natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Stricter project prioritisation and a comprehensive efficiency program will improve cash flow and profitability.
Strengere prioritering mellom prosjekter og et omfattende effektiviseringsprogram vil forbedre vår kontantstrøm og lønnsomhet.
Our strong balance sheet enables prioritisation of capital distribution to shareholders," says Lund.
Vår sterke balanse muliggjør prioritering av utbytte til aksjonærene og tilbakekjøp av aksjer, sier Lund.
Statoil will invest around USD 20 billion on average per year 2014-16.
Statoil skal investere omkring 20 milliarder dollar i gjennomsnitt per år i 2014-16.
This is a reduction of 8% from previous estimates, mainly due to strict prioritisation and increased capital efficiency.
Dette er en reduksjon på 8 % fra tidligere anslag, hovedsakelig som følge av streng prioritering og økt kapitaleffektivitet.
In the 2014-16 period, Statoil expects to maintain return on average capital employed (ROACE) around the 2013 level based on an oil price of USD 100 per barrel (real 2013).
I perioden 2014-16 forventer Statoil å holde avkastningen på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE) på om lag samme nivå som i 2013, basert på en oljepris på 100 dollar fatet (2013-pris).
Production growth is estimated around 2 per cent 2013-14 and around 3 per cent organic CAGR from 2013-16 from a rebased equity production of 1,850 mboe per day in 2013.
Produksjonsveksten anslås til omkring 2 prosent i 2013-14, og omkring 3 prosent organisk CAGR fra 2013-16 fra en rebasert egenproduksjon på 1,850 millioner foe per dag i 2013.
Statoil expects to drill around 50 wells in 2014 and around 20 high impact wells from 2014-16.
Statoil forventer å bore rundt 50 brønner i 2014 og omkring 20 brønner med høyt potensial (high impact) fra 2014-16.
The exploration spend in 2014 will be around USD 3.5 billion.
Leteutgiftene i 2014 blir på omkring 3,5 milliarder dollar.
Committed to capital distribution
Øker utbyttet
The Statoil Board of Directors proposes an increased dividend of NOK 7.00 in 2013 from NOK 6.75 in 2012.
Statoils styre foreslår en økning i utbyttet for 2013 til 7,00 kroner fra 6,75 kroner i 2012.
The Board will also propose to the Annual General Meeting (AGM) to introduce quarterly dividend payments.
Styret i Statoil vil også forslå kvartalsvise utbyttebetalinger overfor generalforsamlingen.
Conditional on approval from the AGM, this means that Statoil in 2014 will distribute two quarterly dividends in addition to the annual dividend for 2013.
Avhengig av godkjennelse fra generalforsamlingen, betyr dette at Statoil i 2014 vil foreta to kvartalsvise utbetalinger av utbytte i tillegg til det årlige utbyttet for 2013.
Statoil also announces that it intends to use share buy-backs more actively going forward, based on transaction proceeds, cash flow developments and balance sheet strength.
Statoil kunngjør også at selskapet tar sikte på å benytte tilbakekjøp av aksjer mer aktivt fremover, basert på inntekter fra transaksjoner, kontantstrøm og en sterk balanse.
Balancing return and growth
Avkastning og vekst
Safe and efficient operations, strict prioritisation, and predictable and competitive development of a strong resource base will enable profitable growth through 2020 and beyond.
Sikker og effektiv drift, streng prioritering og forutsigbar og konkurransedyktig utvikling av en sterk ressursbase vil muliggjøre lønnsom vekst gjennom 2020 og videre.
Statoil continues to optimise projects in order to increase returns, increasing the average IRR for non-sanctioned projects pre-2020 with eight percentage points to 24%, compared to the current portfolio of sanctioned projects.
Statoil fortsetter å optimalisere prosjekter for å øke avkastningen, og har økt gjennomsnittlig IRR for ikke-sanksjonerte prosjekter før 2020 med åtte prosentpoeng til 24 %, sammenlignet med dagens portefølje av sanksjonerte prosjekter.
Since 2010, Statoil has divested assets totalling a value of USD 18 billion, realising gains of around USD 10 billion.
Siden 2010 har Statoil solgt eiendeler til en samlet verdi av 18 milliarder dollar, og realisert regnskapsmessige gevinster på omlag 10 milliarder dollar.
Reducing cost
Reduserer kostnadene
Statoil has a competitive unit of production cost, in the first quartile compared to peers.
Statoil har en konkurransedyktig produksjonsenhetskostnad, i første kvartil sammenliknet med konkurrentene.
The company has maintained stable underlying operating expenses on the Norwegian continental shelf (NCS) for twelve consecutive quarters.
Selskapet har opprettholdt stabile underliggende driftskostnader på norsk sokkel i tolv kvartaler på rad.
Through a comprehensive improvement programme, Statoil expects to realise annual savings of USD 1.3 billion per year from 2016.
Gjennom et omfattende forbedringsprogram forventer Statoil å realisere årlige kostnadsreduksjoner på 1,3 milliarder dollar per år fra 2016.
The quarter in brief
Kvartalet i korte trekk
Statoil's net operating income was NOK 43.9 billion compared to NOK 45.8 billion in the fourth quarter of 2012.
Statoils driftsresultat var 43,9 milliarder kroner, sammenlignet med 45,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2012.
Adjusted earnings were NOK 42.3 billion, compared to NOK 48.3 billion in the fourth quarter of 2012.
Justert driftsresultat var 42,3 milliarder kroner, sammenlignet med 48,3 milliarder kroner i fjerde kvartal 2012.
Adjusted earnings after tax were NOK 11.0 billion, compared to NOK 15.1 billion in the fourth quarter of 2012.
Justert driftsresultat etter skatt var 11,0 milliarder kroner, sammenlignet med 15,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2012.
Net income was NOK 14.8 billion compared to NOK 13.0 billion in the fourth quarter of 2012.
Resultatet var 14,8 milliarder kroner, sammenlignet med 13,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2012.
Press release 4th quarter 2013 (full version) PDF 707 kB
Presse
Arne Sigve Nylund, Statoil's executive vice president for executive vice president for development and production in Norway.
Arne Sigve Nylund, Statoils konserndirektør for utvikling og produksjon i Norge.
Establishing a field centre The field will be developed in multiple phases.
Etablering av feltsenter Feltet vil bygges ut i flere faser.
The design capacity of the first phase is 315,000 barrels of oil equivalents per day field capacity (Statoil share ~40%) with an expected production between 315,000 and 380,000 boe/d in the early phase.
Produksjonskapasitet for første fase er designet til 315.000 fat oljeekvivalenter per dag (Statoil andel ~40 prosent), med en forventet produksjon på mellom 315.000 - 380.000 fat oljeekvivalenter per dag i tidlig fase.
Pre-drilling of wells will contribute to a rapid production ramp-up.
Forboring av brønner vil gi en rask produksjonoppbygging.
The partners are working continuously to lower the investment level for the first phase.
Partnerskapet jobber kontinuerlig for å få ned investeringskostnadene i den første fasen.
The field centre in the first phase comprises a process platform, drilling platform, riser platform and living quarter, and has been designed so as to facilitate future development.
Feltsenteret i første fase inkluderer prosessplattform, boreplattform, stigerørsplattform og boligplattform, og er utformet med tanke på framtidige utvidelser.
Power from shore Johan Sverdrup phase 1 will be supplied with power from shore with a transformer on Kårstø delivering direct current to the riser platform, ensuring an estimated 80 MW.
Kraft fra land Johan Sverdrup vil i første fase forsynes med kraft fra land med omformer på Kårstø som leverer likestrøm til omformer på stigerørsplattformen, og sikrer anslagsvis 80 MW.
As part of the plan for development and operations, scheduled to be delivered in early 2015, alternative power solutions for the future phases will be described.
Som en del av Plan for utbygging og drift, planlagt levert tidlig 2015, vil alternative kraftløsninger for fremtidige faser beskrives.
One of the alternatives will be power from shore to the whole Utsira High area based on updated power requirements.
Ett av alternativene er kraft fra land til hele Utsirahøyden basert på oppdaterte beregninger for kraftbehov.
“This alternative, if selected, has the potential to capture more than 90% of the total CO2 emissions from this area,” says Reinertsen.
– Velges dette alternativet vil det kunne gi en samlet reduksjon av CO2-utslippene på mer enn 90 prosent fra hele området, sier Reinertsen.
Export solutions The export solution for oil and gas from Johan Sverdrup is based on transport to shore through dedicated pipelines.
Eksportløsninger Eksportløsningen for olje og gass fra Johan Sverdrup er basert på ilandføring gjennom egne rør.
The oil will be transported to the Mongstad terminal in Hordaland county.
Oljen skal transporteres til Mongstad-terminalen i Hordaland.
The gas will be transported via Statpipe to Kårstø in Rogaland county for processing and transport onward.
Gassen skal transporteres via Statpipe til Kårstø i Rogaland for prosessering og videretransport.
“Johan Sverdrup is the result of 40 years of development and activities on the Norwegian shelf.
– Johan Sverdrup er summen av 40 år med utvikling og aktiviteter på norsk sokkel.
This is the opportunity to advance history several steps,” summarises Nylund.
Det er muligheten for å bringe historien flere skritt videre, oppsummerer Nylund.
• The water depth is 120 metres, and the reservoir depth is 1,900 metres.
• Vanndybden er 110 meter, og reservoaret ligger på 1900 meters dyp.
• The field has a production horizon beyond 2050.
• Feltet har en produksjonshorisont til 2050.
• The first phase is the establishment of a field centre consisting of four platforms.
Første fase er etablering av et feltsenter bestående av fire plattformer.
• Oil transport via pipeline to the Mongstad terminal in Hordaland, and gas transport to Statpipe, and then further to the Kårstø processing plant in northern Rogaland.
• Det anbefales at oljen fra feltet føres i rør til Mongstad-terminalen i Hordaland, og at gassen føres til Statpipe og videre til prosesseringsanlegget Kårstø i Nord-Rogaland.
There will be a conference call for investors and analysts at 1330 CET.
There will be a conference call for investors and analysts at 1330 CET.
Participant access - Dial in 5-10 minutes prior to the start time using the number/confirmation code below.
Participant access - Dial in 5-10 minutes prior to the start time using the number / Confirmation Code below.
Johan Sverdrup field illustration including sea floor installations JPG 7 MB
Johan Sverdrup feltillustrasjon med havbunnsløsning JPG 7 MB
Johan Sverdrup field illustration JPG 9 MB
Johan Sverdrup feltillustrasjon JPG 9 MB
Johan Sverdrup field illustration JPG 2 MB
Johan Sverdrup feltillustrasjon JPG 2 MB
Transcript - Johan Sverdrup Concept Selection PDF 114 kB
Transcript - Johan Sverdrup Concept Selection PDF 114 kB
Picture from the preparations.
Her fra arbeidet med å klargjøre seksjonene.
“Aasta Hansteen is a pioneer project in Northern Norway.
– Aasta Hansteen er et pionerprosjekt i Nord Norge.
It is the deepest field development on the Norwegian continental shelf.
Det er den dypeste feltutviklingen i Norge.
We employ new technology to produce the resources, building the world’s largest Spar platform.
Vi tar i bruk ny teknologi, og bygger verdens største Spar-plattform for å utvinne ressursene.
Aasta Hansteen is also a pioneer when it comes to creating local ripple effects in the development phase in Northern Norway,” says Torolf Christensen, head of the Aasta Hansteen field development.
Aasta Hansteen er også en pioner for lokale ringvirkninger i utbyggingsfasen i Nord-Norge, sier Torolf Christensen direktør for Aasta Hansteen-feltutviklingen.
Torolf Christensen, head of the Aasta Hansteen field development.
Torolf Christensen, direktør for Aasta Hansteen-feltutviklingen.
He refers to the local ripple effects that the project has already created on the Helgeland coast.
Han viser til de lokale ringvirkningene prosjektet allerede har skapt på Helgelands-kysten.
“So far, the Aasta Hansteen and Polarled development projects have created jobs for 200 people on the Helgeland coast,” Christensen says.
– Så langt ser vi at utbyggingen av Aasta Hansteen- og Polarled-utbyggingen sysselsetter 200 personer på Helgelandskysten, sier Christensen.
The bulk of these jobs are located in Mo i Rana, where Momek is constructing 32 suction anchors for Subsea 7 for the Aasta Hansteen project.
Størstedelen av disse arbeidsplassene befinner seg i Mo i Rana hvor Momek bygger 25 sugeankre for Subsea 7 til Aasta Hansteen-prosjektet.
Wasco Energy is building a plant in Mo i Rana for the application of a concrete coating on 40 000 individual pipes for the Polarled pipeline.
Wasco Energy bygger opp en fabrikk i Mo i Rana som skal behandle 40.000 enkeltrør til Polarled-rørledningen.
In addition Aker Solutions will employ some 50 people at Sandnessjøen for the construction of the subsea templates for the field.
I tillegg vil Aker Solutions sysselsette omkring 50 personer i Sandnessjøen for bygging av havbunnsrammene til feltet.
“Aasta Hansteen is set to create greater local and regional spinoff effects than we assumed in the Plan for Development and Operation.
– Vi ligger an til å skape større lokale og regionale ringvirkninger med Aasta Hansteen enn hva vi antok i planen for utbygging og drift.
We have realised more than NOK 200 million out of NOK 450 million in announced local and regional ripple effects in the development phase.
Vi har realisert over 200 millioner kroner av 450 millioner kroner i annonserte lokale og regionale ringvirkninger i utbyggingsfasen.
This adds to local spin-offs from the Polarled projects, including Wasco Energy’s Mo i Rana factory,” Christensen says.
I tillegg kommer lokale ringvirkninger fra Polarled-prosjektet som blant annet omfatter Wasco Energys fabrikk i Mo i Rana, sier Christensen.
He expects more local spinoffs from the projects in the future.
Han tror på mer lokale ringvirkninger fra prosjektene fremover.
“Extensive offshore installation activities and production drilling on the field will be supported from the supply base at Sandnessjøen and the helicopter base at Brønnøysund.
– Omfattende offshore installasjonsaktiviteter og produksjonsboring på feltet kommer til å bli støttet fra forsyningsbasen i Sandnessjøen og helikopterbasen i Brønnøysund.
In combination, these activities will boost the activity level for the bases at Helgeland substantially,” Christensen says.
I sum vil disse aktivitetene føre til en betydelig økning i aktivitetsnivået for basene på Helgeland, sier Christensen.
Momek is now completing the fabrication of the two first suction anchors for the Aasta Hansteen project.
Momek er i ferd med å fullføre fabrikasjonen av de to første sugeankrene til Aasta Hansteen-prosjektet.
Weighing 140 tonnes, the suction anchors are 19.5 metres tall.
Sugeankrene veier 140 tonn og er 19,5 meter høye.
The suction anchors will moor the 70,000-tonne Spar platform in 1300 metres of water in the Norwegian Sea.
Sugeankrene skal forankre den 70.000 tonn tunge Spar-plattformen på 1300 meters havdyp i Norskehavet.
Wasco Energy has established a 13,000 square metre coating facility and associated pipe rack at Mo i Rana.
Wasco Energy har etablert en 13.000 kvadratmeters fabrikk og tilhørende rørlager i Mo i Rana.
The facility will apply a protecting layer of reinforcing and concrete coating on 40,000 individual pipes for the Polarled pipeline prior to seabed installation.
Fabrikken skal påføre 40.000 enkeltrør fra rørledningen Polarled et beskyttende lag av armeringsjern og betong før rørene installeres på havbunnen.
Polarled is a new 480-kilometre gas pipeline from Aasta Hansteen to Nyhamna in Møre og Romsdal.
Polarled er en ny 480 kilometer lang gassrørledning fra Aasta Hansteen til Nyhamna i Møre og Romsdal.
Torolf Christensen, (left), head of the Aasta Hansteen field development, Bård Anders Langø, mayor of Alstahaug, Marianne Bremnes, mayor of Harstad, Arve Knutsen, executive of economic development, Nordland county, Henrik Johansen, managing director of Rana Utviklingsselskap, Yngve Vassmyr, general manager of Subsea7, Tromsø, and Hans Jakob Hegge, Statoil’s senior vice president, Operations North.
Fra venstre: direktør for Aasta Hansteen feltutvikling, Torolf Christensen, ordfører i Alstahaug Bård Anders Langø, ordfører i Harstad, Marianne Bremnes, fylkesråd for næring i Nordland, Arve Knutsen, administrerende direktør for Rana Utviklingsselskap, Henrik Johansen, daglig leder for Subsea 7 i Tromsø, Yngve Vassmyr, og direktør for Drift Nord i Statoil, Hans Jakob Hegge.
Group photo from the Momek facility - see caption in the news article.
Gruppebilde hos Momek - navn i bildetekst.
Momek is building 35 suction anchors for Subsea 7 for the Aasta Hansteen project.
Momek bygger 35 sugeankre for Subsea 7 til Aasta Hansteen-prosjektet.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 7,870,902 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 7.870.902 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 158.06 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 158,06 kroner.
Following this, the share saving plan has 7,566,633 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 7.566.633 aksjer.
Skrugard and Havis opened a new petroleum province in the Barents Sea and created a basis for the Johan Castberg field development project.
Skrugard og Havis åpnet en ny petroleumsprovins i Barentshavet, og dannet grunnlaget for feltutbyggingsprosjektet Johan Castberg.
Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway.
Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
In 2013 Statoil launched a targeted exploration campaign around the Johan Castberg field in order to clarify additional oil potential in the area and make the development project more robust.
I 2013 lanserte Statoil en målrettet letekampanje rundt Johan Castberg-feltet for å avklare ytterligere oljepotensial i området, og gjøre utbyggingsprosjektet mer robust.
The exploration campaign comprises five prospects, and Kramsnø was the fourth of those.
Letekampanjen omfatter fem prospekter, og Kramsnø var den fjerde av disse.
«We are approaching the end of the current drilling program around the Johan Castberg field.
– Vi nærmer oss avslutningen av denne letekampanjen rundt Johan Castberg-feltet.
Unfortunately, out of the four wells drilled to date only one has resulted in an oil discovery.
Av de fire brønnene som er boret hittil er det dessverre bare én som har ført til oljefunn.
The last prospect we will test in this exploration campaign is Drivis, and we will commence drilling operations right after the completion of Kramsnø,” says Irene Rummelhoff, senior vice president exploration Norway.
Det siste prospektet vi skal teste i letekampanjen er Drivis, og vi starter boringen rett etter at vi har fullført Kramsnø, sier Irene Rummelhoff, Statoils letedirektør for norsk sokkel.
Rummelhoff explains that the Johan Castberg area has a diverse range of potential prospects.
Rummelhoff forklarer at Johan Castberg-området har et variert utvalg av mulige prospekter.
The exploration campaign has been designed to embrace this diversity and get the best possible understanding of the total resource base in the area.
Letekampanjen ble utformet for å dekke dette mangfoldet og gi en best mulig forståelse av det samlede ressursgrunnlaget i området.
The prospects selected for the campaign test different play models in varied geological settings and are independent of each other.
Prospektene som er valgt ut for kampanjen tester forskjellige letemodeller og geologiske formasjoner og er uavhengige av hverandre.
They were also large enough to have an impact on the development solution.
De var også store nok til å kunne påvirke utbyggingsløsningen.
“The exploration campaign is serving its purpose of maximising our knowledge of the area, but has not provided the additional resources we hoped for.
– Letekampanjen tjener hensikten med å gi oss mest mulig informasjon om området, men har ikke gitt oss det ytterligere ressursgrunnlaget vi håpet på.
This makes it even more important to improve the development concept and reduce investments,” says Erik Strand Tellefsen, vice president field development northern Norway.
Det gjør det enda viktigere å forbedre utbyggingskonseptet og redusere investeringene, sier Erik Strand Tellefsen, direktør for feltutvikling i Nord-Norge.
The licence partners are Eni Norge AS (30%) and Petoro AS (20%).
De andre rettighetshaverne er Eni Norge AS (30 prosent) og Petoro AS (20 prosent).
For further details on the results of exploration well 7220/4-1 in the Kramsnø prospect, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate (NPD) >>
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 7220/4-1 i Kramsnø-prospektet henviser vi til pressemelding fra Oljedirektoratet (OD) >>
Map of the Kramsnø prospect GIF 345 kB
Kart over Kramsnø-prospektet GIF 351 kB
In 2011-2012 Statoil made a breakthrough in the Barents Sea with two high impact oil discoveries Skrugard and Havis, proving a total of 400-600 million barrels of recoverable oil.
I 2011-2012 hadde Statoil et gjennombrudd i Barentshavet med de to «high impact»-funnene Skrugard og Havis, som påviste i alt 400-600 millioner fat utvinnbar olje.
A joint acquisition of data will also limit any possible negative consequences for the fishing industry.
En felles datainnsamling vil også redusere mulige ulemper for fiskerinæringen.
The recently opened southeastern Barents Sea is part of the 23rd licensing round on the Norwegian continental shelf in 2014.
Det nylige åpnede Barentshavet Sørøst er med i 23. konsesjonsrunde for norsk sokkel i 2014.
At the request of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (OED), the Norwegian Oil and Gas Association launched an initiative for a joint project relating to acquiring 3D seismic data from blocks in this area.
På oppfordring fra Olje- og energidepartementet (OED) tok Norsk olje og gass initiativ til et felles prosjekt for innhenting av seismiske 3D-data fra blokkene i dette området.
Statoil took on the operator role for the acquisition.
Statoil tok på seg operatørrollen for innsamlingen.
On 10 December last year, 17 companies joined the project as early participants.
10. desember gikk 17 selskaper inn i prosjektet som tidlige deltakere.
A further 16 companies followed suit after the OED on 14 February circulated a proposal regarding block announcements for public consultation.
Nå har ytterligere 16 selskaper sluttet seg til etter at OED 14. februar sendte forslag om blokker til utlysning på offentlig høring.
A doubling of the number of companies in the project shows that the initiative enjoys solid industry support.
Et doblet antall selskaper i prosjektet viser at initiativet har solid støtte i industrien.
It is a project that will further reduce costs while ensuring good quality data by utilising the companies’ concerted competencies.
Dette tar kostnadene ytterligere ned og sikrer høy datakvalitet gjennom å utnytte selskapenes samlede kompetanse.
In March the project will announce the awarding of contracts and present further plans for the acquisition.
Prosjektet vil i mars kunngjøre tildeling av kontrakter og presentere planer framover for innsamlingsarbeidet.
List of companies participating in the project:
Oversikt over deltakende selskaper i prosjektet:
Early participants:
Tidlige deltakere:
New participants:
Nye deltakere:
BG Norge Exploration Limited NUF
BG Norge Exploration Limited NUF
Explora Petroleum AS
Explora Petroleum AS
ExxonMobil Exploration and Production Norway AS
ExxonMobil Exploration and Production Norway AS
INPEX
INPEX
Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC)
Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company (KUFPEC)
Illustration of seismic acquisition.
Illustrasjonsfoto av seismikkinnhenting.
Øystein Michelsen, Statoil’s Tanzania country manager.
Øystein Michelsen, Statoils landsjef i Tanzania.
The drill stem test operation was performed through a re-entry in the Zafarani-2 well, in 2,400 metres water depth and approximately 80 kilometres off the coast of southern Tanzania.
Operasjonen ble gjennomført i Zafarani-2-brønnen på 2400 meters havdyp, om lag 80 kilometer utenfor den sørlige kysten av Tanzania.