided capital expenditure level by USD 1 billion to around USD 16.5 billion.
Resultatene gir grunnlag for å øke prognosene for produksjonsvekst i 2015 til over 3 %, og en nedjustering av forventede investeringer med én milliard USD til omkring 16,5 milliarder USD.
We have generated a strong cash flow in the current environment and have a solid balance sheet with a net debt ratio of 24%," says president and CEO of Statoil ASA, Eldar Sætre.
Vi har en sterk kontantstrøm gitt dagens markedssituasjon og en solid finansiell posisjon med en netto gjeldsgrad på 24 %, sier konsernsjef i Statoil ASA, Eldar Sætre.
Adjusted earnings were NOK 16.7 billion in the third quarter compared to NOK 30.9 billion in the same period in 2014.
Justert driftsresultat var 16,7 milliarder kroner i tredje kvartal, sammenlignet med 30,9 milliarder kroner i samme periode i 2014.
The reduction was primarily a consequence of lower liquids prices and increased depreciation, partially offset by stronger refining margins, good operational performance and reduced underlying operating costs.
Nedgangen var hovedsakelig en konsekvens av lavere væskepriser og høyere avskrivninger, delvis motvirket av bedre raffinerimarginer, god drift og reduserte underliggende driftskostnader.
Realised average liquids prices in the quarter were down 37% measured in NOK compared to the third quarter last year.
Målt i norske kroner var gjennomsnittlige realiserte væskepriser 37 % lavere i kvartalet enn i tredje kvartal i fjor.
Adjusted earnings after tax were NOK 3.7 billion, compared to NOK 9.1 billion in the same period last year.
Justert driftsresultat etter skatt var 3,7 milliarder kroner, sammenlignet med 9,1 milliarder kroner samme periode i fjor.
Statoil’s net operating income according to IFRS for the quarter was NOK 7.3 billion, compared to NOK 17.0 billion in the same period in 2014.
Statoils driftsresultat i henhold til IFRS for kvartalet var 7,3 milliarder kroner, sammenlignet med 17,0 milliarder kroner i samme periode i 2014.
Earnings per share were negative NOK 0.89 in the quarter, an improvement compared to negative NOK 1.48 in the same period last year.
Resultat per aksje var negativt 0,89 kroner, en forbedring sammenlignet med negativt 1,48 kroner i samme periode i fjor.
“We are progressing our efficiency programs according to the plan we communicated in February, and continue to reduce the underlying operational cost.
– Vi viderefører effektiviseringsprogrammene våre i tråd med planen vi la frem i februar, og fortsetter å redusere de underliggende driftskostnadene.
I am pleased with the way we are taking costs down, but the continued low prices in the third quarter demonstrates that we must continue to chase further cost efficiencies,” says Sætre.
Jeg er fornøyd med innsatsen for å redusere kostnadene, men lave priser også i tredje kvartal viser at vi må fortsette arbeidet for ytterligere kostnadseffektivisering, sier Sætre.
Statoil delivered production of 1,909 mboe per day in the third quarter, up 4% compared to the same period in 2014.
Statoil leverte en produksjon på 1,909 millioner foe per dag i tredje kvartal, en økning på 4 % sammenlignet med samme periode i 2014.
The underlying production growth, after adjusting for divestments, was 7% compared to the third quarter last year.
Den underliggende produksjonsveksten etter justering for salg var 7 % sammenlignet med tredje kvartal i fjor.
The production from the Norwegian continental shelf (NCS) grew 10% in the third quarter of 2015 compared to last year, adjusted for divestments.
Produksjonen fra norsk sokkel, justert for salg av eiendeler, økte med 10 % i tredje kvartal 2015 sammenlignet med samme kvartal året før.
Equity production outside of Norway was 735 mboe per day, a 4% increase compared to the same period last year, adjusted for divestments.
Egenproduksjonen utenfor Norge var 735 tusen foe per dag, en økning på 4 % sammenlignet med samme periode i fjor, justert for salg av eiendeler.
Statoil is pleased with the development of Johan Sverdrup with cost estimates coming down by 7%.
Statoil er tilfreds med utviklingen for Johan Sverdrup-prosjektet, der kostnadsestimatene er redusert med omlag 7 %.
However, Statoil and its partners have decided to accept a delayed timetable for the commencement of production from the Aasta Hansteen and Mariner fields from 2017 to the second half of 2018.
Statoil og partnerne har imidlertid besluttet å utsette produksjonsstart på Aasta Hansteen- og Mariner-feltene fra 2017 til andre halvdel av 2018.
The updated cost estimate for Aasta Hansteen has been increased by around 9% since the plan for development and operation (PDO).
Det oppdaterte kostnadsestimatet for Aasta Hansteen er økt med omkring 9 % siden planen for utbygging og drift (PUD) ble lagt fram.
In addition, a currency effect of NOK 2.4 billion brings the total cost estimate to around NOK 37 billion.
I tillegg kommer en valutaeffekt på 2,4 milliarder kroner som samlet gir et kostnadsestimat på omlag 37 milliarder kroner.
For Mariner, the cost increase is slightly above 10% as compared to the original plan.
For Mariner er kostnadsøkningen i overkant av 10 % sammenlignet med opprinnelig plan.
In the third quarter Statoil made two discoveries on the NCS, as well as one on the UK continental shelf.
I tredje kvartal gjorde Statoil to funn på norsk sokkel og ett på britisk sokkel.
As of 30 September, Statoil had completed 33 wells, with five wells on-going.
Per 30. september hadde Statoil fullført 33 brønner, mens boring pågikk i fem brønner.
Adjusted exploration expenses in the quarter were NOK 3.4 billion, marginally down from NOK 3.6 billion in the third quarter of 2014.
De justerte letekostnadene i kvartalet var 3,4 milliarder kroner, en nedgang fra 3,6 milliarder kroner i tredje kvartal 2014.
Cash flow from operations amounted to NOK 90.2 billion in the first nine months compared to NOK 99.1 billion last year.
Kontantstrøm fra driften var 90,2 milliarder kroner i de første ni månedene av 2015, sammenlignet med 99,1 milliarder kroner i samme periode i fjor.
Statoil maintained a strong capital structure, and net debt to capital employed at the end of the quarter was 24%.
Statoil opprettholdt en sterk finansiell posisjon og netto gjeldsgrad var 24 % ved utgangen av kvartalet.
Organic capital expenditure was USD 11.6 billion in the first nine months.
Organiske investeringer var 11,6 milliarder USD i de første ni månedene av 2015.
The board of directors has decided to pay a dividend of USD 0.2201 per ordinary share for the third quarter and Statoil shares will trade ex-dividend on Oslo Børs commencing 17 February 2016.
Styret har besluttet å utbetale et utbytte på 0,2201 USD per ordinær aksje for tredje kvartal og Statoil-aksjen vil bli notert eksklusiv utbytte på Oslo Børs 17. februar 2016.
From and including the third quarter, dividends will be declared in USD, with the NOK dividend calculated and communicated four business days after the record date for the Oslo Børs shareholders.
Fra og med tredje kvartal fastsetter Statoil sitt kvartalsutbytte i USD, mens utbyttet i NOK vil bli beregnet og kommunisert fire virkedager etter oppgjørsdato for aksjonærer på Oslo Børs.
The serious incident frequency (SIF) for the 12-month period ending 30 September 2015 was 0.5 compared to 0.6 the same period last year.
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) var 0,5 for de siste 12 månedene fram til 30. september 2015, sammenlignet med 0,6 i samme periode i fjor.
CFO presentation 3Q 2015 PDF 4 MB
CFO presentation 3Q 2015 PDF 4 MB
Production per Field (4Q 2007 - 3Q 2015) XLSX 796 kB
Production per Field (4Q 2007 - 3Q 2015) XLSX 796 kB
CEO presentation 3Q 2015 PDF 5 MB
CEO presentation 3Q 2015 PDF 5 MB
President and CEO Eldar Sætre.
Konsernsjef Eldar Sætre.
“This opportunity is in line with Statoil’s exploration strategy of access at scale.
– Denne muligheten støtter Statoils letestrategi om tilgang i stor skala.
It represents access into a frontier basin where we believe we see indications of an active petroleum system and which has impact potential,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere.
Lisensen er lokalisert i et uutforsket basseng der vi mener vi ser indikasjoner på et aktivt petroleumssystem med stort potensial, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
“The position strengthens and increases the optionality in Statoil’s long-term international portfolio.
– Denne posisjonen styrker og utvikler valgmulighetene i Statoils langsiktige internasjonale portefølje.
We look forward to working with ExxonMobil, Impact Africa and the South African government to explore for oil and gas in this new area for Statoil,” says Maden.
Vi ser fram til å samarbeide med ExxonMobil, Impact Africa og sør-afrikanske myndigheter for å lete etter olje og gass i dette nye området for Statoil, sier Maden.
The Tugela South Exploration Right covers an area of approximately 9,054 square kilometres.
Letelisensen Tugela South dekker et område på omkring 9.000 kvadratkilometer.
It is located offshore eastern South Africa in water depths up to 1,800 metres.
Den ligger utenfor kysten av Durban på østkysten av Sør-Afrika med havdyp på inntil 1.800 meter.
The farm-in represents a country entry for Statoil into South Africa.
Lisensandelen representerer Statoils inntreden i Sør-Afrika.
Statoil enters in an early exploration phase with a step-wise exploration programme.
Statoil går inn i en tidlig letefase med et trinnvis leteprogram.
Work commitments between 2015 and 2017 include the acquisition of 1,000 square kilometres of 3D seismic data and geology and geophysics (G&G) studies.
Første arbeidsforpliktelser mellom 2015 og 2017 omfatter innhenting av 1.000 kvadratkilometer med 3D-seismikk, geologisk og geofysisk arbeid, og reprosessering av seismiske 2D-data.
There are no commitment wells during this exploration period.
Det er ingen forpliktelsesbrønner i leteperioden.
The information obtained from the initial studies and seismic survey will form the decision basis for the co-venturers’ next steps in the Exploration Right.
Partnerskapet vil beslutte neste trinn i arbeidet etter å ha vurdert informasjonen fra de første studiene og seismikkinnsamlingen.
Tugela South map JPG 2 MB
Tugela South kart JPG 2 MB
The remaining interests are held by the operator ExxonMobil (40%) and co-venturer Impact Africa Limited (Impact Africa) (25%).
Øvrige andeler eies av operatøren ExxonMobil (40 prosent) og partneren Impact Africa (25 prosent).
The A5-A block is located in the Northern Zambesi basin in the Angoche area about 1,500km north of the capital Maputo.
Blokk A5-A ligger i Northern Zambezi-bassenget i Angoche-området omkring 1.500 kilometer nord for hovedstaden Maputo.
The block covers an area of 5,145 square kilometres in water depths ranging from 200 to 1800 meters.
Blokken dekker et område på 5.145 kvadratkilometer i områder med havdyp fra 200 til 1.800 meter.
Eni is the operator of the Joint Venture with 34% participating interest.
Eni er operatør i partnerskapet med en andel på 34 prosent.
Partners are Statoil and Sasol with 25,5% each and ENH with 15%.
Statoil og Sasol har hver en andel på 25,5 prosent og ENH 15 prosent.
The minimum work program includes seismic and three commitment wells.
Arbeidsforpliktelsene inkluderer seismikk og tre forpliktelsesbrønner.
“The Angoche area is a very promising frontier basin with significant oil potential and builds on Statoil's exploration strategy of access at scale,” says Nick Maden, senior vice president for Statoil's exploration activities in the Western Hemisphere.
– Angoche-området er et veldig lovende uutforsket basseng med betydelig potensial for hydrokarboner, inkludert olje, og bygger på Statoils letestrategi om tilgang i stor skala, sier Nick Maden, direktør for Statoils letevirksomhet på den vestlige halvkule.
“The position strengthens and develops our global exploration portfolio.
– Denne posisjonen styrker og utvikler vår globale leteportefølje.
We are enthusiastic about this opportunity and look forward to working with Eni, Sasol and ENH to explore for hydrocarbons offshore Mozambique.” says Maden.
Vi er entusiastiske over denne muligheten og ser frem til å jobbe med partnerskapet i letingen etter hydrokarboner offshore Mosambik, sier Maden.
Map of the A5-A block JPG 2 MB
Kart over A5-A-lisensen JPG 2 MB
The Eni led partnership will subsequently enter into negotiations with the authorities.
Det Eni-ledede partnerskapet vil nå gå i forhandlinger med myndighetene.
Statoil has previously notified Songa Offshore that the rig would be suspended for a period, and Statoil has tried to find other assignments for the rig after the suspension period and up to the expiration of contract.
Statoil varslet tidligere Songa Offshore at riggen ville bli suspendert i en periode, og Statoil har forsøkt å finne andre oppdrag for riggen etter suspensjonsperioden og fram til kontrakten utløper.
“We informed the supplier earlier in October about suspending the contract after the rig has completed the drilling operation on the Tavros well on the Visund field.
- Vi varslet leverandøren tidligere i oktober om suspensjon av kontrakten etter at riggen har fullført boreoperasjonen på Tarvos-brønnen på Visund-feltet.
We regret that we need to cancel the contract before it expires,” says Tore Aarreberg, head of rig procurements in Statoil.
Vi beklager at kontrakten må kanselleres før den utløper, sier Tore Aarreberg, leder for rigganskaffelser.
Songa Trym (Photo: Kjetil Larsen - Statoil)
Songa Trym (Foto: Kjetil Larsen - Statoil)
The decision triggers investments of around NOK 2 billion, realizing a 60-70 percent cost reduction per MW from the Hywind demo project in Norway.
Beslutningen utløser investeringer på rundt 2 milliarder kroner og realiserer en kostnadsreduksjon på 60-70 prosent per MW fra det første prøveprosjektet for Hywind i Norge.
Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions.
Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
Statoil will install a 30 MW wind turbine farm on floating structures at Buchan Deep, 25 km offshore Peterhead, harnessing Scottish wind resources to provide renewable energy to the mainland.
Statoil skal installere en flytende vindturbinpark med en samlet kapasitet på 30 megawatt i Buchan Deep-området 25 kilometer utenfor kysten av Peterhead.
The wind farm will power around 20,000 households.
Pilotparken vil levere strøm til om lag 20.000 hjem.
Production start is expected in late 2017.
Produksjonen skal etter planen starte sent i 2017.
“Statoil is proud to develop the world’s first floating wind farm.
– Statoil er stolt over å utvikle verdens første flytende vindpark.
Our objective with the Hywind pilot park is to demonstrate the feasibility of future commercial, utility-scale floating wind farms.
Formålet vårt med Hywind pilotpark er å demonstrere at kommersielle flytende vindparker i stor skala vil være mulig i nær fremtid.
This will further increase the global market potential for offshore wind energy, contributing to realising our ambition of profitable growth in renewable energy and other low-carbon solutions,” says Irene Rummelhoff, Statoil’s executive vice president for New Energy Solutions.
Dette vil ytterligere styrke det globale markedspotensialet for havvindenergi, og bidra til å realisere Statoils ambisjon om lønnsom vekst innen fornybar energi og andre lavkarbonløsninger, sier Irene Rummelhoff, konserndirektør for Nye energiløsninger i Statoil.
The pilot park will cover around 4 square kilometres, at a water depth of 95-120 metres.
Pilotparken vil dekke et område på om lag 4 kvadratkilometer, med havdyp på 95-120 meter.
The average wind speed in this area of the North Sea is around 10 metres per second.
Gjennomsnittlig vindstyrke i denne delen av Nordsjøen er på rundt 10 meter per sekund.
Rummelhoff adds: “We are very pleased to develop this project in Scotland, in a region with a huge wind resource and an experienced supply chain from oil and gas.
– Vi er glade for å få utvikle dette prosjektet i Skottland, i et område med store vindressurser og en leverandørindustri med solid erfaring fra olje- og gass.