natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Statoil should consider whether the aviation safety efforts should to an even greater extent emphasise impact mitigation measures.
Statoil bør vurdere om flysikkerhetsarbeidet i enda større grad bør vektlegge konsekvensreduserende tiltak.
New common European rules will change the risk picture associated with helicopter services on the NCS.
Nye felleseuropeiske regler vil gi en endring i risikobildet knyttet til helikoptertjenester på norsk sokkel.
At the same time the industry is facing changes that may challenge the focus on helicopter safety.
Samtidig står industrien overfor endringer som kan utfordre fokuset på helikoptersikkerhet.
Statoil must therefore elucidate its own ambition of maintaining and continuously improving the current helicopter safety standard.
Statoil må derfor tydeliggjøre sin egen ambisjon om å opprettholde og kontinuerlig forbedre dagens standard for helikoptersikkerhet.
In order for Statoil to maintain its leading role within helicopter safety work new personnel capable of maintaining skills and capacity in Statoil’s flight safety department must be recruited.
For at Statoil skal kunne fortsette å ha en ledende rolle innen helikoptersikkerhetsarbeidet må en sørge for å rekruttere nytt personell, som på sikt kan opprettholde kompetanse og kapasitet i avdelingen for Flysikkerhet.
Key elements in relation to emergency response:
Det sentrale i forhold til beredskapshåndtering er:
The company must have more emergency response exercises with preferred external collaboration partners in order to ensure good interaction and coordination.
Selskapet må ha flere beredskapsøvelser med prioriterte eksterne samarbeidspartnere for å sikre god samhandling og koordinering.
Access to the personnel logistics system (DaWinci) must be automatically adjusted to the roles in the emergency response organisation and must be updated.
Tilgang til personell logistikksystemet (DaWinci) må automatisk tilpasses rollene i beredskapsorganisasjonen og må oppdateres.
Procedure must be established to ensure that information to travellers at the heliports is taken care of in an early phase following an incident.
Det må etableres rutiner slik at informasjon til reisende på heliportene ivaretas i en tidligfase etter en hendelse.
Statoil must review procedures and systems for communication handling in order to identify any improvements that can confirm information at an earlier stage and address the consideration of communicating key information to the general public as soon as possible
Statoil må gjennomgå rutiner og systemer for kommunikasjonshåndtering for å identifisere eventuelle forbedringer som tidligere kan bekrefte informasjon og ivareta hensynet til at sentral informasjon tilflyter offentligheten så raskt som mulig.
Investigation into helicopter safety in Statoil following the Turøy helicopter accident on 29 April 2016 PDF 2 MB
Granskingsrapport – Helikoptersikkerhet i Statoil PDF 3 MB
The reports have been submitted to the Petroleum Safety Authority Norway.
Rapportene er oversendt Petroleumstilsynet.
On Wednesday 12 October five people were injured after being exposed to H2S gas (hydrogen sulphide) at the Sture terminal outside Bergen.
Onsdag 12. oktober ble fem personer skadd etter eksponering av H2S-gass (hydrogensulfid) på Stureterminalen i Hordaland.
On Sunday 16 October smoke development and a fire in a utility shaft on Statfjord A was reported.
Søndag 16 oktober ble det meldt om røykutvikling og brann i et utstyrsskaft på Statfjord A.
Nobody was injured in the incident.
Ingen personer ble skadd i hendelsen.
“The serious incidents that occurred this autumn are not satisfactory.
– Vi er ikke tilfreds med at vi i høst hadde flere alvorlige hendelser.
It is imperative for us to carefully look into all aspects of the incidents to ensure that learning helps improve safety.
Det er viktig for oss å gå grundig gjennom alle forhold ved hendelsene for å sikre at læring er med på å forbedre sikkerheten.
The investigation reports will be systematically followed up with specific measures to further strengthen our safety work,” says Jannicke Nilsson, executive vice president and chief operating officer (COO).
Granskingsrapportene blir systematisk fulgt opp med konkrete tiltak for å styrke vårt sikkerhetsarbeid ytterligere, sier Jannicke Nilsson, konserndirektør for sikker og effektiv drift.
Jannicke Nilsson, executive vice president and chief operating officer
Jannicke Nilsson, konserndirektør for sikker og effektiv drift
The Sture terminal (Photo: Helge Hansen)
Sture-terminalen (Foto: Helge Hansen)
Five people; two operators, one apprentice and two students on work placements, were exposed to H2S gas at the Sture terminal in connection with work on an H2S reactor.
Fem personer; to operatører, en lærling og to skoleelever på utplassering, ble eksponert for H2S-gass på Stureterminalen i forbindelse med arbeid på en H2S-reaktor.
A 14-metre high concrete vessel, the H2S reactor works as a produced water and ballast water cleaning facility with a short vent pipe on the top.
H2S-reaktoren fungerer som et renseanlegg for produsert vann og ballastvann, og er bygget som en 14 meter høy beholder i betong med et kort ventileringsrør på toppen.
One of the five individuals was critically injured, one seriously injured and three individuals were slightly injured.
En av de fem personene ble kritisk skadet, en ble alvorlig skadet og tre lettere skadet.
All made a full recovery and are now back in normal routines at work and/or at school.
Alle de fem involverte kom fra hendelsen uten varige skader og er tilbake i sitt vanlige virke.
The internal investigation report defines the incident as having the highest degree of seriousness, and concludes that in other slightly different circumstances the incident could have resulted in fatalities.
Den interne granskingsrapporten definerer hendelsen med høyeste alvorlighetsgrad og konkluderer med at under ubetydelige endrede omstendigheter kunne hendelsen medført dødsfall.
“It is highly likely that the effort of the personnel at the Sture terminal helped prevent a more serious outcome of the incident.
– Innsatsen til personellet på Stureterminalen bidro høyst sannsynlig til at hendelsen ikke fikk et mer alvorlig utfall.
But the investigation shows that the safety of the employees was not adequately taken care of this October day.
Men granskingen viser at sikkerheten for de ansatte ikke ble tilstrekkelig ivaretatt denne oktoberdagen.
We take this very seriously, and it is crucial that we pursue the findings of this investigation report and use it to strengthen the safety work on the plants,” says executive vice president for Marketing, Midstream and Processing Jens Økland.
Dette ser vi alvorlig på, og det er avgjørende at vi følger opp funnene i granskningsrapporten og bruker denne til å styrke sikkerhetsarbeidet på anleggene, sier konserndirektør for markedsføring, midtstrøm og prosessering, Jens Økland.
“In connection with this incident we acknowledge that we had not been able to empower the operations organisation at Sture to make the right risk assessments associated with the work on the H2S reactor.
– I forbindelse med denne hendelsen erkjenner vi at vi ikke hadde klart å istandsette driftsorganisasjonen på Sture til å gjøre de rette risikovurderingene knyttet til arbeid på H2S-reaktoren.
The conclusions in the report form the basis for both immediate initiatives and more long-term measures at Sture.
Konklusjonene i rapporten danner grunnlag for både strakstiltak og mer langsiktige tiltak på Sture.
This, in turn, will result in learning and sharing of experience with the rest of the company’s onshore facilities,” says Lars Rosenløv, Statoil’s senior vice president for onshore facilities.
Dette vil igjen gi læringseffekt og erfaringsoverføring til øvrige landanlegg i selskapet, sier Lars Rosenløv, direktør for landanleggene i Statoil.
The report emphasises several root causes of the incident.
Rapporten peker på flere bakenforliggende årsaker til hendelsen.
Inadequate risk understanding, inadequate skills and emergency response management, in addition to failing barriers in connection with the inspection of the H2S reactor are key elements here.
Forhold knyttet til manglende risikoforståelse, manglende styring av kompetanse og beredskap, samt sviktende barrierer i forbindelse med inspeksjon av H2S-reaktoren står sentralt.
The report forms the basis for measures including: specific operational measures such as more use of portable gas detectors and improved operational procedures related to the H2S reactor, as well as general actions to help increase risk understanding among all employees and improve the quality of the safety work.
Rapporten gir grunnlag for tiltak som blant annet innebærer konkrete operasjonelle tiltak som økt bruk av bærbare gassdetektorer og forbedrede operasjonsprosedyrer knyttet til H2S reaktor, samt generelle tiltak for å øke risikoforståelsen hos alle medarbeidere og forsterke kvaliteten i sikkerhetsarbeidet.
Jens Økland, executive vice president for Marketing and Processing
Jens Økland, konserndirektør, markedsføring, midtstrøm og prosessering
Lars Rosenløv, senior vice president, onshore facilities
Lars Rosenløv, direktør, landanleggene i Statoil
A small fire occurred in the seal oil in the loading pump transferring oil from the platform to the tanker.
Det oppstod en mindre brann i tetningsolje i lastepumpen som leverer olje fra plattform til tankskip.
The fire was extinguished by the sprinkler system.
Brannen ble slukket av overrislingsanlegget.
There was furthermore no potential for personal injury related to the incident, however, it gives us valuable learning that we will apply in our work to prevent recurrence and strengthen safety on our installations,” says Øystein Arvid Håland, Statoil’s vice president for safety and sustainability of Development and Production Norway.
Den gir likevel viktige læringspunkter som vi vil bruke i arbeidet med å forhindre gjentakelse, og forsterke sikkerheten ved våre installasjoner, sier Øystein Arvid Håland, Statoils direktør for sikkerhet, sikring og bærekraft i Utvikling og produksjon Norge.
Improvement work and safety
Forbedringsarbeid og sikkerhet
Several incidents this autumn called for actions to find out whether there are any connections between the incidents and Statoil’s improvement programmes.
Etter flere hendelser i løpet av høsten har det vært behov for å se på om det er sammenhenger mellom hendelsene og Statoils forbedringsprogrammer.
Øystein Arvid Håland, senior vice president, safety and sustainability of Development and Production Norway
Øystein Arvid Håland, direktør for sikkerhet, sikring og bærekraft I Utvikling og produksjon Norge.
“The two completed investigations do not prove any connections between our improvement work and the incidents.
– De to fullførte granskingene viser ikke sammenheng mellom vårt forbedringsarbeid og hendelsene.
Nevertheless, we take signals of a demanding work situation due to many ongoing efficiency initiatives seriously.
Likevel tar vi på alvor signaler om en krevende hverdag på grunn av mange pågående effektiviseringsinitiativer.
We evaluate this thoroughly, and follow up to ensure that the company’s improvement work strengthens both safe and efficient operation,” says Nilsson.
Dette gjennomgår vi grundig, og vi følger opp for å sikre at selskapets forbedringsarbeid styrker både sikker og effektiv drift, sier Nilsson.
Other incidents that occurred this autumn are still under investigation.
Det pågår fortsatt granskinger knyttet til andre hendelser i høst.
The Sture and Statfjord A incidents are also being investigated by the Petroleum Safety Authority Norway and the police.
Hendelsene på Sture og Statfjord A granskes også av Petroleumstilsynet og politiet.
Webcast - replay of Wednesday 21 December webcast
Webcast-opptak fra 21. desember
Granskingsrapport - Statfjord A - 2016 PDF 5 MB
Granskingsrapport - Statfjord A - 2016 PDF 5 MB
Faktaark om hendelsen - Statfjord A PDF 166 KB
Faktaark om hendelsen - Statfjord A PDF 166 KB
Granskingsrapport – Sture-terminalen 2016 PDF 6 MB
Granskingsrapport – Sture-terminalen 2016 PDF 6 MB
Image 01 - Statfjord A JPG 3 KB
Image 01 - Statfjord A JPG 3 KB
Image 01 - Sture terminal JPG 1 MB
Image 01 - Sture terminal JPG 1 MB
Image 02 - Statfjord A JPG 75 KB
Image 02 - Statfjord A JPG 75 KB
Image 02 - Sture terminal JPG 2 MB
Image 02 - Sture terminal JPG 2 MB
New technology and project improvements trigger new investments on the Njord and Bauge fields in the Norwegian Sea.
Ny teknologi og prosjektforbedringer utløser nye investeringer på Njord og Bauge-feltene i Norskehavet.
Statoil, on behalf of the partnerships in the licences, today submits the plans for the development projects to the Norwegian minister of petroleum and energy, Terje Søviknes.
I dag leverer Statoil på vegne av partnerskapene i lisensene planene for utbyggingene til olje- og energiminister Terje Søviknes.
“When we submitted the plan for development and operation for the Njord development 20 years ago we assumed that the field would be shut down in 2013.
– Da vi leverte plan for utbygging og drift for Njord-utbyggingen for over 20 år siden, anslo vi at feltet ville vært nedstengt i 2013.
With new technology, project improvements and close cooperation with the partners and supply industry, we now see opportunities to create considerable value for another 20 years at Njord”, says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Projects and Drilling.
Med ny teknologi, prosjektforbedringer og et nært samarbeid med partnerne og leverandørdustrien, ser vi nå muligheter for å skape betydelige verdier i 20 nye år på Njord, sier Margareth Øvrum konserndirektør for Teknologi, Prosjekter og Boring.
It is a revised plan for development and operation of the Njord field and a plan for development and operation of the new Bauge field that were submitted to Norwegian authorities today.
Det er endret plan for utbygging og drift av Njord-feltet og plan for utbygging og drift av det nye Bauge-feltet som blir levert til norske myndigheter i dag.
Capital expenditures for both fields total NOK 19.8 billion (Njord NOK 15.7 billion, and Bauge NOK 4.1 billion).
Investeringene i begge feltene utgjør til sammen 19, 8 milliarder kroner (Njord 15,7 milliarder kroner og Bauge 4,1 milliarder kroner).
“The Njord and Bauge development projects bring new opportunities for the supply industry.
– Njord og Bauge-utbyggingene innebærer nye muligheter for leverandørindustrien.
Both the Njord A platform and the Njord Bravo floating storage and offloading vessel (FSO) will be upgraded.
Både Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo skal oppgraderes.
In addition, we will build new subsea facilities, drill new wells and perform extensive marine operations,” says Øvrum.
I tillegg skal vi bygge ut et nytt undervannsanlegg, bore nye brønner og gjennomføre omfattende marine operasjoner, sier Øvrum.
Further development of the Njord area, including upgrading of the Njord installations and development of the Bauge field, is important to the industry in Mid-Norway and further development of the Norwegian continental shelf.
Videreutvikling av Njord-området med oppgradering av Njord-installasjonene og utbygging av Bauge-feltet er viktig for industrien i Midt-Norge og videreutvikling av Norsk sokkel.
“Njord remaining on stream until 2040 is important for our specialist communities in Kristiansund and Stjørdal, as well as Mid-Norway supply industry.
– Njord i produksjon frem til 2040 er viktig for våre kompetansemiljøer i Kristiansund og Stjørdal og leverandørindustrien i Midt-Norge.
An upgraded field centre and new infrastructure at Njord will facilitate the development also of other fields in the area,” says Siri Espedal Kindem, Statoil’s senior vice president for operations North in Development and Production Norway.
Med et oppgradert feltsenter og ny infrastruktur på Njord, åpner det seg muligheter for utvikling av også andre felt i området, sier Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
The work performed on the Njord A platform at Kværner Stord will facilitate the tie-back of Bauge, as well as potential third-party tie-ins.
Arbeidet som gjøres med Njord A-plattformen på Kværner Stord vil tilrettelegge for tilknytning av Bauge samt potensielle fremtidige tredjeparts tilknytninger.
New subsea technology key to the Bauge development
Margareth Øvrum, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Siri Espedal Kindem, Statoil’s senior vice president for operations North in Development and Production Norway.
Siri Espedal Kindem, områdedirektør for Drift Nord i Utvikling og produksjon Norge.
Facts about Njord
Fakta om Njord
Illustration: Cap X with spool manifold PNG 1 MB
Illustrasjon: Cap X med spool manifold PNG 1 MB
“Cap-X costs less to produce and install.
– Cap-X er rimeligere å produsere og å installere.
This helps add more value from the Bauge field,” says Øvrum.
Dette bidrar til å øke verdiskapingen fra Bauge-feltet, sier Øvrum.
The Njord and Bauge projects:
Njord og Bauge Prosjektene:
Njord A and Bravo will be upgraded to recover the remaining resources on the Njord, Hyme og Bauge fields.
Njord A og Bravo skal oppgraderes for å hente ut gjenværende ressurser på Njord, Hyme og Bauge-feltene.
The remaining resources on the Njord and Hyme fields total 175 million barrels of oil equivalent.
Gjenværende ressurser på Njord og Hyme-feltene utgjør 175 millioner fat oljeekvivalenter.
This corresponds to the reserves produced on the Njord field since first oil in 1997.
Dette tilsvarer like mye reserver som allerede er produsert på Njord-feltet siden produksjonsoppstart i 1997.
In addition, there are 73 million barrels of oil equivalent at Bauge.
I tillegg kommer 73 millioner fat oljeekvivalenter på Bauge.
The Bauge field development concept includes one subsea template, two oil producers and one water injector.
Bauge-feltet skal bygges ut med én havbunnsramme, to oljeprodusenter og en vanninjektor.
The Bauge resources will be phased in to the Njord A platform.
Bauge-ressursene skal fases inn til Njord A-plattformen.
This alone helps increase the life of the Njord field by three years.
Dette alene bidrar til å øke levetiden for Njord-feltet med tre år.
Both projects will come on stream at the end of 2020.
Begge prosjekter skal starte produksjon i slutten av 2020.
Njord has been on stream for 6821 days, and 54 wells have been drilled so far
Njord har vært 6821 dager i produksjon og 54 brønner er boret så langt
In 2016 the Njord A platform and the Njord Bravo FSO were towed ashore, to Stord and Kristiansund, respectively
2016 ble Njord A-plattformen og lagerskipet Njord Bravo tauet til land, henholdsvis Stord og Kristiansund
Partners: Statoil (operator) 20%, Engie E&P Norge AS 40% (20)*,DEA Norge AS 30% (50)*, Faroe Petroleum 7.5% and VNG Norge AS 2.5%.*
Partnere: Statoil (operatør) 20%, Engie E&P Norge AS 40% (20%)*,DEA Norge AS 30% (50%)*, Faroe Petroleum 7,5% og VNG Norge AS 2,5%.*
*The ownership interests will be changed in accordance with the percentage in brackets, given government approval.
*Eierandelene vil endres i henhold til andel i parentes gitt godkjenning fra myndighetene.
Partners: Statoil (operator) 35, ENGIE E&P Norge AS 20 (10)*,Point Resources AS 17.5, DEA Norge AS 17.5 (27.5)*, Faroe Petroleum Norge AS 7.5, VNG Norge AS 2.5
Partnere: Statoil (operatør) 35%, ENGIE E&P Norge AS 20% (10%)*,Point Resources AS 17,5%, DEA Norge AS 17,5% (27,5%)*, Faroe Petroleum Norge AS 7,5%, VNG Norge AS 2,5%
**The ownership interests will be changed in accordance with the percentage in brackets, given government approval
*Eierandelene vil endres i henhold til andel i parentes gitt godkjenning fra myndighetene.
The total value of the contract is NOK 1,280 million.
Kontrakten har en samlet verdi på 1280 millioner kroner.
"Scarabeo 5 has the capacity to perform both drilling and completion operations and is a good rig for Kristin," reports Bengt Rasmussen, drilling manager on Kristin.
"Scarabeo 5 har kapasitet til å utføre både boring og komplettering og er en god rigg for Kristin," sier Bengt Rasmussen, boresjef på Kristin.
The rig will however require some upgrading and a five-year class certificate before commencing drilling operations on 1 April 2003.
Riggen skal likevel gjennom en viss oppgradering og fem års klassekontroll før den starter boreoperasjonene 1.april 2003.
Scarabeo 5 was built in Italy in 1990 and has been operating on the Norwegian continental shelf (NCS) since delivery from the shipyard.
Scarabeo 5 er bygget i Italia i 1990 og har operert på norsk sokkel fra den ble levert fra verftet.
The pressure and temperature are both higher on the Kristin gas and condensate field than on any other field to be developed on the NCS.
Trykk og temperatur er høyere på gass- og kondensatfeltet Kristin enn på noe annet felt vedtatt utbygd på norsk sokkel.
There has therefore been an increased focus on health, safety and the environment in the bidding process.
Av den grunn har det vært skjerpet fokus på helse, miljø og sikkerhet i anbudsprosessen.
The licensees in Kristin are Statoil with 46.6 per cent, Petoro (18.9 per cent), Norsk Hydro (12 per cent), ExxonMobil (10.5 per cent), Agip (9 per cent) and TotalFinaElf (3 per cent).
Rettighetshaverne i Kristin er Statoil (46,6 prosent), Petoro (18,9), Norsk Hydro (12), ExxonMobil (10,5), Agip (9) og TotalFinaElf (3).
On behalf of the Kristin licensees in the Norwegian Sea, operator Statoil has entered into an agreement with Saipem SpA for the hire of the Scarabeo 5 drilling rig for 36 months.
På vegne av Kristin-lisensen i Norskehavet har operatøren Statoil inngått avtale med entreprenørselskapet Saipem SpA om innleie av boreriggen Scarabeo 5 for 36 måneder.
United Wind offers a leasing option to its customers that want to install a wind turbine on their property.
United Wind tilbyr en leasingmulighet for kunder som ønsker å installere en vindturbin på sin eiendom.
(Photo: United Wind)
(Foto: United Wind)
“Statoil is committed to wind energy, as demonstrated by our strong position in offshore wind.
– Statoil satser på vindkraft, noe vår sterke stilling innenfor havvind demonstrerer.
Today’s investment in United Wind secures early entry in the company driving the growth of the distributed wind market in the United States,” says Gareth Burns, vice president in Statoil and managing director of Statoil Energy Ventures.
Dagens investering i United Wind sikrer oss innflytelse i en tidlig fase i selskapet som er drivkraften bak veksten i det distribuerte vindmarkedet i USA, sier Gareth Burns, direktør i Statoil og administrerende direktør i Statoil Energy Ventures.
Gareth Burns, vice president in Statoil and managing director of Statoil Energy Ventures.
Gareth Burns, direktør i Statoil og leder for Statoil Energy Ventures.
(Photo: Asle Haukland - AP/Statoil)
(Foto: Asle Haukland - AP/Statoil)
“This transaction fits well with two of our key investment purposes: Testing and positioning for future potential growth legs, while also exploring high impact business models.
– Denne transaksjonen passer godt med to av investeringsformålene våre: testing og posisjonering for framtidige vekstmuligheter og utforskning av forretningsmodeller med stort potensial.
We are excited to partner with United Wind and look forward to driving further growth through financing and access to technology and market experience,” says Burns.
Vi er glad for å samarbeide med United Wind og gleder oss til å skape ytterligere vekst gjennom finansiering og tilgang til teknologi og markedserfaring, sier Burns.
The transaction provides Statoil Energy Ventures a seat on the company’s board of directors.
Transaksjonen sikrer også Statoil Energy Ventures en plass i selskapets styre.
Wind turbine from United Wind.
Vindturbin fra United Wind.
In total, Statoil Energy Ventures will invest up to USD 200 million (around NOK 1.7 billion) over a period of four to seven years.
Til sammen vil Statoil Energy Ventures investere opp til 1,7 milliarder kroner over en periode på to til sju år.