natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“Our goal is to speed up the tempo in establishing new production wells on the Norwegian continental shelf.
– Målsettingen er å øke tempoet i tilvirking av nye produksjonsbrønner på norsk sokkel.
Statoil has made systematic efforts to increase the efficiency of its drilling and well operations over the past two years,” says Slora.
Statoil har gått systematisk til verks for å øke effektiviteten i bore- og brønnoperasjoner de to siste årene, sier Slora.
Drill progress has increased from 60 to 85 metres per day since 2007, while rig utilisation time has climbed from 80 to 85%, which is equivalent to 2-3 rig-years.
– Borefremdriften er økt fra 60 til 85 meter per dag siden 2007, og brukstiden for riggene har økt fra 80 til 85 prosent, som utgjør to-tre riggår.
And yet there is even greater potential for our improvement work,” says Slora.
Men det er ytterligere potensial i forbedringsarbeidet, sier Slora.
”But several factors influence increased efficiency.
– Men vi har flere forhold som påvirker økningen i effektivitet.
These concern modifications, upgrades and the limitations at our facilities.
Det kan dreie seg om modifikasjoner, oppgraderinger og begrensninger på anleggene.
Greater rig and drill installation availability, as well as greater well service vessel availability, are necessary if we are to achieve our goals.
Økt tilgang på rigger og boreanlegg samt økt kapasitet for brønnservicefartøy er nødvendig for å nå målene, sier Geir Slora.
“Our efforts to increase recovery from fields over many years mean that well capacity has been used up at many of the fixed drilling installations, and we must therefore recover old wells in order to drill new ones.
Arbeid med å øke utvinningen fra feltene over mange år har gjort at en på mange av de faste boreanleggene har brukt opp kapasitet på brønnantallet og må gjenvinne gamle brønner for å bore nye.
“In addition to increasing the availability of installations, changes to and development of the choice of method and design will be necessary prior to each new well decision in order to reduce costs and increase efficiency.
I tillegg til å øke tilgjengeligheten til anleggene vil endring og videreutvikling av metodevalg og design i forkant av hver beslutning om en ny brønn være nødvendig for å redusere kostnader og øke effektiviteten.
“Together with licence partners and the supplier industry, Statoil will ensure that design and technology are applied to maximise resource utilisation.
– Sammen med lisenspartnere og leverandørindustrien vil Statoil i størst mulig grad sikre at design og teknologi benyttes for å sikre ressursutnyttelse.
In addition, the availability of drilling installations must be increased and we must also satisfy the requirements for the efficient production of new wells.”
I tillegg må tilgjengelighet til boreanleggene økes og krav til effektiv tilvirkning av nye brønner tilfredsstilles, sier Geir Slora.
An appraisal is planned in early May on the Corrib discovery in the Slyne Trough, where the group has a 15 per cent interest.
I begynnelsen av mai skal det bores en avgrensningsbrønn på Corrib-feltet i Slyne Trough, hvor Statoil har en andel på 15 prosent.
This area lies in 350 metres of water, 70 kilometres west of Achill island.
Området ligger på 350 meters havdyp 70 kilometer vest for øya Achill.
Gas was proven in Corrib during 1996, making this the second gas discovery found off Ireland since Kinsale came on stream in the Irish Sea more than 20 years ago.
I 1996 ble det påvist gass på Corrib, som er det andre gassfunnet på irsk sokkel siden Kinsale kom i produksjon for over 20 år siden.
An appraisal well in 1998 demonstrated very good reservoir properties.
En avgrensingsbrønn i 1998 viste at reservoaregenskapene er svært gode.
This year's well will be the third on the field, which is operated by Enterprise Oil and also has Saga Petroleum as a partner with 40 per cent.
Årets brønn blir den tredje på dette feltet, som opereres av Enterprise Oil, og hvor også Saga Petroleum har en andel på 40 prosent .
Prospects for finding gas in the Shannon structure are more uncertain, but Mr Haarr notes that a supplementary discovery here would help to boost the profitability of the area.
Utsiktene til å finne gass på dette feltet er mer usikre, men Haarr forventer at et tilleggsfunn her kommer til å øke lønnsomheten for området.
"This year's well will hopefully confirm the Slyne-Erris area off western Ireland as a gas province," he says.
"Årets boringer vil forhåpentligvis bekrefte at Slyne-Erris området vest for Irland er en gassprovins.
"Our aim is to start drilling next year in the neighbouring block, where we're the operator."
Målet er å begynne egne boringer i nabolisensen hvor Statoil er operatør til neste år," sier Haarr.
Statoil has interests in nine licences off Ireland, and operates four of them.
Statoil deltar i til sammen ni lisenser på irsk sokkel og er operatør for fire av dem.
Two exploration wells are due to be drilled with Statoil participation west of Ireland this year.
Statoil skal delta i to boreoperasjoner på kontinentalsokkelen vest for Irland i år.
"This year we have concentrated our efforts in and around areas where we already have promising exploration leads and prospects", she adds.
– I år har vi satset i og omkring områder hvor vi allerede har letemuligheter og prospekter som er lovende, tilføyer hun.
Statoil is now one of the largest leaseholder in deepwater Gulf of Mexico.
Statoil er nå en av de største lisensinnehaveren på dypt vann i Mexicogolfen.
A total of 67 companies participated in the sale.
I alt 67 selskaper deltok i lisensrunden.
Statoil's winning bids are subject to review and final approval by the MMS which can take up to 90 days.
Statoils vinnerbud krever en gjennomgang og endelig godkjenning av MMS, noe som kan ta opp til 90 dager.
Statoil is already a world leading offshore oil and gas company and is by this lease sale further strengthening its global exploration portfolio.
Statoil er allerede et verdensledende selskap innen olje- og gassvirksomhet til havs og vil gjennom denne lisensrunden ytterligere styrke sin globale leteportefølje.
GoM Central Lease Sale 213_03172010_Pending MMS approval PDF 175 kB
GoM Central Lease Sale 213_03172010_Pending MMS approval PDF 175 kB
"The lease sales are important events for us to high-grade our portfolio and to acquire new promising acreage", explains Helen Butcher, Statoil exploration manager for the US Gulf of Mexico.
– Lisensrunder er viktige anledninger for oss til å øke vår portefølje og skaffe nye og lovende områder, forklarer Helen Butcher, Statoils letesjef for den amerikanske delen av Mexicogolfen.
Statoil holds a 25% working interest in the block.
Statoil har en eierandel på 25 prosent i blokken.
Helen Butcher, Statoil’s exploration manager for the US Gulf of Mexico.
Helen Butcher, Statoils letesjef for den amerikanske delen av Mexicogolfen.
“The Vito oil discovery is located in an area of good reservoir development within the Miocene play.
– Oljefunnet Vito ligger i et område med god reservoarutvikling i lag av miocen alder.
In addition to our participation in other large discoveries in this play, Statoil plans to test several new Miocene exploration opportunities through its current operated drilling campaign,” says Helen Butcher, head of Gulf of Mexico Exploration.
I tillegg til vår deltakelse i andre store funn i dette laget har Statoil planer om å teste flere nye letemuligheter i dette laget gjennom vårt boreprogram som pågår, sier Helen Butcher, Statoils letesjef for den amerikanske delen av Mexicogolfen.
The Vito appraisal well was drilled to a total depth of approximately 32,000 feet in approximately 4,050 feet of water.
Vito avgrensingsbrønn, som ligger på rundt 1.200 meters havdyp, ble boret til en total dybde på om lag 10.000 meter.
Another sidetrack appraisal well is planned for 2010 to further delineate the discovery.
En annen sidestegsbrønn skal etter planen bores i 2010 for å avgrense funnet ytterligere.
Gulf of Mexico portfolio PDF 680 kB
Gulf of Mexico portfolio PDF 680 kB
This sidetrack appraisal well, which is located in Mississippi Canyon block 940, is more than one mile from the 2009 Vito discovery well.
Denne sidestegsbrønnen i blokk 940 i Mississippi Canyon ligger rundt 2 kilometer fra Vito-funnet som ble gjort i 2009.
(Photo: Anette Westgård)
(Foto: Anette Westgård)
“The Peregrino project is well prepared and eager to continue with carrying out the remaining offshore hook-up and completion work on both platforms,” says project director for the Peregrino project Morten Ruud.
– Prosjektgruppen er godt forberedt og ivrig etter å fortsette med arbeidet som gjenstår i forbindelse med oppkobling og ferdigstilling på begge plattformene, sier leder for Peregrino-prosjektet, Morten Ruud.
The platform installations were performed by the heavy lift vessel Hermod.
Installasjonen av plattformene ble utført av tungløftefartøyet Hermod.
The two jacket substructures for platform A and B were installed on the Peregrino Field late last year.
De to understellene til A- og B-plattformene ble installert på Peregrino-feltet på slutten av fjoråret.
Hook-up and completion
Tilkopling og ferdigstilling
Work on the two platforms will now enter the hook-up and completion phase, allowing for production drilling planned later this year.
Arbeidet på de to plattformene vil nå gå over i tilkoblings- og ferdigstillingsfasen, slik at produksjonsboringen kan starte senere i år.
“The plan calls for a total of 30 horizontal production wells to be drilled, together with seven water injection wells,” says Statoil’s Peregrino production director Johan Kr.
– Etter planen skal i alt 30 horisontale produksjonsbrønner bores, sammen med sju vanninjeksjonsbrønner, sier Statoils produksjonsleder for Peregrino-utbyggingen, Johan Kr.
Mikkelsen.
Mikkelsen.
Awaiting floating production vessel
Venter på FPSO
The Peregrino field’s floating production, storage and offloading vessel (FPSO) is scheduled to arrive on the field for hook up and commissioning in 2010.
Peregrino-feltets skip for flytende produksjon, lagring og lossing (FPSO-skip) skal etter planen komme til feltet for tilkobling og ferdigstilling i 2010.
The vessel is being built by Maersk at the Keppel Shipyard in Singapore.
Skipet blir bygget av Maersk ved verftet Keppel i Singapore.
Installation of the FPSO’s mooring systems concluded earlier this year and was done by the offshore construction vessel Boa Deep C.
Skipets fortøyningssystemer ble installert tidligere i år av offshore konstruksjonsfartøyet Boa Deep C.
Peregrino is located 85 km off the coast of Brazil, at a water depth of up to 100 metres.
Peregrino ligger 85 kilometer utenfor kysten av Brasil, på vanndyp på inntil 100 meter.
First oil from this field is expected to come on stream by 2011 and continue up to 2040.
Den første oljen fra dette feltet ventes å komme i produksjon innen 2011 og fortsette til 2040.
The Peregrino project passed another milestone last weekend with the conclusion of offshore heavy-lifting operations.
Etter gjennomføringen av løfteoperasjonene i helgen har Peregrino-prosjektet passert en ny viktig milepæl.
Statoil has now exercised such acquisition rights on a series of Chesapeake Marcellus Shale acquisitions.
Dette oppkjøpet er en del av denne avtalen.
Statoil has seen very encouraging production performance since the entry into the Marcellus play in late 2008.
Produksjonsresultatene er meget oppmuntrende etter vår inntreden høsten 2008.
This acquisition will enable the partnership to optimize its development activity and secure additional developments in the play.
Kjøpet gir partnerne muligheten til å optimalisere utbyggingsvirksomheten og å sikre ytterligere utbygginger.
Statoil expects to continue to grow its Marcellus position together with Chesapeake.
Statoil forventer dessuten å styrke sin posisjon ytterligere i Marcellus sammen med Chesapeake framover.
Marcellus map PDF 66 kB
Marcellus kart PDF 66 kB
Shale gas illustration JPG 1 MB
Skifergass-illustrasjon JPG 1 MB
The cost to Statoil of the transaction is USD 253 million, with an average acreage cost of USD 4325 per acre.
Statoils andel av kostnadene i transaksjonen er på 253 millioner amerikanske dollar, med en gjennomsnitts kostnad på 4.325 dollar per acre.
He notes that important milestones were achieved during 2009 on the Norwegian continental shelf, in the international upstream business and within new energy.
Konsernsjefen peker på at det gjennom fjoråret er nådd viktige milepæler både på norsk sokkel, i den internasjonale oppstrømsvirksomheten og innen fornybar energi.
Helge Lund, konsernsjef
Helge Lund, konsernsjef
“Last year, Statoil launched a new vision – crossing energy frontiers,” writes Lund.
– I fjor lanserte selskapet visjonen ”Crossing energy frontiers”.
“To me, this vision symbolises our pioneering spirit and it represents what we have to do in order to prevail in the evolving business environment.
For meg symboliserer visjonen vår vilje til å utforske, og den uttrykker det som kreves av oss for å holde vår posisjon i en forretningsmessig situasjon i stadig endring.
“Based on our capabilities, excellent people, large resource base of 22 billion boe and a solid project portfolio, I firmly believe that we have a good position to deliver profitable growth towards 2012 and beyond.”
Basert på vår gjennomføringsevne, våre dyktige medarbeidere, vår store ressursbase på 22 milliarder fat oljeekvivalenter, og en solid prosjektportefølje er jeg trygg på at vi er i posisjon til å levere lønnsom vekst også videre framover, skriver Lund.
The HTML version of the Form 20F report will be available on the US Securities and Exchange Commission’s website in the Edgar database at http://www.sec.gov from 16.00 Central European Time (09.00 Eastern Standard Time) today.
HTML-versjon av form 20-F vil være tilgjengelig fra US Securities and Exchange Commission sitt nettsted i databasen Edgar http://www.sec.gov etter klokken 16.00 i dag.
The legally required part of the annual and sustainability report will be available in a printed version on 26 April at the latest, together with the printed version of Form 20-F.
Den lovpålagte delen av års- og bærekraftrapporten vil være tilgjengelig senest 26. april i trykt utgave, sammen med papirutgaven av form 20-F.
At that time, the report will be distributed electronically to those shareholders who have opted to receive the report in this form.
Fra dette tidspunktet distribueres rapporten elektronisk til aksjonærer som har valgt elektronisk mottak av rapporten.
The printed version will be distributed to the remaining shareholders registered in the Norwegian Central Securities Depository (VPS).
Trykt utgave av rapporten distribueres til resterende aksjonærer registrert i VPS.
Others interested can use the order form at http://www.statoil.com/orderreports.
Andre interessenter kan benytte bestillingsskjema på: http://www.statoil.com/orderreports .
Contacts
Kontaktpersoner:
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president, +47 90 64 91 44 (mobile)
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, 90 64 91 44 (mobil)
Press Ola Morten Aanestad, vice president for media relations, +47 48 08 02 12 (mobile)
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, 480 80 212 (mobil)
“Statoil is looking forward to working with ExxonMobil in our frontier acreage offshore Tanzania.
- Statoil ser frem til å jobbe med ExxonMobil i leteområdene i havet utenfor kysten av Tanzania.
This is a deepwater environment and both companies have extensive deepwater experience,” says Tim Dodson, senior vice president Exploration.
Områdene som vi skal undersøke ligger på dypt vann, og begge selskaper har omfattende dyptvannserfaring, sier Statoils letedirektør Tim Dodson.
The agreement, executed between Statoil Tanzania AS and ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited, was approved by the Tanzania government on 9 March.
Avtalen, som ble inngått mellom Statoil Tanzania AS og ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Limited, ble godkjent av regjeringen i Tanzania 9. mars.
Statoil signed a Production Sharing Agreement on 18 April 2007 with the Government of the United Republic of Tanzania and the Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC).
Statoil inngikk en produksjonsdelingsavtale 18. april 2007 med regjeringen i Tanzania og the Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC).
Offshore Tanzania is considered a frontier exploration area.
Havområdet utenfor Tanzania vurderes som et uutforsket leteområde.
A phase of 2D seismic acquisition was completed in 2008 and the acquisition of a 3D seismic survey was completed in February this year.
En fase med innhenting av 2D seismikk ble fullført i 2008 og en 3D seismikkundersøkelse ble gjennomført i februar i år.
Tim Dodson, senior vice president Exploration.
Statoils letedirektør Tim Dodson.
“Existing companies need innovation to safeguard their future value creation,” Mr Loktu observes.
"Eksisterende bedrifter har behov for innovasjon for å sikre framtidig verdiskaping," sier Morten Loktu.
But he emphasises that a resource base is also required in order to make a commitment to innovatory technology.
Han understreker at det samtidig er nødvendig med et ressursgrunnlag for å drive innovasjonsvirksomhet.
This body aims to stimulate innovatory development among members through exchange of experience, support, posing challenges and training.
Målet er å stimulere innovasjon i medlemsbedriftene gjennom erfaringsoverføring, bistand, utfordringer og opplæring.
Plans call for the contract to take effect from 1 August 2010, one year before the present contract for Statoil’s use of this rig expires.
Etter planen skal kontrakten gjelde fra 1. august 2010, ett år før den nåværende kontrakten om Statoils bruk av denne riggen utløper.
West Venture is a semi-submersible fifth-generation rig.
West Venture er en halvt nedsenkbar rigg av femte generasjon.
(Photo: Seadrill)
(Foto: Seadrill)
Under the terms of the new contract, the rig will be used by Statoil until August 2015.
I henhold til den nye kontrakten vil riggen være i bruk av Statoil fram til august 2015.
Statoil has the option up until January 2011 to extend the contract by a further one or two years at the same rig price.
Fram til januar 2011 har Statoil opsjon for å forlenge kontrakten med ytterligere ett eller to år til samme riggrate.
Rig capacity needed
Trenger riggkapasitet
Statoil aims to maintain its present production level on the NCS for the next 10 years.
Statoil har som ambisjon å opprettholde dagens produksjonsnivå fra norsk sokkel i ti år framover.
Enhanced recovery from existing fields, quick and efficient development of new fields and an active exploration programme are the key measures for achieving this goal.
Økt utvinning fra eksisterende felt, rask og effektiv utbygging av nye felt, samt et aktivt leteprogram er de viktigste virkemidlene for å nå dette målet.
To effectuate these measures, it is crucial that rig capacity is available.
For alle disse tiltakene er det avgjørende å ha tilgjengelig riggkapasitet.
The new contract means that Statoil will not exercise the one-year extension option in the existing contract.
Den nye kontrakten innebærer at Statoil ikke benytter seg av opsjonen på ett år i den eksisterende kontrakten.
“We are well pleased with the terms of the agreement and we see that the prices in the rig market are now at a more normal level,” says Anders Opedal, Statoil’s senior vice president for procurement.
– Vi er godt fornøyd med rammene for avtalen, og opplever nå at prisene i riggmarkedet har normalisert seg, sier Anders Opedal, leder for anskaffelser.
It has been in operation for Statoil on the Troll field in the North Sea since it was built in 2000.
Den har vært i operasjon på Troll-feltet i Nordsjøen for Statoil siden den ble bygget i 2000.
“This contract will be important in ensuring that we are able to reach our production targets,” says Geir Slora, Statoil’s senior vice president for drilling and wells.
– Dette er en viktig kontrakt for å sikre at vi skal kunne nå våre produksjonsmål, sier Geir Slora, direktør for boring og brønn.
The volume of associated and free gas is estimated at between 1-3 billion standard cubic metres of gas.
Assosiert og fri gass er estimert til om lag 1-3 milliarder standard kubikkmeter.
”I am pleased that we have made yet another discovery in the area north of the Norne field,” says Geir Richardsen, Statoil’s head of exploration for acreage close to the infrastructure in the Norwegian Sea.
- Jeg er glad for at vi gjør nok et funn i området nord for Norne-feltet, sier Geir Richardsen, Statoils letesjef for infrastrukturnære områder i Norskehavet.
Geir Richardsen, Statoil’s head of exploration for acreage close to the infrastructure in the Norwegian Sea
Geir Richardsen, Statoils letesjef for infrastrukturnære områder i Norskehavet.
Last year Statoil discovered oil on the Dompap prospect, which also lies north of the Norne field.
I fjor gjorde Statoil et oljefunn på Dompap-prospektet, som også ligger nord for Norne-feltet.
“These discoveries demonstrate that also the deeper, western parts of the Norne area remain prospectable.
- Funnene viser at også de dypere, vestlige deler av Norneområdet har gjenværenede prospektivitet.
This may well have a bearing on our field longevity work,” says Richardsen.
Dette vil kunne ha betydning for videre arbeid med levetiden på Norne- feltet, sier Richardsen.
Together with its partners the company will consider developing the discovery through a tie-in to Norne, where the storage and production ship Norne receives production from seabed templates.
Sammen med partnerne vil selskapet vurdere å bygge funnet ut mot Norne-feltet, der lager- og produksjonsskipet Norne tar imot produksjon fra brønnrammer på havbunnen.
Norne is also linked to the gas infrastructure on the continent by means of the pipeline systems Norne gas export and Åsgard transport via Kårstø in Rogaland.
Norne-feltet er også knyttet til en gassinfrastruktur til kontinentet gjennom rørsystemene Norne gasseksport og Åsgard transport via Kårstø i Nord-Rogaland.
The partners on the PL128 licence are: Statoil (operator, 63.95%), Petoro AS (24.55%) and ENI Norge AS (11.5%).
Partnere i PL128-lisensen er: Statoil (operatør, 63,95 prosent), Petoro AS (24,55) og ENI Norge AS (11,5 ).
Exploration well 6608/10-14 S on the PL128 licence proved oil in the Ile, Tofte and Åre formations and gas in the Melke formation.
Undersøkelsesbrønn 6608/10-14 S i PL128-lisensen påviste olje i Ile-, Tofte- og Åre-formasjonene samt gass i Melke-formasjonen.
The well is number 24 in series on production licence 128, which was awarded during round 10B in 1986.
Brønnen er nummer 24 i rekken i utvinningstillatelse 128, som ble tildelt i konsesjonsrunde 10B i 1986.
Water depth in the area is 352 metres.
Havdypet i området er 352 meter.
Facts
Fakta
The proved recoverable resources are provisionally estimated at between 37 and 63 million barrels of oil.
De påviste utvinnbare ressursene er foreløpig beregnet til mellom 37 og 63 millioner fat olje.
He reports that the group, which ranks as Europe's largest polyolefins producer, has already begun to market Huntsman's Reflex-FPO flexible polyolefin products in Europe.
Han opplyser at Borealis allerede har begynt å markedsføre Huntsmans produkt Rexflex-FPO i Europa.
The latter ranks as the largest privately-owned chemicals company in the USA.
Huntsman er det største privateide kjemiselskapet i USA.
This development will increase the total recoverable reserves in the Njord field, secure continued gas exports and extend Njord’s lifetime by up to two years.
Utbyggingen vil øke de totale utvinnbare reservene på Njord-feltet, sikre fortsatt gasseksport og forlenge levetiden på Njord med opptil to år.
The flank lies about six kilometres north-west of the Njord platform.
Njord Nordvestflanken ligger omtrent seks kilometer nordvest for Njord-plattformen.
The Njord A platform.
Njord A-plattformen.
Drilled directly from the platform with eight kilometres of well paths, the wells will be tied back to the platform.
Brønnene skal bores direkte fra Njord med åtte kilometer brønnbaner og kobles til plattformen.