natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Oseberg Vestflanken 2 development consists of an unmanned wellhead platform with ten well slots.
Oseberg Vestflanken 2 skal bygges ut med en ubemannet brønnhodeplattform med ti brønnslisser.
In addition two existing subsea wells will be reused.
I tillegg skal to eksisterende havbunnsbrønner gjenbrukes.
All wells will be remote-controlled from Oseberg field centre.
Alle brønnene skal fjernstyres fra Oseberg Feltsenter.
“Oseberg Vestflanken 2 is a pioneer project of great strategic importance,” says Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project management.
– Oseberg Vestflanken 2 er et pionérprosjekt med strategisk betydning, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
The project is a pilot that other operators, public authorities and the rest of Statoil’s project portfolio are already learning from.
Prosjektet er en pilot som andre operatører, myndigheter og Statoils øvrige prosjektportefølje allerede nå henter læring fra.
The concept is new in Norway, but has been thoroughly tested on the Danish and Dutch continental shelves.
Konseptet er nytt i Norge, men vanlig på dansk og nederlandsk sokkel.
Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project management.
Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil
“This new concept has been required to meet the high safety standards established for installations on the Norwegian continental shelf,” Rød says.
– Vi legger vekt på at dette nye konseptet skal videreføre det høye sikkerhetsnivået vi har på installasjonene på norsk sokkel, sier Rød.
Aiming to cut investment costs throughout the engineering phase Statoil has reduced the break-even price of the project by about 30 percent thanks to reduced CAPEX and successful maturing of the resource base, thus increasing volumes.
Statoil har jobbet med å kutte investeringskostnadene gjennom hele prosjekteringsfasen, og har redusert balanseprisen i prosjektet med i størrelsesorden 30 prosent, dette skyldes både reduserte investeringskostnader og en god modning av ressursgrunnlaget som har gitt økte volumer.
This makes the project resilient, even in a low oil price environment.
Det gjør prosjektet robust, selv med lav oljepris.
The wells at Oseberg Vestflanken 2 will be drilled by the new category J rig Askepott, which is currently under construction.
Brønnene på Oseberg Vestflanken 2 skal bores av den nye kategori J-riggen Askepott, som for tiden er under bygging.
It is owned by the Oseberg licence.
Denne eies av Oseberg-lisensen.
“It is gratifying that the strategies established for the procurement of Oseberg’s licence rig is now being realised through a profitable project, optimally utilising the existing infrastructure,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president, Operations West.
– Det er gledelig at strategiene som ble etablert for anskaffelse av Oseberg sin lisensrigg nå realiseres med et lønnsomt prosjekt som utnytter eksisterende infrastruktur optimalt, sier Gunnar Nakken, områdedirektør i Drift Vest.
Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president, Operations West.
Gunnar Nakken, områdedirektør i Drift Vest.
Helping extend the life of the Oseberg field the project is an important contribution to Statoil’s ambition of sustaining production on the NCS at the current level to 2030, and beyond.
Prosjektet vil bidra til forlenget levetid for Oseberg-feltet og er et viktig bidrag til Statoils mål om å opprettholde produksjonen på norsk sokkel på dagens nivå til 2030 og videre.
“Joint optimism among the Oseberg partners about the future of the Oseberg area is at the bottom of this,” Nakken concludes.
– I bunn ligger en felles optimisme hos partnerne for Oseberg-området fremover, avslutter Nakken.
Partners in the Oseberg Vestflanken 2 production licence: Statoil Petroleum AS (49.3%), Petoro AS (33.6%), Total E&P Norge AS (14.7%) and ConocoPhillips Skandinavia AS (2.4%)
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene som omfatter Oseberg Vestflanken 2 er Statoil Petroleum AS (49,3 prosent), Petoro AS (33,6), Total E&P Norge AS (14,7) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4).
First oil is scheduled for the second quarter of 2018
Planlagt produksjonsstart andre kvartal 2018.
Location: In the North Sea some 8 kilometres north-west of Oseberg field centre
Lokasjon: I Nordsjøen om lag 8 kilometer nord-vest for Oseberg feltsenter
Volumes: 110 million barrels of oil equivalent
Volumer: 110 millioner fat oljeekvivalenter (o.e.)
Depth: some 110-metre water depth
Dybde: om lag 110 meters vanndyp
Estimated productive life: until 2040
Antatt levetid: Til 2040
Facts about the Oseberg area
Fakta om Oseberg-området
Vestflanken 2 illustration JPG 343 KB
Illustrasjon av Vestflanken 2 JPG 343 KB
Roughneck Børre Dalstein was crushed during the work of freeing drillpipe in the platform derrick.
Boredekksarbeideren Børre Dalstein kom i klem under arbeid med å frigjøre borerør i boretårnet på plattformen.
The 27-year-old was flown to Trondheim Regional Hospital, but his life could not be saved.
27-åringen ble fraktet til Regionsjukehuset i Trondheim, men livet stod ikke til å redde.
Investigations were immediately launched by Statoil, the police and the Norwegian Petroleum Directorate.
Statoil, politiet og Oljedirektoratet iverksatte umiddelbart granskninger av ulykken.
These concluded that the accident was caused by personnel working within the operational range of remotely-controlled pipehandling equipment while the latter was in use.
Undersøkelsene konkluderte med at ulykken skyldtes at personell arbeidet innenfor aksjonsområdet til fjernoperert rørhåndteringsutstyr samtidig som dette var i bruk.
Statoil chief executive Olav Fjell says that the group takes the fine very seriously, and will quickly assess the basis on which it has been imposed.
Konsernsjef Olav Fjell sier at Statoil tar dette forelegget meget alvorlig, og vil raskt vurdere premissene i Statsadvokatens forelegg:
“We launched our own investigation of the accident in 1999, and immediately adopted measures to improve the weaknesses identified in our report, and which now form the basis for the fine.
"Vi satte selv i gang en granskning av ulykken i 1999 og satte straks i verk tiltak for å forbedre de svakheter som ble påpekt i vår egen rapport og som nå ligger til grunn for Statsadvokatens forelegg.
“We are very concerned to enhance the safety of our operations.
Statoil er sterkt opptatt av å bedre sikkerheten i vår virksomhet.
Continuous pressure on safety efforts will continue to be maintained to improve our results even further.”
Vi vil fortsatt ha kontinuerlig trykk på sikkerhetsarbeidet i konsernet for å forbedre resultatene ytterligere," sier Fjell.
The measures adopted after the accident primarily involved training, communication and working procedures.
Tiltakene som er satt i verk, går i hovedsak på opplæring, kommunikasjon og arbeidsprosedyrer.
Pipehandling procedures were also improved, while procedures for working in the derrick were reviewed and revised.
Prosedyrene for arbeid i boretårn er dessuten blitt gjennomgått og revidert.
Mr Dalstein worked for drilling contractor Procon Drilling Services, now Prosafe Drilling Services, which has been fined NOK 750,000 after the accident.
Dalstein var ansatt i borekontraktørselskapet Procon Drilling Services, nå Prosafe Drilling Services, som også er ilagt en bot på 750.000 kroner etter ulykken.
A fine of NOK 10 million has been imposed on Statoil by the public prosecutor for Rogaland county in respect of a fatal accident on the group’s Heidrun field in the Norwegian Sea on 14 February 1999.
Statsadvokaten i Rogaland har ved forelegg ilagt Statoil en bot på 10 millioner kroner etter en dødsulykke på Heidrun-feltet i Norskehavet 14. februar 1999.
Discovered in 1982 Utgard (formerly Alfa Sentral) is located 21 kilometres from the Sleipner field.
Utgard (tidligere Alfa Sentral) ble funnet i 1982 og ligger 21 kilometer fra Sleipner-feltet.
The discovery has been considered for development on several occasions in the past.
Funnet har vært vurdert utbygd flere ganger tidligere.
“I am very pleased that we now can realise a commercial development of Utgard.
– Jeg er svært glad for at vi nå kan realisere en lønnsom utbygging av Utgard.
This clearly demonstrates the effects of the improvement work that has taken place in the oil and gas industry in recent years,” says Torger Rød, Statoil’s senior vice president for project development.
Dette er et tydelig eksempel på at forbedringsarbeidet som har pågått i olje- og gassindustrien de siste årene gir resultater, sier Torger Rød, direktør for prosjektutvikling i Statoil.
Utgard straddles the UK-Norway median line, the majority of the reserves being located on the Norwegian side.
Utgard strekker seg over den norsk-britiske sokkelgrensen, med majoriteten av reservene på norsk side.
“Utgard is the first Statoil development in many years producing resources across the median line, and we are pleased to have found good solutions that address considerations for good resource management on both sides.
– Utgard er den første Statoil-utbyggingen på mange år som utvinner ressurser på tvers av midtlinjen, og vi er glade for å ha funnet gode løsninger som ivaretar hensynet til god ressursforvaltning på begge sider.
Good and efficient cooperation across the board, both in relation to partners and government authorities, has made this development possible,” Rød says.
Godt og effektivt samarbeid på tvers, både i forhold til lisenspartnere og myndigheter, har muliggjort denne utbyggingen, sier Rød.
The Utgard development will include two wells in a standard subsea concept, with one drilling target on each side of the median line.
Utgard skal bygges ut med to brønner i en standard havbunnsløsning og det er ett boremål på hver side av grensen.
All installations and infrastructure being located in the Norwegian sector, the UK well will be drilled from the subsea template on the Norwegian continental shelf.
Alle installasjoner og infrastruktur er på norsk side, og den britiske brønnen skal bores fra bunnrammen på norsk sokkel.
The distance from the subsea template to the median line is 450 metres.
Avstanden fra bunnrammen til grensen er 450 meter.
Gas and condensate will be piped through a new pipeline to the Sleipner field for processing and further transportation to the market.
Gass og kondensat skal sendes i en ny rørledning til Sleipner-feltet for prosessering og videre transport til markedet.
The Utgard gas has a high CO2 content, and will benefit from carbon cleaning and storage at Sleipner.
Gassen i Utgard har et høyt CO2-innhold og vil dra nytte av CO2-rensing og lagring på Sleipner.
Reuse of existing infrastructure is essential to the development of the Utgard discovery.
Gjenbruk av eksisterende infrastruktur er helt essensielt for å kunne bygge ut Utgard-funnet.
The Utgard wells are scheduled to come on stream at the end of 2019 In the plateau phase the field will produce approximately some 7,000 Sm3 per day of oil equivalent.
Etter planen skal Utgard-brønnene komme i produksjon i slutten av 2019På platå vil feltet produsere om lag 7.000 standard kubikkmeter oljeekvivalenter per dag.
“Utgard provides new production which will be essential to further developing the Sleipner area, supporting the company’s ambitious targets for future activity and value creation,” Rød says.
– Utgard gir ny produksjon som er viktig for å videreutvikle Sleipner-området og støtter selskapets ambisiøse mål for fremtidig aktivitet og verdiskaping, sier Rød.
Media contact Statoil: Ola Anders Skauby oaska@statoil.com +47 905 98 519
Mediekontakt Statoil: Ola Anders Skauby oaska@statoil.com +47 905 98 519
Atle Reinseth, portfolio director in project development, delivered the PDO to the Norwegian Minister of Petroleum and Energy, Tord Lien (right).
Atle Reinseth, porteføljedirektør i prosjektutvikling i Statoil, overleverte Utgard-PUD-en til olje- og energiminister Tord Lien (t.h.).
Facts about Utgard
Fakta om Utgard
Statoil Petroleum ASA, Statoil UK, LOTOS E&P Norge AS and TOTAL E&P Norge AS have agreed on a unitisation agreement, which is awaiting the approval of Norwegian and UK authorities as part of the approval of the Plan for Development and Operation, and the Field Development Plan.
Partnerne Statoil Petroleum ASA, Statoil UK, LOTOS E&P Norge AS and TOTAL E&P Norge AS er enige om en samordningsavtale, denne avventer godkjenning fra norske og britiske myndigheter i forbindelse med behandling av Plan for utbygging og drift og Field Development Plan.
The license ownership interests are as follows: Norwegian sector: Statoil (operator) 62 percent, LOTOS 28 percent, TOTAL 10 percent.
Lisensfordelingen er som følger: Norsk side: Statoil (operatør) 62 prosent, LOTOS 28 prosent, TOTAL 10 prosent.
UK sector: Statoil UK (operator) 100 percent.
Britisk side: Statoil UK (operatør) 100 prosent.
Water depth: 110 metres, the reservoir is located at some 3,700-meter depth.
Vanndybde: 110 meter, reservoaret ligger på om lag 3 700 meters dyp.
Utgard will be remote-controlled from Sleipner A.
Utgard skal fjernstyres fra Sleipner A.
After processing the liquids will be exported to Kårstø and the dry gas to Gassled.
Etter prosessering skal væskene eksporteres til Kårstø og tørrgass til Gassled.
Statoil completes transaction in UK licence for Utgard field (2016-06-28)
Statoil fullfører transaksjon i britisk lisens for Utgard-feltet (2016-06-28)
The other operations at the complex will continue as before.
Øvrig virksomhet på anlegget vil fortsette som før.
"The reason for this decision is that the CHP has had less utilization than planned due to lower steam demand at Mongstad.
– Bakgrunnen for beslutning er at kraftvarmeverket har hatt mindre utnyttelse enn planlagt fordi dampbehovet på Mongstad har vært lavere enn da verket ble planlagt.
This has resulted in severe operating loss and actions to adjust the activity are unavoidable," says Grete Haaland, Senior Vice President for Asset Management in Marketing, Midstream and Processing in Statoil.
Det har ført til at vi har tapt mye på driften og grep for å justere aktiviteten var unngåelig, sier Grete Haaland, direktør for Asset Management i Markedsføring, midtstrøm og prosessering i Statoil.
Grete Haaland, senior vice president for Asset Management in Marketing, Midstream and Processing in Statoil.
Grete Haaland, direktør for Asset Management i Markedsføring, midtstrøm og prosessering i Statoil.
The CHP was developed in 2010 to improve the energy efficiency at Mongstad and to secure the energy supply to industrial and others customers in the region and to the continental shelf.
I 2010 ble anlegget etablert for å bedre energieffektiviteten på Mongstad og for å sikre elektrisitetsforsyning til industrien, til sokkelen og andre forbrukere i regionen.
Part of the gas being used at the CHP is supplied through at separate agreement with the Troll license.
Deler av den gassen som brukes til kraftvarmeverket leveres gjennom en egen avtale med Troll-lisensen.
Statoil Refining Norway AS (the Mongstad Refinery) and the partners in the Troll license have agreed to terminate the existing gas agreement with effect as of 31 December 2018.
Statoil Refining Norway AS (Mongstad-raffineriet) og partnerne i Troll-lisensen, er enig om at eksisterende gassavtale sies opp med virkning 31.12.2018.
The CHP will operate as today until the gas supply under the existing agreement Is ended and the normal operation of the power plant ceases.
Kraftvarmeverket vil drives som i dag frem til gassforsyningen i eksisterende avtale avsluttes og ordinær drift av kraftverket opphører.
"The CHP will run as normal until the termination.
– Kraftvarmeverket vil gå som normalt frem til oppsigelse.
In this two-year period, alternative sources for steam and solutions for safe and stable operations for the refinery will be worked out," Haaland says.
I denne toårsperioden vil det bli jobbet med alternative varmekilder og løsninger for en sikker og stabil drift av raffineriet, sier Haaland.
Statoil will adjust the refinery to the changed conditions for the operation.
Statoil vil tilpasse raffineriet til de endrede driftsbetingelsene.
A consequence of the cessation of the operations of the CHP is a reduction of CO2 emissions in the range of 250 – 300.000 tons per year.
En konsekvens av stans av anlegget er reduserte CO2-utslipp på Mongstad i størrelsesorden 250-300.000 tonn pr. år.
Mongstad production facility
Mongstad produksjonsanlegg
Mongstad combined heat and power plant JPG 5 MB
Mongstad kraftvarmeverk JPG 5 MB
Portrait of Grete Haaland JPG 6 MB
Portrett av Grete Haaland JPG 6 MB
Statoil has given the police information about the case, and the police has decided to open investigation against the employee and a person in Norsk Helikopterservice suspected of serious corruption.
Statoil har gitt politiet informasjon om saken, og politiet har tatt ut siktelse mot den ansatte og en person i Norsk Helikopterservice for grov korrupsjon.
It is important to underline that Statoil’s internal investigation is not concluded, no legal charges have been carried out and no judgment has been passed in the case.
Det er viktig å understreke at Statoils interne granskning ikke er konkludert, og det er ikke tatt ut tiltale eller falt noen dom i saken.
In order not to interfere with the ongoing police investigation, the police has requested Statoil to await further internal investigation of the case.
Politiet har av hensyn til etterforskningen bedt om at Statoil foreløpig avventer videre granskning av saken.
Statoil will of course cooperate with the police in their investigation.
Statoil vil selvsagt samarbeide med politiet i etterforskningen.
The employee has been temporarily suspended from his position.
Den ansatte er midlertidig suspendert fra stillingen.
Following these circumstances, Statoil has decided to cancel a letter of intent with Norsk Helikopterservice for a backup SAR helicopter.
Statoil har under de nåværende omstendigheter valgt å kansellere en intensjonsavtale med Norsk Helikopterservice om et backup-SAR-helikopter.
Statoil has no other activities with Norsk Helikopterservice.
Statoil har ikke andre avtaler med Norsk Helikopterservice.
The company’s SAR capacity without this backup helicopter meets current requirements.
SAR-kapasiteten selskapet har tilgjengelig uten dette backup-helikopteret oppfyller gjeldende krav.
The well encountered a hydrocarbon column of 175 metres in a good-quality reservoir of silicified carbonates of the Macabu formation.
Brønnen påtraff en hydrokarbonkolonne på 175 meter i et reservoar av silifiserte karbonater med god reservoarkvalitet i Macabu-formasjonen.
This is the fourth appraisal well in the licence, which comprises the Seat, Gavea and Pão de Açucar (PdA) discoveries.
Dette er den fjerde gjennomførte avgrensningsbrønnen i lisensen, som også omfatter Seat-, Gavea- og Pão de Açucar (PdA)-funnene.
In 2013-2015 the consortium drilled and tested the Seat-2, PdA-A1 and PdA-A2 appraisal wells.
I 2013-2015 boret og testet partnerskapet avgrensningsbrønnene Seat-2, PdA-A1 og PdA-A2.
With Gavea A1 the consortium has finalised the appraisal activities in BM-C-33 and will now evaluate the sub-surface data and assess lean and cost-effective development concepts.
Med Gavea A1 har partnerskapet fullført avgrensningsarbeidet i BM-C-33 og vil nå evaluere de innsamlede dataene og se på hensiktsmessige og kostnadseffektive utviklingsløsninger.
Repsol Sinopec Brasil (35%) is operator of BM-C-33 with Statoil (35%) and Petrobras (30%) as partners.
Repsol Sinopec Brasil (35 %) er operatør for BM-C-33 med Statoil (35 %) og Petrobras (30 %) som partnere.
As announced in December 2015, Statoil will take over operatorship of the licence.
Som kunngjort i desember 2015, skal Statoil ta over operatørskapet for lisensen.
This is expected to happen in the third quarter of 2016, subject to the approval from Brazilian authorities (ANP).
Dette er ventet å skje i tredje kvartal i år, med forbehold om myndighetsgodkjennelse.
Our activities in Brazil
Våre aktiviteter i Brasil
On Saturday 15 October a serious well control incident occurred during well plugging by the mobile rig Songa Endurance at the Troll field.
Lørdag 15. oktober oppstod det en alvorlig brønnkontrollhendelse under brønnplugging med den mobile riggen Songa Endurance på Trollfeltet.
During surface maintenance on Tuesday 25 October a hydrogen leak occurred due to external corrosion of a pipe socket at the Mongstad processing complex.
Tirsdag 25. oktober, under arbeid med overflatevedlikehold, inntraff en hydrogenlekkasje som følge av utvendig korrosjon på en rørstuss i en del av anlegget på Mongstadraffineriet.
Nobody was injured in the incidents.
Ingen ble skadet i hendelsene.
Statoil’s internal investigation unit has studied the incidents thoroughly, in addition to the Petroleum Safety Authority Norway.
Statoils interne granskingsenhet har gått grundig gjennom hendelsene, som også granskes av Petroleumstilsynet.
“We are taking both these incidents seriously.
– Vi ser alvorlig på begge disse hendelsene.
Openness is vital to our safety work, and the investigation reports are important contributions for us to learn from the incidents.
Åpenhet er vesentlig for sikkerhetsarbeidet og granskingsrapportene er et viktig bidrag til at vi lærer av hendelsene.
If we are to make the right decisions and carry out the right measures we need to get everything on the table,” says Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil.
Skal vi fatte de riktige beslutningene og gjøre de rette tiltakene må vi ha alt på bordet, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi prosjekter og boring.
Margareth Øvrum, EVP, TPD
Margareth Øvrum, EVP, TPD
Songa Endurance well control incident
Songa Endurance brønnkontrollhendelse
The well control incident led to a gas leak that pushed seawater more than 30 metres up the derrick, before the well was closed by the annular preventer inside the blowout preventer (BOP) about one minute later.
Brønnkontrollhendelsen førte til en gasslekkasje som skjøv sjøvann mer enn 30 meter opp i boretårnet, før brønnen ble stengt med ringromsventilen i utblåsningssikringen (BOP) etter om lag ett minutt.
Statoil’s internal investigation defines the incident to have a high degree of seriousness, and concludes that at worst it could have led to loss of life if the safety equipment had failed to function as intended, or if the gas had been ignited.
Statoils interne gransking av hendelsen definerer alvorlighetsgraden som høy og konkluderer med at den i verste fall kunne medført tap av menneskeliv dersom sikkerhetsutstyret ikke hadde fungert slik det skulle, eller dersom gassen hadde antent.
The BOP was quickly activated and stopped the gas leak, and five gas detectors automatically turned off equipment that could have produced sparks.
BOP-en ble raskt aktivert og stoppet gasslekkasjen, og fem gassdetektorer slo automatisk av utstyr som kan forårsake gnister.
The investigation report concludes that two main findings have weakened the barriers and helped gas reach the drill floor.
Granskingsrapporten konkluderer med to hovedfunn som har svekket barrierene og medvirket til at gass kom opp på boredekket.
The first finding revealed that existing downhole valves were used as barriers against the reservoir and were unintentionally opened.
Det første er at det ble brukt eksisterende nedihullsventiler som barrierer mot reservoaret, og at disse utilsiktet ble åpnet.
The other main finding is related to the annular preventer inside the BOP that should have been closed before the operation was started, because it was not possible to measure the pressure below the wellhead sealing.
Det andre sentrale funnet er knyttet til at ringromsventilen i BOP burde vært stengt før man startet operasjonen, fordi man ikke var i stand til å måle trykket under forseglingen i brønnhodet.
Actions
Tiltak
After the incident some immediate actions were taken to ensure that the downhole valves are not used as barriers, and a deeply set plug was reintroduced as a barrier during use of vertical Christmas trees.
Etter hendelsen ble det gjort noen strakstiltak for å sikre at nedihullsventiler ikke blir brukt som barriere, og det ble gjeninnført å bruke dypsatt plugg som barriere ved bruk av vertikale ventiltre.