natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“Our industry faces a challenge: we need to meet greater energy demand with less CO2.
– Bransjen vår står overfor en utfordring: vi må møte en større energietterspørsel med mindre CO2.
We are ready to meet that challenge and we are prepared to play our part.
Vi er klare for å møte den utfordringen og gjøre vår del.
We firmly believe that carbon pricing will discourage high carbon options and reduce uncertainty that will help stimulate investments in the right low-carbon technologies and the right resources at the right pace.
Vi mener bestemt at karbonprising vil motvirke alternativer med høyt karboninnhold og redusere usikkerhet, noe som vil bidra til å stimulere investeringer i de rette lavkarbonteknologiene og rett ressurser med rett tempo.
The chief executives have also today sent an additional letter to the media, setting out this position on carbon pricing and also the role that natural gas can play in reducing carbon emissions.
Konsernsjefene har i dag også sendt et brev til media, der de presenterer holdningen sin til karbonprising og rollen som naturgass kan spille for å redusere karbonutslipp.
The letters to the UNFCCC Executive Secretary and the President of the COP21 and to the media are both attached in full below.
Brevene til lederen av FNs klimasekretariat (UNFCCC) og lederen av klimatoppmøtet (COP21) og til media er vedlagt i sin helhet.
BP: David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
BP: David Nicholas +44 20 7496 4708 david.nicholas@bp.com
Eni: Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
Eni: Filippo Cotalini +39 02 5203 1507 filippo.cotalini@eni.com
Shell: International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
Shell: International Media Relations +44 20 7934 5550 media-nl@shell.com
Statoil: Jannik Lindbaek Jr +47 97 755 622 jljr@statoil.com
Statoil: Jannik Lindbæk Jr +47 97 755 622 jljr@statoil.com
Total: Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Total: Service Relations Médias +33 1 4744 4699 presse@total.com
Letter on the Role of Gas and Carbon Pricing to media PDF 319 kB
Kronikk Gassens rolle PDF 54 kB
Paying for Carbon letter PDF 527 kB
Paying for Carbon letter PDF 527 kB
With this unprecedented joint initiative, the companies recognise both the importance of the climate challenge and the importance of energy to human life and well-being.
Initiativet fra selskapene bygger på en erkjennelse av klimautfordringene og betydningen av energi for økonomisk utvikling og velferd.
Energy Perspectives 2015 PDF 1 MB
Energy Perspectives 2015 PDF 1 MB
The contract includes engineering, procurement and construction (EPC) of the topside for the Johan Sverdrup utility and living quarters platform.
Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging (EPC) av dekket til utstyr- og boligplattformen på Johan Sverdrup.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
The utility and living quarters platform consists of two modules, one utility module and one accommodation module.
Utstyr- og boligplattformen består av to moduler, en utstyrsmodul og en boligmodul.
Fabrication of the utility module will be done by subcontractors in Poland under management of Kvaerner and completed at Stord Norway.
Utstyrsmodulen skal bygges av underleverandører i Polen under Kværners ledelse og ferdigstilles på Stord.
KBR will carry out engineering and procurement of equipment for the utility module.
KBR skal utføre prosjektering og innkjøp av utstyr til utstyrsmodulen.
The accommodation module will be constructed at Apply Leirvik’s yard in Stord Norway and in Emtunga Sweden.
Boligmodulen skal bygges hos Apply Leirvik på Stord og i Emtunga Sverige.
The topside modules will be assembled at Kvaerner Stord.
Plattformdekket skal sammenstilles på Kværner Stord.
The Contract also includes an option for commissioning assistance and offshore hook-up for the platform
Kontrakten inkluderer også en opsjon for offshore oppkopling og assistanse under uttesting av utstyr- og boligplattformen.
“So far the Norwegian supplier industry has won the main Johan Sverdrup contracts.
– Så langt har norsk leverandørindustri vunnet hovedkontraktene på Johan Sverdrup-prosjektet.
It is good to see that Statoil and the suppliers jointly are about to break the cost curve to ensure competitive force in a tough time for the whole industry,” says Øvrum.
Det er godt å se at Statoil og leverandørene sammen er i ferd med å knekke kostnadskurvene for å sikre konkurransekraft i en tøff tid for hele industrien, sier Øvrum.
The utility and living quarters platform will be completed in the first quarter in 2019 for installation at the Johan Sverdrup field by use of the world’s largest heavy-lift vessel Pioneering Spirit.
Utstyr- og boligplattformen skal ferdigstilles i første kvartal 2019 for installasjon på Johan Sverdrup-feltet med verdens største løftefartøy «Pioneering Spirit».
In addition to accommodation, all field production control and monitoring activities will be carried out in the control room on the utility and living quarters platform.
I tillegg til innkvartering vil all kontroll og overvåkning av produksjonen fra feltet skje fra kontrollrommet på utstyrs- og boligplattformen.
The platform will also contain central support systems for the field centre, such as emergency power, firewater systems, diesel, heat recovery and freshwater production.
Plattformen vil også inneholde sentrale støttesystemer til feltsenteret, som nødkraft, brannvannsystemer, diesel, varmegjenvinning og ferskvannsproduksjon.
Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field.
Øivind Reinertsen direktør for Johan Sverdrup-feltet.
“The Johan Sverdrup project is one of the largest industrial projects in several decades in Statoil and on the NCS,” says Øivind Reinertsen, senior vice president for the Johan Sverdrup field.
– Johan Sverdrup-prosjektet er et av de største industriprosjekter på flere tiår for Statoil og norsk sokkel.
“On plateau, production will account for 25% of all Norwegian oil and gas production.
På platå vil produksjonen utgjøre 25 prosent av den samlede olje og gassproduksjonen på norsk sokkel.
The investment costs in the first phase of the Johan Sverdrup development are estimated at around NOK 117 billion (2015 value), with expected recoverable resources in the range of 1.4 - 2.4 billion barrels of oil equivalent.
Investeringskostnadene for første fase i utbyggingen av Johan Sverdrup er beregnet til i størrelsesorden 117 milliarder kroner (2015 kroner) med forventede utvinnbare ressurser på mellom 1,4 og 2,4 milliarder fat oljeekvivalenter.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will consist of four installations, including a utility and living quarters platform, a processing platform, a drilling platform and a riser platform, as well as three subsea water injection templates.
Johan Sverdrups første fase skal bygges ut med fire installasjoner som inkluderer en utstyr- og boligplattform, en prosessplattform, en boreplattform og en stigerørplattform, samt tre havbunnsbrønnrammer for vanninjeksjon.
The platforms will be interlinked by gangways.
Plattformene knyttes sammen med gangbroer.
The ambition is a recovery rate of 70% for Johan Sverdrup.
Ambisjonen er en utvinningsgrad på 70 prosent for Johan Sverdrup.
The Johan Sverdrup licensees are Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap and Maersk Oil.
Johan Sverdrup-partnerskapet består av Statoil, Lundin Norway, Petoro, Det norske oljeselskap og Maersk Oil.
The partners have recommended Statoil as operator for all field phases.
Partnerskapet har anbefalt Statoil som operatør for alle faser av feltet.
This contract award is subject to approval of the plan for development and operation of the Johan Sverdrup field by the Norwegian parliament (Storting) in 2015.
Denne kontraktstildelingen tar forbehold om godkjenning av Plan for Utbygging og Drift for Johan Sverdrup feltet i Stortinget i 2015.
The contract is worth about NOK 300 million.
Kontrakten er verdt om lag 300 millioner kroner.
Work involves laying a 150-kilometre-long gas trunkline from the Kvitebjørn platform to the receiving terminal at Kollsnes near Bergen.
Arbeidet omfatter legging av en 150 kilometer lang gassrørledning fra Kvitebjørn-plattformen til mottaksanlegget på Kollsnes i Hordaland.
The oil pipeline will be 90 kilometres long.
Oljerøret blir 90 kilometer langt.
It will run from Kvitebjørn and will be tied into the Troll Oil Pipeline II, which carries oil to the terminal at Mongstad near Bergen.
Det skal gå fra Kvitebjørn, og kobles på Troll Oljerør 2 som går til Mongstad i Hordaland.
Jostein Breivik, project manager for the Kvitebjørn pipelines, reports that pipelaying will take place during the spring and summer of 2003.
Jostein Breivik, som er prosjektleder for rørledningene i Kvitebjørn-prosjektet, opplyser at rørleggingen skal gjennomføres våren og sommeren 2003.
The gas and oil lines will be manufactured in Italy and the UK respectively and they are due to be delivered on 1 December this year.
Rørene til Kvitebjørn gass- og oljerør produseres i henholdsvis Italia og England, og skal leveres innen 1. desember i år.
On behalf of its partners in the Kvitebjørn licence, Statoil has awarded Allseas Marine Contractors the contract to install pipelines for transport of gas and light oil from the Kvitebjørn field in the North Sea.
Statoil har på vegne av partnerskapet i Kvitebjørn-lisensen tildelt Allseas Marine Contractors oppdraget med å installere rørledningene som skal transportere gass og lettolje fra Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen.
These comprise two identical compressor trains weighing 1,500 tonnes each.
Disse utgjør to identiske kompressortog som hver veier 1 500 tonn.
A special handling system makes the installation work safer and more efficient on the Åsgard field.
Løftesystemet på båten, såkalt special handling system (SHS) gjør installasjonsarbeidet sikrere og mer effektivt
During the summer this unique technology will be put in place in the large subsea frame that was installed on the field in summer 2013.
Denne unike teknologien skal i løpet av sommeren settes på plass i den store havbunnsrammen som ble installert på feltet sommeren 2013.
The installation work is being carried out by the North Sea Giant vessel, which was rebuilt for the purpose.
Installasjonsarbeidet gjennomføres av fartøyet North Sea Giant som er ombygd for formålet.
All the modules are provisionally stored at Vestbase in Kristiansund, from where they are shipped following commissioning and testing in Egersund.
Samtlige moduler mellomlagres på Vestbase i Kristiansund, dit de blir fraktet etter ferdigstilling og uttesting i Egersund.
Safety and efficiency with a special crane
Sikkert og effektivt med spesialkran
The modules comprising the subsea gas compression plant vary in size.
Modulene som utgjør havbunns gasskompresjonsanlegget varierer i størrelse.
The smallest modules are being installed via the vessel's so-called "moonpool", a large opening in the bottom of the hull through which the modules are lowered.
De minste modulene installeres gjennom fartøyets såkalte «moonpool», en stor åpning midt i skrogbunnen som modulene senkes ned gjennom.
Modules with a maximum weight of up to 70 tonnes can be installed in this way.
Moduler med en maksimalvekt på opptil 70 tonn kan installeres på denne måten.
Several of the modules to be installed in the subsea plant are too large to be lowered through the ship's moonpool.
Flere av modulene som skal installeres i anlegget på havbunnen er for store til å bli senket ned gjennom skipets moonpool.
Thus, the ship's crane system has been modified to incorporate a so-called special handling system (SHS).
Derfor er skipets kransystem modifisert til et såkalt special handling system (SHS).
This lifting system is designed to carry a load of up to 420 tonnes and can operate in up to nine-metre high waves.
Dette løftesystemet er designet for en last på inntil 420 tonn, og kan opereres i opptil ni meter høye bølger.
Each module is lowered into the sea via a crane and guided into place with a ROV and cables.
Hver enkelt modul senkes ned i havet ved hjelp av kranen og styres på plass i rammen ved hjelp av ROV-er og vaiere.
"This crane system makes the installation work safer and more efficient.
– Dette kransystemet gjør installasjonsarbeidet sikrere og mer effektivt.
To ensure quality at every stage of the process, all operational crew have practised the operations in a specially designed simulator.
For å sikre kvalitet i alle ledd har alt operativt mannskap øvd på operasjonene i en spesialdesignet simulator.
"We have also performed a number of sea trials prior to installation," says project director Torstein Vinterstø.
Vi har også gjennomført en rekke sjøprøver i forkant av installasjonen, sier prosjektdirektør Torstein Vinterstø.
Safe and efficient with a special crane
Sikkert og effektivt med spesialkran
The installation sequence has been carefully planned so that start-up work can be carried out on the first compressor train while work to install modules on train 2 continues.
Installasjonsrekkefølgen er nøye planlagt slik at det kan gjøres oppstartsarbeid på modulene i det første kompressortoget mens arbeidet med å installere moduler til tog 2 fortsetter.
The operations organisation in Stjørdal, which will take over the plant once it has been completed on the project side, is closely following the installation work, which, thus far, has been carried out to a high level of quality and in accordance with the established schedule.
Driftsmiljøet i Stjørdal som skal overta anlegget når det er ferdigstillt fra prosjektets side følger nøye med på installasjonsarbeidene, som så langt har blitt utført med høy kvalitet og i henhold til etablert tidsplan.
"I am very pleased that we have now commenced the installation work and that preparations for start up and operation are now underway," says Snorre Grande, senior vice president for Åsgard subsea gas compression in Field Development.
– Jeg er svært godt fornøyd med at vi nå er kommet i gang med installasjonsarbeidet og at forberedelsene til oppstart og drift er i rute, sier Snorre Grande, direktør for Åsgard havbunns gasskompresjon i Feltutvikling.
"The ship fitted with the new crane system will also be a good tool for us once the system becomes operational, he says.
– Skipet med det nye kransystemet vil også bli et godt verktøy for oss når anlegget kommer i drift, sier Grande.
All units are taken care of by the ROV (remotely operated vehicle) when they arrive on the seabed.
Alle moduler blit godt tatt imot av ROV-er som hjelper til på havbunnen.
A total of 22 modules will be installed and connected.
Totalt skal 22 moduler installeres og kobles opp.
The estimated total volumes in the three discoveries, Snefrid Nord, Roald Rygg and Gymir, amount to 75-120 million barrels of recoverable oil equivalent, corresponding to about 1/3 of the Aasta Hansteen recoverable volumes.
De samlede anslåtte volumene i de tre funnene Snefrid Nord, Roald Rygg og Gymir utgjør 75-120 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter, noe som tilsvarer en tredel av de utvinnbare volumene i Aasta Hansteen-feltet.
The discoveries will now be further evaluated for future tie-in to the Aasta Hansteen facilities in order to optimise utilisation of the infrastructure and prolong the production plateau,” says Dan Tuppen, vice president exploration Norwegian and Barents Sea in Statoil.
Funnene vil nå bli ytterligere evaluert med tanke på en framtidig oppkopling til anleggene på Aasta Hansteen, for å utnytte infrastrukturen maksimalt og forlenge platåproduksjonen, sier Dan Tuppen, direktør for Statoils letevirksomhet i Norskehavet og Barentshavet.
The well 6706/11-2, drilled by the Transocean Spitsbergen rig in the Gymir prospect, proved a gross 70-metre gas column in the Nise Formation with good reservoir qualities.
Brønn 6706/11-2, som ble boret av boreriggen Transocean Spitsbergen i Gymir-prospektet, påviste en samlet gasskolonne på 70 meter i Niseformasjonen med gode reservoarkvaliteter.
Statoil estimates the volumes in Gymir to be in the range of 6-19 million barrels of recoverable oil equivalent.
Statoil anslår volumene i Gymir til å være i størrelsesorden 6-19 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter.
Gymir is located just 8 kilometres away from Roald Rygg and 14 kilometres away from Snefrid Nord.
Gymir ligger bare åtte kilometer fra Roald Rygg og 14 kilometer fra Snefrid Nord.
Torolf Christensen
Torolf Christensen
Aasta Hansteen will be the largest SPAR platform in the world and is the biggest ongoing field development project in the Norwegian Sea.
Aasta Hansteen vil få den største Spar-plattformen i verden, og er det største feltutbyggingsprosjektet som pågår i Norskehavet.
Production start-up is expected in 2017.
Produksjonen ventes å starte i 2017.
“Additional reserves from the three discoveries tied in to Aasta Hansteen will be important for increasing the value of the Aasta Hansteen investment,” says Torolf Christensen, Statoil vice president for the Aasta Hansteen project.
– Ytterligere reserver fra de tre funnene som kobles til Aasta Hansteen vil være viktig for å øke verdien i Aasta Hansteen-investeringen, sier Torolf Christensen, Statoils direktør for Aasta Hansteen-prosjektet.
The drilling operations in all three wells have been extremely efficient, making them the fastest deep-water wells ever drilled on the Norwegian continental shelf.
Alle de tre brønnene har vært boret svært effektivt, og er de raskest fullførte dypvannsbrønnene noen gang på norsk sokkel.
The Gymir well has been completed in just 13 days, which is a unique drilling performance for a deep water well.
Gymir-brønnen er fullført på bare 13 dager, noe som er helt unikt for en dypvannsbrønn.
Thor Emil Bensvik
Thor Emil Bensvik
“The total savings achieved in the three wells amount to 50 days or 360 MNOK compared to the initial plan.
– Den samlede besparelsen på de tre brønnene er 50 dager eller 360 millioner kroner, sammenlignet med den opprinnelige planen.
This is a result of STEP (Statoil technical efficiency programme) within drilling and well, and the ability of the onshore planning team and the Transocean Spitsbergen crew to take out the full potential of the drilling process.
Dette er et resultat av STEP (Statoil technical efficiency programme) innen boring og brønn, og evnen til den landbaserte planleggingsgruppen og mannskapet på Transocean Spitsbergen til å utnytte hele potensialet i boreprosessen.
The efficiency gains were achieved while keeping high HSE standards,” says Thor Emil Bensvik, head of Statoil exploration drilling operations on the NCS.
Effektivitetsforbedringen ble oppnådd samtidig som vi opprettholdt høye HMS-standarder, sier Thor Emil Bensvik, leder for Statoils leteboringsoperasjoner på norsk sokkel.
For further details on the results of exploration well 6706/11-2, please see the press release issued by the Norwegian Petroleum Directorate >>
For mer informasjon om resultatene av letebrønn 6706/11-2, henviser vi til pressemeldingen fra Oljedirektoratet >>
Map of the Gymir prospect GIF 371 kB
Kart Gymir-prospektet GIF 376 kB
Dan Tuppen
Dan Tuppen
“Our 2015 exploration campaign around Aasta Hansteen has proven an upside potential in the area.
– Letekampanjen vår i 2015 rundt Aasta Hansteen har påvist et oppsidepotensial i området.
(Photo: Harald Pettersen - Statoil)
(Foto: Harald Pettersen - Statoil)
The last upgrade involving a new business and conference centre opened last year.
Den siste oppgraderingen med nytt forretnings- og konferansesenter åpnet i fjor.
Put up for sale last winter, the property was marketed both in Norway and internationally.
Eiendommen ble lagt ut for salg i vinter og har vært markedsført både nasjonalt og internasjonalt.
“The agreement is the result of a successful sales process, and we believe that Colony Capital is a long-term and good owner of the building.
– Avtalen er resultatet av en vellykket salgsprosess og vi mener Colony Capital er en langsiktig og god eier for bygget.
As lessee Statoil will still be responsible for operation and maintenance of the property, while the sale releases capital for developing our core activities,” says Thomsen.
Som leietaker vil Statoil fortsatt være ansvarlig for drift og vedlikehold av eiendommen, samtidig som salget frigjør kapital til utviklingen av vår kjernevirksomhet, sier Thomsen.
Statoil’s advisers have been Atrium|CBRE and the law firm Advokatfirmaet Haavind AS.
Rådgivere til Statoil har vært Atrium|CBRE og Advokatfirmaet Haavind AS .
Statoil's head office building at Forus.
Statoils hovedkontor på Forus.
So we've gone to considerable lengths.
Derfor har vi strukket oss langt.
And we've invested a lot of time in this unit."
Vi har dessuten investert mye i tid i denne enheten."
Statoil and Norwegian drilling contractor Smedvig agreed a five-year charter for West Navion in January 1997, with options for extensions.
Det var i januar 1997 at Statoil og Smedvig inngikk en femårig kontrakt med mulighet for opsjon om leie av West Navion.
Built in South Korea, the vessel is currently being outfitted at Offshore & Marine in Sandnes south of Stavanger.
Skipet, bygget i Sør-Korea, ligger for tiden ved Offshore & Marine i Sandnes for å bli ferdigstilt.
The drill ship was originally due to be ready for delivery on 1 July 1998, but Smedvig's latest plans call for it to be operational in the fourth quarter of this year.
Planen var at skipet skulle være leveringsklar 1. juli 1998, men i henhold til Smedvigs siste planer er nå boreskipet operasjonsklart først i fjerde kvartal i år.
Statoil is currently working on a drilling programme for the ship, and Mr Grinrød says it will primarily be used off Norway.
Grinrød sier at den først og fremst skal brukes på norsk sokkel.
West Navion is owned 50-50 by the group's Navion offshore and shipping subsidiary and by Smedvig, which also serves as manager for the vessel.
West Navion eies 50 prosent av offshore- og shippingselskapet Navion og 50 prosent av Smedvig.
The new charter is subject to the approval of the Smedvig and Navion boards.
Den nye avtalen er avhengig av godkjennelse fra styrene i Navion og Smedvig.
The charter for the West Navion drill ship was cancelled by Statoil earlier today (4 June), but a one-year assignment for this newbuilding has been agreed.
Kontrakten for leie av boreskipet West Navion ble terminert av Statoil tidligere i dag fredag 4. juni.
Bjørn Tore Godal, Jakob Stausholm and Marjan Oudeman were re-elected as members of the board of directors.
Bjørn Tore Godal, Jakob Stausholm og Marjan Oudeman ble gjenvalgt som aksjonærvalgte styremedlemmer.
Board member Rebekka Glasser Herlofsen, who was elected to the board from 19 March 2015, has been elected until the ordinary election of shareholder-elected members to the board of directors in 2016.
Styremedlem Rebekka Glasser Herlofsen, som ble valgt inn i styret fra 19. mars 2015, er valgt frem til det ordinære valget av styrets aksjonærvalgte medlemmer i 2016.
Øystein Løseth, new chair of Statoil's board.
Øystein Løseth, ny styreleder i Statoil.
Roy Franklin, new member and deputy chair of Statoil's board of directors.
Roy Franklin, nytt styremedlem og nestleder av Statoils styre.
The election enters into effect from 1 July 2015 and until the ordinary election of shareholder-elected members to the board of directors in 2016.
Valget er gjort med virkning fra 1. juli 2015 og fram til det ordinære valget av aksjonærvalgte medlemmer til styret i 2016.
Furthermore, the corporate assembly re-elected Lill-Heidi Bakkerud, Ingrid Di Valerio and Stig Lægreid as employee-elected members of Statoil’s board of directors.
Bedriftsforsamlingen har videre gjenvalgt Lill-Heidi Bakkerud, Ingrid Di Valerio og Stig Lægreid som ansattvalgte medlemmer av styret i Statoil ASA.
Per Steinar Stamnes, Per Gunnar Stavland og Kjetil Hansen Melvær (with this priority) were elected as deputy members for the employee-elected board members.
Som varamedlemmer for de ansattvalgte i styret er følgende personer valgt i prioritert rekkefølge: Per Steinar Stamnes, Per Gunnar Stavland og Kjetil Hansen Melvær.