natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Very few offshore fields have been developed with such low permeability under normal pressure conditions," says asset owner representative, Ove Andre Pettersen.
Svært få offshoreprosjekter har blitt utviklet med så tette reservoarer under normalt trykk, sier oppdragsleder Ove Andre Pettersen.
The main solution for cracking the code with such tight reservoirs is to drill long horizontal reservoir sections.
Hovedløsningen for slike tette formasjoner er å bore lange horisontale reservoarseksjoner.
He compliments the close and good cooperation between the involved parties in Statoil, contractors and partners.
Han berømmer det tette og gode samarbeidet mellom aktørene i Statoil, og med partnere og leverandører.
"The project is delivered below the initial sanctioned cost estimate at sanctioning and exactly on the date of startup.
– Prosjektet leveres betydelig under opprinnelig kostnadsestimat, og på dagen i forhold til oppstart.
Åsgard Unit partnership:
Rettighetshavere Åsgard Unit
In addition to drilling long reservoir sections, the so called «fishbone”-technology has been implemented for the first time on the NCS to further increase productivity.
I tillegg til å bore lange reservoarseksjoner, prøves den såkalte «fiskebensteknologien» ut for første gang på norsk sokkel for å øke produksjonen ytterligere.
This technology involves drilling 150 «fishbones» where each “bone” is 10-12 meters long into the reservoir from the main well.
150 «fiskeben» med diameter på 12 millimeter bores 10-12 meter ut av brønnløpet ved hjelp av roterende turbiner.
This technology involves drilling of «fishbones» into the reservoir from the main well.
Teknologien innebærer at tynne "fiskeben" bores ut fra brønnløpet.
"This is an important step forward in testing and implementing a technology that enables increased oil recovery from reservoirs where the method of fracking is not feasible.
– Dette er et viktig skritt i uttesting og anvendelse av en teknologi som gjør det mulig å øke utvinningen fra veldig tette reservoarer hvor oppsprekking ikke er en aktuell metode.
The experience gained with long reservoir sections and «fishbones» opens up for several new projects both at the Åsgard field and elsewhere on the NCS," states Petech manager at Åsgard Mari Skaug.
Erfaringene med lange brønner i tette formasjoner og «fiskeben» åpner opp for flere nye prosjekter på Åsgard-feltet og ellers på norsk sokkel, sier Mari Skaug, som er leder for petroleumsteknologi på Åsgard .
The multilateral well that has been drilled by Deepsea Bergen was delivered well below estimated time and cost.
Flergrensbrønnen som er boret med boreriggen DeepSea Bergen ble levert godt under estimerte tids- og kostnadsrammer.
Pending production experience, a gas injection well will be drilled to further increase the recovery from Smørbukk South Extention.
Avhengig av produksjonsutviklingen vil neste steg bli å bore en gassinjeksjonsbrønn for ytterligere å øke utvinningen fra Smørbukk Sør Extention.
Fast-track development
Fast track-utbygging
The development of the Smørbukk South Extension project includes, in addition to the wells, a new subsea template connected to existing infrastructure at the Åsgard field and a new umbilical to Åsgard A.
Utbyggingen av Smørbukk Sør Extension består, i tillegg til brønnene, av en ny havbunnsramme koblet opp til eksisterende infrastruktur på Åsgard-feltet med to rørledninger, samt en ny kontrollkabel til Åsgard A.
The development was sanctioned in March 2013 and has been executed in accordance with Statoil’s “fast track” principles.
Utbyggingen startet i mars 2013 og er gjennomført i henhold til Statoils «fast track» prinsipper.
Larger parts of the subsea structures were installed at the field during summer 2014, with the remaining scope and hook up to Åsgard being done this summer.
Store deler av havbunnsanlegget ble installert sommeren 2014, mens resterende marint arbeid og oppkoblingen mot Åsgard A er gjort denne sommeren.
Installation of Smørbukk South Extension subsea template.
Havbunnsrammen under installasjon på Åsgard-feltet.
Placed by the group on behalf of the licensees, this job covers engineering, procurement and construction of the quarters with helideck and control room
Den omfatter prosjektering, innkjøp og konstruksjon av boligkvarteret med helikopterdekk og kontrollrom.
Total investment in the Kristin development on the Halten Bank is put at NOK 17 billion, with production scheduled to begin on 1 October 2005.
Samlede investeringer for Kristin-utbyggingen er anslått til 17 milliarder kroner.
A contract worth about NOK 240 million to build the living quarters for Statoil’s Kristin platform in the Norwegian Sea has been awarded to Pharmadule Emtunga in Sweden.
Kontrakten er verdt om lag 240 millioner kroner.
“We are well pleased with getting Kværner on board on yet another complex steel jacket delivery for Johan Sverdrup.
– Vi er godt fornøyd med å få Kværner med på laget på nok en kompleks leveranse av stålunderstell til Johan Sverdrup.
An important part of the original letter of intent between Statoil and Kværner for delivery of steel jackets implied that the partners were to cooperate on realising further improvements through standardisation and simplification.
En viktig del av den opprinnelige intensjonsavtalen mellom Statoil og Kværner på stålunderstell, innebar at partene skulle jobbe sammen med å realisere ytterliggere forbedringer gjennom standardisering og forenkling.
This contract proves that the cooperation has been successful, and together we have improved competitiveness and maximised value creation from Johan Sverdrup,” says Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project.
Denne kontrakten viser at samarbeidet har vært vellykket og sammen har vi styrket konkurransekraft og maksimert verdiskapingen fra Johan Sverdrup, sier Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
Weighing 22,500 tonnes, the drilling platform jacket will be the second largest of the jackets to be constructed during the first phase of the Johan Sverdrup project.
Stålunderstellet til boreplattformen veier 22 500 tonn og er det nest største av stålunderstellene som skal bygges i første fase av Johan Sverdrup-prosjektet.
This jacket will be delivered and installed on the Johan Sverdrup field in the spring of 2018.
Understellet skal leveres og installeres på Johan Sverdrup-feltet våren 2018.
”The Johan Sverdrup project activity will rise considerably in the time ahead as we take new steps in the development.
– Aktiviteten på Johan Sverdrup-prosjektet kommer til å øke betydelig fremover etter hvert som vi tar nye skritt videre i utbyggingen.
We are cooperating closely with the suppliers in the engineering of the platforms for the project.
Vi jobber tett sammen med leverandørene i forprosjekteringen av plattformene på prosjektet.
So far, we have awarded several main contracts and equipment packages at a value of more than NOK 43 billion,” Digre says.
Vi har tildelt flere hovedkontrakter og utstyrspakker til en verdi av over 43 milliarder kroner så langt, sier Digre.
“More contracts will be awarded this autumn.
– Flere kontrakter vil bli tildelt i løpet av høsten.
We have already started on the first jacket for the riser platform at Kværner Verdal.
Vi er allerede i gang med byggingen av det første plattformunderstellet til stigerørsplattformen på Kværner Verdal.
So far, we are on track on the Johan Sverdrup development,” says Digre.
Så langt er vi i rute med Johan Sverdrup-utbyggingen, sier Digre.
Johan Sverdrup licence partners
Partnere i Johan Sverdrup
40.0267% (operator)
40,0267% (operatør)
22.6%
22,6%
17.36%
17,36%
Det norske oljeselskap
Det norske oljeselskap
11.5733%
11,5733%
Maersk Oil
Maersk Oil
8.44%
8,44%
The contract is an execution of the letter of intent signed by Statoil and Kværner for delivery of two jackets for Johan Sverdrup.
Avtalen er en effektuering av intensjonsavtalen som Statoil inngikk med Kværner på leveranse av to stålunderstell til Johan Sverdrup.
Work starts immediately.
2 år, og arbeidet starter umiddelbart.
Its gas will be exported to Kårstø via a new 18-inch pipeline, tied into the Statpipe rich-gas leg from Statfjord with the aid of hot tapping and connection to a 30-inch retrofit tee.
Gassen vil bli eksportert til Kårstø via en ny 18 tommers rørledning som tilknyttes Statpipe rikgassrørledningen fra Statfjord.
Installation will be diverless, using hot tapping equipment from the pipeline repair system (PRS) base in Haugesund.
Installasjonen vil være dykkerløs ved å utnytte hot-tap utstyr på PRS-basen i Haugesund.
Johan Sverdrup is one of the five largest oil fields on the Norwegian continental shelf.
Johan Sverdrup er blant de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With estimated resources of 1.7 to three billion barrels, it will rank as one of Norway’s most important industrial projects over the next half-century.
Med forventede ressurser på 1,7 – 3,0 milliarder fat olje vil feltet være et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
The field is due to come on stream in December 2019, and to continue producing for 50 years.
Planlagt produksjonsstart for Johan Sverdrup-feltet er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.
Gassco will serve as the operator and technical manager of the 156-kilometre pipeline from the riser platform on Johan Sverdrup to the Statpipe rich-gas leg once the field comes on stream.
Gassco blir operatør og ansvarlig for teknisk drift av den 156 kilometer lange rørledningen mellom Johan Sverdrup-feltets stigerørsplattform og Statpipe rikgass-rørledning når feltet settes i drift.
Statoil is the development operator.
Statoil er utbyggingsoperatør.
Three-dimensional model of the gooseneck spool and retrofit hot-tap tee (IKM Ocean Design).
3D- modell av Gooseneck Spool and Retrofit Hot-tap Tee (IKM Ocean Design).
The high-voltage cables are 200 kilometres long and designed for a supply capacity of 100 MW/80 kV.
Høyspentkablene er 200 kilometer lange og er designet for å levere en kapasitet på 100 MW med 80 kV.
This will cover the power need for the first phase of the Johan Sverdrup field development, which is scheduled for start-up late in 2019.
Dette dekker behovet for kraft for første utbyggingsfase av Johan Sverdrup-feltet som har planlagt oppstart sent i 2019.
The contract also covers options for delivering high-voltage cables from shore to the Johan Sverdrup field to meet the power requirement of a full development of the Johan Sverdrup field as well as the Edvard Grieg, Ivar Aasen and Gina Krog fields on the Utsira High.
I tillegg omfatter kontrakten opsjoner for leveranse av høyspentkabler fra land til Johan Sverdrup-feltet for å dekke kraftbehovet for full utbygging av Johan Sverdrup-feltet og feltene Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog på Utsirahøyden.
The total contract value is NOK 700 million, plus options.
Kontrakten har en samlet verdi på 700 millioner kroner pluss opsjoner.
Fabricated at ABB AB’s plant in Karlskrona, the high-voltage cables will be laid from Haugsneset in Tysvær municipality north of Stavanger to the Johan Sverdrup field centre on the Utsira High.
Høyspentkablene legges fra Haugsneset i Tysvær kommune til Johan Sverdrup feltsenter på Utsirahøyden.
The power cables will be pulled up to the riser platform at the Johan Sverdrup field centre.
Her trekkes kraftkablene opp til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup feltsenter.
The cables will be buried into the seabed or covered by rocks, as required.
Kablene skal graves ned på havbunnen eller blir tildekket med stein etter behov.
This contract is one of the three major contracts covering the land-based power supply project.
Denne kontrakten er en av de tre store kontraktene som utgjør strømforsyningsprosjektet fra land.
The first contract has already been awarded to ABB in Norway for delivery of high-voltage direct current transformer equipment to the riser platform at Johan Sverdrup and at Haugsneset.
Første kontrakt er allerede er tildelt til ABB i Norge for leveranse av HVDC omformerutstyr til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup og til Haugsneset.
The last contract covers all construction work related to the alternating current cable to be laid from Kårstø to Haugsneset and the entire onshore converter station.
Den siste kontrakten omfatter alt anleggsarbeid for AC kabel fra Kårstø til Haugsneset og hele omformerbygget på land.
The contract for the onshore construction work is being evaluated and is expected to be awarded this autumn.
Kontrakten for anleggsarbeid på land er under evaluering og ventes tildelt i løpet av høsten.
The Johan Sverdrup oil field will be operated by land-based power from production start in late 2019.
Oljefeltet Johan Sverdrup skal drives med kraft fra land fra produksjonsstart sent i 2019.
The first phase of the Johan Sverdrup field development will also include all the preparations needed for land-based power supply for a full Johan Sverdrup development as well as other fields on the Utsira High by 2022.
Den første fasen i utbyggingen av Johan Sverdrup vil også legge til rette for en kraft fra land løsning for en full utbygging av Johan Sverdrup samt øvrige felt på Utsirahøyden innen 2022.
The Johan Sverdrup field partners: Statoil 40.0267% (operator), Lundin Norway 22.6%, Petoro 17.36%, Det norske oljeselskap 11.5733% and Maersk Oil 8.44%.
Partnerne i Johan Sverdrup: Statoil 40,0267 prosent (operatør), Lundin Norway (22,6), Petoro (17,36), Det norske oljeselskap (11,5733) og Maersk Oil (8,44).
The contract is an EPCI contract covering engineering, procurement, fabrication, installation and testing of two high-voltage power cables and a fibre-optic communication cable to the Johan Sverdrup field centre from shore.
Kontrakten er en EPCI-kontrakt som omfatter forprosjektering, anskaffelser, fabrikasjon, installasjon og testing av to høyspent kraftkabler og en fiberoptisk kabel som sikrer kommunikasjon til Johan Sverdrup feltsenter fra land.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 10,437,546 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 10.437.546 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 119.16 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 119,16 kroner.
Margareth Øvrum, executive vice president for Technology, Drilling and Projects.
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, boring og prosjekter i Statoil.
“This is one of the most demanding technology projects aimed at improving oil recovery.
– Dette er av de mest krevende teknologiprosjektene for økt utvinning.
We are very proud today that we together with our partners and suppliers have realised this project that we started ten years ago,” says Margareth Øvrum, Statoil’s executive vice president for Technology, Drilling and Projects.
I dag er vi virkelig stolte over at vi sammen med partnere og leverandører har realisert dette prosjektet vi startet for ti år siden, sier Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, boring og prosjekter i Statoil.
Recovery from the Midgard reservoir on Åsgard will increase from 67 percent to 87 percent, and from 59 percent to 84 percent from the Mikkel reservoir.
Utvinningen fra Midgard-reservoaret på Åsgard økes fra 67 prosent til 87 prosent, mens den på Mikkel-reservoaret økes fra 59 prosent til 84 prosent.
Overall, 306 million barrels of oil equivalent will be added.
Dette gir en økning på totalt 306 millioner fat oljeekvivalenter.
“Thanks to the new compressor solution we will achieve increased recovery rates both at Midgard and Mikkel, extending the reservoirs’ productive lives until 2032,” says Siri Espedal Kindem, senior vice president for Åsgard operations.
– Vi vil med den nye kompressorløsningen oppnå økte utvinningsgrader på både Midgard og Mikkel, og forlenge reservoarenes levetid fram mot 2032, sier Siri Espedal Kindem, produksjonsdirektør for Åsgard.
Demanding technology development
Krevende teknologiutvikling
As a field gets older, the natural pressure in the reservoir drops.
Etter hvert som et felt blir eldre, reduseres det naturlige trykket i reservoarene.
In order to recover more oil and gas, and get this to the platform, compression is required.
Derfor er det nødvendig med kompresjon for å få opp mer olje og gass, og få dette fram til plattformen.
The closer to the well compression takes place, the more oil and gas can be recovered.
Jo nærmere brønnen kompresjonen skjer, desto mer olje og gass kan utvinnes.
Siri Espedal Kindem, senior vice president for Åsgard operations.
Siri Espedal Kindem, produksjonsdirektør for Åsgard.
Traditionally compression plants are installed on platforms or onshore, but this plant is located in 300 metres of water.
Tradisjonelt plasseres kompresjonsanlegg på plattform eller land, men dette anlegget er plassert på 300 meters havdyp og er derfor vanskelig tilgjengelig.
Due to the challenging location, quality in all parts of the project has been essential, and will help ensure high regularity, maximum recovery and robust production.
Kvalitet i alle ledd av prosjektet har derfor vært avgjørende og skal bidra til å sikre høy regularitet, maksimal utvinning og en robust produksjon.
The project started in 2005, and the plan for development and operation (PDO) was approved in 2012.
Prosjektet ble etablert i 2005 og Plan for utbygging og drift (PUD) ble godkjent i 2012.
An estimated eleven million man-hours have been spent from the start until completion.
Det anslås at det har gått med rundt elleve millioner timer fra start til fullførelse.
More than 40 new technologies have been developed and employed after prior testing and verification.
For å få dette til, er det utviklet og tatt i bruk over 40 nye teknologier, som alle har vært gjennom testing og verifisering.
Some of this work has taken place at Statoil’s Kårstø laboratory in Western Norway.
Deler av dette arbeidet har foregått på Statoils testanlegg på K-lab på Kårstø i Rogaland.
Overall, project cost were just above NOK 19 billion.
Prosjektet har totalt kostet i overkant av 19 milliarder norske kroner.
Many small and big suppliers have helped to develop the sophisticated underwater compressor system.
Mange små og store leverandører har bidratt for å utvikle det avanserte kompressorsystemet til å fungere på havbunnen.
June 2015: Installation work at the Asgard field, with the North Sea Giant vessel.
Installasjonsarbeid på Åsgard-feltet med fartøyet North Sea Giant.
Establishing the necessary support functions onshore has been an important and substantial part of the project.
En viktig og omfattende del av prosjektet har vært etablering av nødvendige støttefunksjoner på land.
A spare compression train will be stored in custom designed halls at the onshore supply base Vestbase in Kristiansund.
I spesialbygde haller på Vestbase i Kristiansund plasseres et reserveanlegg.
“High-quality, regular maintenance of the subsea modules will also be performed here, helping ensure operational excellence for Åsgard,” says Espedal Kindem.
– Her skal vi også gjennomføre høykvalitets- vedlikehold , som skal bidra til å sikre høy regularitet for Åsgard, sier Espedal Kindem.
Technology for the future, and new potentials
Fr emtidens teknologi og nye muligheter
The Midgard and Mikkel gas reservoirs have been developed using subsea installations.
Gassreservoarene Midgard og Mikkel, er bygget ut med havbunnsinstallasjoner.
The two gas compressors now installed on the seabed are located close to the wellheads.
De to gasskompressorene som nå er installert på havbunnen, er plassert nær brønnhodene.
Moving the gas compression from the platform to the wellhead substantially increases the recovery rate and life of the fields.
Ved å flytte gasskompresjonen fra plattform til brønnhode økes utvinning og levetid på feltene betydelig.
Prior to gas compression, gas and liquids are separated out, and after pressure boosting recombined and sent through a pipeline some 40 kilometres to Åsgard B.
Før gassen komprimeres, skilles gass og væske, for så å bli transportert i en rørledning på om lag 40 kilometer til Åsgard B.
The technology reduces significantly energy consumption and CO2 emissions over the field’s life.
Denne teknologien representerer gjennom videre optimalisering et potensiale for ytterligere CO2-reduksjoner i fremtidige subsealøsninger.
Today almost 50 percent of Statoil’s production is recovered through some 500 subsea wells.
I dag kommer nær 50 prosent av Statoils produksjon fra om lag 500 havbunnsbrønner.
Statoil’s subsea expertise is essential to successful production efficiency improvement and increased oil recoveryefforts.
Statoils ekspertise innen havbunnsoperasjoner er nøkkelen til mer effektiv produksjon og økt utvinning.
“Subsea gas compression is the technology for the future, taking us a big step closer to our ambition of realising a subsea processing plant, referred to as the subsea factory”, says Øvrum.
– Havbunns gasskompresjon er fremtidens teknologi og bringer oss et langt skritt nærmere vår ambisjon om å realisere et prosesseringsanlegg på havbunnen, den såkalte havbunnsfabrikken, sier Øvrum.
Such a plant will facilitate remotely controlled hydrocarbon transportation.
Et slikt anlegg vil gjøre det mulig å fjernstyre transport av hydrokarboner.
Current topside operations will thus be moved to the seabed, allowing oil and gas to be recovered that would not otherwise be profitable.
Det som i dag skjer på plattformene, vil da bli flyttet ned på havbunnen, og vil gjøre det mulig å ta ut olje og gass der det ellers ikke hadde vært lønnsomt.
This is an important element of increased recovery on the Norwegian continental shelf.
Dette er et viktig element i å øke utvinningen på norsk sokkel.
Click on the image below to see more photos on Flickr
Klikk på bildet under for å se flere fotografier på Flickr
This subsea technology milestone opens new opportunities in deeper waters, and in areas far from shore.
Denne milepælen innenfor havbunnsteknologi vil åpne opp for nye muligheter blant annet på dypere vann og i områder langt fra land.
Following this, the share saving plan has 10,024,434 shares.
Etter viderefordeling har aksjespareprogrammet 10.024.434 aksjer.
In addition, contracts have been awarded for aftermarket services and additional components related to the Johan Sverdrup field.
I tillegg er det tildelt kontrakter for ettermarkedstjenester og tilleggskomponenter i tilknytning til Johan Sverdrup-feltet.
The contracts include options for further deliveries to cover any future needs on the Johan Sverdrup field, and other possible field developments on NCS.
Kontraktene inneholder også opsjoner for å dekke eventuelle fremtidige behov på Johan Sverdrup-feltet, samt på andre feltutbygginger på norsk sokkel.
Kjetel Digre, senior vice president for the Johan Sverdrup development project.
Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
“The subsea equipment which will be delivered from FMC Technologies makes up an important part of the Johan Sverdrup development.
– Undervannsutstyret FMC skal levere, er viktige brikker i Johan Sverdrup-utbyggingen.
The subsea equipment enables reinjection of sea water and produced water into the Johan Sverdrup reservoir when we have started production.
Havbunnsutstyret gjør det mulig å kunne reinjisere sjøvann og produsert vann i Johan Sverdrup-reservoaret når vi kommer i produksjon.
In this way, we will achieve maximum recovery and value creation from the Johan Sverdrup resources.
Slik oppnår vi høyest mulig utvinning og verdiskaping fra Johan Sverdrup-ressursene.
At the same time, this is a favourable environmental solution, as we will minimize discharges to sea from the field,” says senior vice president for the Johan Sverdrup development project, Kjetel Digre.
Dette er gunstig for miljøet fordi vi minimerer utslipp til sjø fra feltet, sier Kjetel Digre direktør for Johan Sverdrup-prosjektet.
In the first phase of the Johan Sverdrup development, three standard templates will be installed north and south of the field centre, on water depths of 110 to 120 meters.
I forbindelse med første fase i utbyggingen av Johan Sverdrup vil det bli installert tre standard bunnrammer nord og sør for feltsenteret, på 110 til 120 meters havdyp.