natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Subsea separation allows the recovery of 35 million extra barrels of oil from Tordis. 
Undervannsseparasjon på havbunnen åpner for utvinning av 35 millioner fat ekstra olje fra Tordis-feltet.
These are reserves that would remain unrecoverable without using new technology. 
Dette er reserver det ikke hadde vært mulig å hente ut uten ny teknologi.
IOR increases the level of recovery at Tordis from 49% to 55%. 
Med IOR-prosjektet øker utvinningsgraden på Tordis fra 49 prosent til 55 prosent.
"Equipment will be tested before being shipped out to Tordis, 11 kilometres south of the Gullfaks C platform," says Hans Kristiansen, Statoil's project manager for Tordis IOR. 
- Utstyret skal testes før det skipes ut til Tordis-feltet 11 kilometer sør for Gullfaks C-plattformen, sier Hans Kristiansen, Statoils prosjektleder for Tordis IOR.
The 19-metre-high, 40-metre-long and 25-metre-wide template is being built by the Grenland Group in Tønsberg, eastern Norway, who lack crane capacity to move it. 
Havbunnsrammen er 19 meter høy, 40 meter lang og 25 meter bred.
It is therefore being rolled onto a barge outside the yard. 
Derfor må den trilles ut på en lekter utenfor verkstedet.
A hired crane ship will then lift the manifold and separation modules onto the template. 
Et innleid kranfartøy skal deretter løfte manifoldmodulen og separasjonsmodulen på bunnrammen.
The Tordis field will have the world's biggest full-scale subsea water and sand separation unit. 
Tordis-feltet får verdens første fullskala anlegg for separasjon av vann og sand på havbunnen.
Mr Kristiansen will then find out whether the equipment functions as intended. 
Først da vet Kristiansen om utstyret kommer til å fungere som det skal.
"This isn't my biggest concern," he says. 
- Det er ikke den største bekymringen min.
"I strongly believe that the technology will work. 
Jeg har stor tro på at denne teknologien kommer til å fungere.
The only thing we are unable to control on the day of installation is the weather." 
Det eneste vi ikke har kontroll på er været på installasjonsdagen, sier han.
The final weld is complete on the separation unit for the North Sea's Tordis field. 
Siste sveiseskjøt er fullført på separasjonsanlegget til Tordis-feltet i Nordsjøen.
Following this, the share saving plan has 1,144,401 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 1.144.401 aksjer.
According to project manager Rune Mordal, 28 February now represents a realistic date for bringing this small field on stream. 
Ifølge prosjektleder Rune Mordal er 28. februar en realistisk dato for oppstart.
It was originally due to start flowing on 11 November. 
Siri-feltet skulle opprinnelig blitt satt i produksjon 11. november i fjor.
That date had to be given up because of the unusually bad weather in the North Sea this autumn and winter. 
Det gikk ikke, på grunn av ekstremt mye dårlig vær i Nordsjøen denne høst- og vintersesongen.
"The main reason for these big delays is the seven weeks we lost last autumn because of the weather," Mr Mordal emphasises. 
"Hovedårsaken til de store forsinkelsene er de syv ukene vi mistet i fjor høst på grunn av været," understreker Mordal.
Dutch rig Noble George Sauvageau, which has drilled two of nine wells planned for the field, is providing berths for 84 Kværner personnel. 
Ved siden av plattformen ligger den nederlandske riggen Noble George Sauvageau, som har boret to av ni brønner på feltet.
The rig is then scheduled to resume work on the wells. 
Deretter fortsetter den med brønnaktiviteter, opplyser Rune Mordal.
A start to production from Statoil's Siri development in the Danish North Sea has again been postponed. 
Produksjonsstarten på det Statoil-opererte Siri-feltet i dansk del av Nordsjøen har igjen blitt utsatt.
The jury consisted of exploration managers from competing companies, as well as from the Norwegian Petroleum Directorate. 
Juryen bestod av letesjefer fra konkurrerende selskaper, samt Oljedirektoratet.
The jury was unanimous in its decision. 
Juryen var enstemmig i sin avgjørelse.
We have been untraditional in our approach and followed opportunities rejected by others. 
– Vi har vært utradisjonelle og har forfulgt muligheter som andre ikke har trodd på.
In their reasoning for the award of the prize, the jury emphasized technical criteria such as new exploration models, exploration on prospects with high potential, exploration for upside potential in productive fields and the development of new exploration methods. 
Juryen la i sin begrunnelse for tildelingen av prisen vekt på faglige kriterier som testing av nye letemodeller, leting på prospekter med stort potensial, leting etter oppsidepotensial i produserende felt og utvikling av nye letemetoder.
The finds at Peon, Astero, Stetind and Nucula were all mentioned as new discoveries that are noteworthy on the Norwegian Continental Shelf. 
Funnene Peon, Astero, Stetind og Nucula ble alle nevnt som nye funn som har utpekt seg på norsk sokkel.
Relevant candidates for the prize were nominated to the jury in advance. 
Aktuelle kandidater til å motta prisen ble meldt inn til juryen på forhånd.
During the biannual Exploration Revived conference held in Bergen on March 20-21, Hydro was awarded the prize for Best Exploration Company on the Norwegian Continental Shelf for the past two years. 
Under konferansen Exploration Revived som ble avholdt i Bergen 20. og 21. mars, ble Hydro tildelt prisen for beste leteselskap på norsk sokkel de siste to årene.
Since 1 October, Statoil and other Norwegian gas has flowed to the Italian market. 
Siden 1. oktober har norsk gass, blant annet fra Statoil, strømmet til det italienske markedet.
The Snam agreement which was signed in 1997, calls for Statoil to deliver around 100 billion cubic metres of gas up to 2025. 
Snam-avtalen, som ble inngått i 1997, utegjør for Statoils del levering av rundt 100 milliarder kubikkmeter gass fram til 2025.
This figure also includes amounts from the state’s direct financial interest (SDFI). 
Tallet inkluderer også Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).
The Italian gas market is experiencing strong growth. 
Det italienske gassmarkedet er i kraftig vekst.
A significant part of this increase is due to the fact that more gas is needed for generating electricity at gas-fired power stations. 
En vesentlig del av økningen skyldes at det trengs mer gass til strømproduserende gasskraftverk.
“We will ensure that Norwegian gas is a reliable source to meet Italy’s energy needs,” said Peter Mellbye, executive vice president of Statoil's Natural Gas business area, during the ceremony in Milan. 
"Vi skal sørge for at norsk gass blir en sikker og pålitelig kilde for Italias energibehov," sa Statoils konserndirektør for Naturgass, Peter Mellbye, under markeringen i Milano.
A ceremony took place in Milan today, 26 October, to mark the start of supplies of Norwegian gas to Italy in accordance with the agreement with the gas company Snam. 
I dag, 26 oktober, ble det markert i Milano at leveransene av norsk gass til Italia gjennom avtalen med gasselskapet Snam er i gang.
During the year, around 2,000 kilometres of 2D seismic will be gathered from the Kufra licence in the south-east of the country. 
I løpet av året skal 2.000 kilometer 2D-seismikk samles inn i lisensen Kufra 171 sørøst i landet.
This is the first time Statoil is shooting seismic in the country. 
Det er første gang Statoil utfører seismiske operasjoner i landet.
Statoil was awarded operatorship for two land-based licences in Libya in an exploration and production sharing agreement licensing round in the autumn of 2005. 
Statoil ble tildelt operatørskap for to lisenser på land i Libya i en budrunde om lete- og produksjonsdelingsavtaler høsten 2005.
The company consequently secured a foothold in a promising oil and gas region. 
Selskapet sikret seg dermed fotfeste i en lovende olje- og gassregion.
Statoil and UK gas company British Gas (BG) are licensees in Kufra 171 with a 50% share each. 
Statoil og det britiske gasselskapet BG har 50 prosent hver av rettighetene i Kufra 171.
The companies have committed themselves to gathering the 2,000 kilometres of 2D seismic and to drilling two exploration wells in the licence. 
Selskapene har forpliktet seg til å samle inn 2.000 kilometer 2D-seismikk og bore to letebrønner i denne lisensen.
"A work team of around 200 people, most of them employed in the Chinese company BGP, have set up camp in the area," says Mr Richardsen. 
– Et arbeidslag på om lag 200 personer, de fleste ansatt i det kinesiske selskapet BGP, har slått leir i området.
"The licence, which covers some 10,000 square kilometres, is mainly covered by dunes and desert landscape." 
Lisensen, som har en utstrekning på drøye 10.000 kvadratkilometer, er stort sett dekket av sanddyner og ørkenlandskap, sier Richardsen.
Gathering of seismic from the other Statoil-operated licence, Cyrenaica 94, begins in April. 
I april starter også innsamlingen av seismikk i den andre lisensen Statoil opererer, Cyrenaica 94.
Statoil has a 100% share here. 
Statoil har en andel på 100 prosent i lisensen.
The company is committed to gathering 3,000 kilometres of 2D seismic and to drill one exploration well. 
Selskapet har forpliktet seg til å samle inn 3.000 kilometer 2D-seismikk og bore én letebrønn.
The licence lies in the north of the country, near the Egyptian border. 
Lisensen ligger nord i landet, nær grensen til Egypt.
Experience from neighbouring country Algeria will be useful when gathering of seismic data begins in Libya. 
Erfaringer fra nabolandet Algerie blir nyttige når innsamlingen av seismikk nå starter i Libya.
In Algeria, the group is operator of its first onshore exploration well in the Hassi Mouina licence. 
I Algerie er selskapet er operatør for sin første letebrønn på land i lisensen Hassi Mouina.
During the second half of 2008, Statoil will drill the first exploration wells in Libya. 
I løpet av siste halvdel av 2008 vil operatør Statoil bore de første letebrønnene i Libya.
The group opened its office in Libya's capital Tripoli in 2005. 
Selskapet åpnet kontor i Libyas hovedstad Tripoli i 2005.
For further information: Rannveig Stangeland, public affairs manager, +47 48 12 59 78 (mobile) 
481 25 978 (mobil)
Operator Statoil is preparing to shoot seismic in Libya. 
Operatøren Statoil er i ferd med å starte seismiske operasjoner i Libya.
The main objective for the well was to investigate the potential for oil in a prospect from the Tertiary period called Midway, localized southwest of the Grane field in the North Sea. 
Det primære målet for brønnen var å undersøke potensialet for olje i et prospekt av tertiær alder kalt Midway, lokalisert sørvest for Grane-feltet.
A secondary objective was to examine the potential for oil in the Jurassic formations below. 
Et sekundært mål var å undersøke potensialet for olje i den underliggende jura-lagrekken.
The well was drilled to a total depth of 2,091 metres below the surface of the sea, culminating in rock layers from the Jurassic age. 
Undersøkelsesbrønnen ble boret til et totalt dyp på 2.091 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av jura alder.
Insignificant volumes of hydrocarbons were encountered in the rocks from the Tertiary age, but an oil discovery was made in sandstone from the Jurassic period. 
Ubetydelige volumer hydrokarboner ble påtruffet i tertiær-bergarter, mens det ble gjort et oljefunn i sandsteiner av jura alder.
“It was disappointing that our main aim was not achieved with this well, but the discovery in the Jurassic rock formations brings new possibilities which we will pursue further in this area. 
– Det var skuffende at vårt hovedmål ikke slo til i denne brønnen, men funnet i jura-bergarter åpner nye muligheter som vi vil forfølge videre i dette området.
We will now evaluate the size and possible commerciality of the discovery that has been made,” says Vice President Tore Lilloe-Olsen, head of Exploration in Development Norway, in Hydro’s Oil & Energy business area. 
Vi vil nå vurdere størrelse og eventuell kommersialitet av funnet som er gjort, sier Tore Lilloe-Olsen, letesjef i sektoren Utvikling Norge i Hydros forretningsområde Olje & Energi.
The well will now be permanently plugged and abandoned. 
Brønn 25/11-24 blir nå permanent plugget og forlatt.
Well 25/11-24 was drilled by the semi-submersible drilling unit Transocean Winner, at a water depth of 114 metres. 
Den ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen "Transocean Winner" på 114 meters vanndyp.
Transocean Winner is now set to drill an exploration well on production licence 090, which is also operated by Hydro. 
"Transocean Winner" skal nå bore en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 090, som også er operert av Hydro.
The licencees for production licence PL 169 are: 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL 169:
Hydro has made a small oil discovery during drilling of exploration well 25/11-24 near the Grane field in the North Sea. 
Hydro har gjort et lite oljefunn under boringen av undersøkelsesbrønn 25/11-24 ved Grane-feltet i Nordsjøen.
“This is an important decision and step forward in the development of this major oil field," says Hydro’s President and CEO Eivind Reiten, who on behalf of the partnership submitted the Plan of Development to the authorities. 
– Dette er en viktig beslutning og et betydelig steg videre i utviklingen av det store oljefeltet, konstaterer Hydros konsernsjef Eivind Reiten, som overrakte utbyggingsplanen på vegne av partnerne.
"The Peregrino field is Hydro’s first oil and gas commitment in Brazil, and we are proud to have reached this point. 
– Peregrino-feltet er Hydros første engasjement innenfor olje- og gassutvinning i Brasil, og vi er stolte over å ha kommet så langt.
An integrated Anadarko-Hydro team has provided a good basis for the further work,” he says. 
Et integrert team av medarbeidere fra Anadarko og Hydro har lagt et godt grunnlag for det videre arbeidet, sier han.
ANP's sanctioning of the development plan is expected during this summer. 
ANP er ventet å godkjenne utbyggingsplanen i løpet av sommeren.
The Peregrino field is located about 85 kilometers offshore Brazil in about 100 meters of water. 
Peregrino-feltet er lokalisert 85 kilometer utenfor Brasil på om lag 100 meters vanndyp.
The recoverable resources are estimated at between 300 million and 600 million barrels of heavy oil. 
Utvinnbare reserver er estimert til mellom 300 og 600 millioner fat tungolje.
The field will be developed with an FPSO vessel (Floating Production Storage and Offloading) and two drilling platforms. 
Feltet skal bygges ut med et produksjonsskip, et såkalt FPSO-skip, og to boreplattformer.
There will be 30 horizontal production wells and seven water injection wells. 
30 horisontale produksjonsbrønner og sju vanninjeksjonsbrønner er planlagt boret.
Production start up is planned for 2010. 
Produksjonsstart er planlagt i 2010.
License holders 
Rettighetshavere i Peregrino
Hydro (operator during the project planning phase) - 50% 
Hydro (operatør under planleggingsfasen av prosjektet) - 50 prosent
Anadarko (operator during the project execution and operation phases) - 50% 
Anadarko (operatør under prosjektgjennomføring og produksjonsfasen) - 50 prosent
Hydro announced today that the Peregrino oil field partnership in Brazil has submitted its Plan of Development to Agencia Nacional do Petroleo (ANP) in Rio de Janeiro. 
Hydro kunne fredag bekrefte at partnerskapet bak oljefeltet Peregrino i Brasil har levert planen for utbygging og drift av feltet til det nasjonale myndighetsorganet Agencia Nacional do Petroleo (ANP) i Rio de Janeiro.
The companies are now underway with the drilling of licence well number two. 
Selskapene er nå i gang med boring av brønn nummer to i lisensen.
"We are pleased with this successful drill operation," says David Poole, Statoil's vice president for exploration in Algeria. 
– Vi er tilfredse med den vellykkede boreoperasjonen.
"The result gives valuable information on the resource potential in the licence." 
Resultatet gir verdifull informasjon om ressurspotensialet i lisensen, sier David Poole, Statoils letesjef i Algerie.
The drilling of the Hassi Tidjerane 2 (HTJ-2) well began on 14 November 2006. 
Boring av brønnen Hassi Tidjerane 2 (HTJ-2) startet 14. november 2006.
Nabor Drilling's Rig 284 has drilled the well to a total depth of some 3,200 metres. 
Det er selskapet Nabors Drillings borerigg Rig 284 som har boret brønnen til en total dybde på vel 3.200 meter.
Comprehensive gathering and logging of 166 metres of convential core samples have been taken. 
Det er utført et omfattende logging og innsamling av 166 meter med konvensjonelle kjerneprøver.
A production test at around 1,200 metres has also been carried out. 
I tillegg er det utført en produksjonstest på om lag 1.200 meter.
A flow rate of 7,083 cubic metres of gas (scm) per hour at a depth of 1,131-1,142 metres, and 9,012 scm of gas at 1,113-1,129 metres was achieved through a 32/64-inch choke. 
Det ble oppnådd en strømningsrate på 7.083 kubikkmeter gass per time på 1.131-1.142 meter, og 9.012 kubikkmeter gass per time på 1.113-1.129 meter gjennom en dyseåpning på 32/64 tommer.
The primary purpose of the well was to reach the reservoir rocks of Devonian age. 
Hensikten med brønnen var først og fremst å nå reservoar-bergarter av Devon-alder.
The Hassi Mouina licence was awarded in June 2004. 
Hassi Mounia-lisensen ble tildelt i juni 2004.
It comprises four blocks within an area of 23,000 square kilometres in the Gourara basin. 
Lisensen består av fire blokker innenfor et område på 23.000 kvadratkilometer i Gourara-bassenget.
Hassi Mouina is about half the size of Denmark. 
Hassi Mouina er på størrelse med halvparten av Danmarks areal.
The area lies in Algeria's western desert, north-west of the In Salah gas field, where Statoil has a 31.85% share. 
Området ligger vest i ørkenen i Algerie, nordvest for gassfeltet In Salah, hvor Statoil har en andel på 31,85 prosent.
Statoil's share in Hassi Mouina is 75%. 
Statoil har en andel på 75 prosent i Hassi Mouina.
Sonatrach is partner with 25%. 
Sonatrach er partner med 25 prosent.
Operator Statoil has completed its first onshore exploration and appraisal well in the middle of the Sahara. 
Operatøren Statoil har fullført sin første lete- og avgrensningsbrønn på land, midt i Sahara.
Operator Statoil in partnership with Sonatrach have completed and tested its first onshore exploration and appraisal well in the Hassi Mouina licence in the Sahara Desert, Algeria. 
Operatøren Statoil og partneren Sonatrach har fullført og testet sin første lete- og avgrensningsbrønn på land i Hassi Mounia-lisensen i Sahara-ørkenen i Algerie.
Work on the new device is taking place in Haugesund north of Stavanger, where Statoil’s pipeline repair system (PRS) pool is located. 
Han leder arbeidet i Haugesund, hvor poolen for Statoils Pipeline repair system (PRS) ligger.
Measuring about four metres long by two metres high, the new welding machine has been developed by Statoil and built in cooperation with external suppliers. 
Roboten eller sveisemaskinen er om lag fire meter lang og to meter høy.
"Many technological experts say that developing such technology and carrying out operations of this kind are more difficult than a moon landing," says Asbjørn Erdal. 
– Mange teknologiske eksperter sier at det å utvikle denne teknologien og gjennomføre slike operasjoner er vanskeligere enn å utføre en månelanding, sier sektorleder Asbjørn Erdal i Rørledningsdrift.
He is manager of the pipeline operation sector, which maintains 8,000 kilometres of pipeline and will probably be the biggest customer for the new robot. 
Enheten, som vedlikeholder 8.000 kilometer rør, blir trolig den største kunden.
Statoil currently has a deepwater emergency response system based on remotely operated vehicles which can seal leaks. 
Statoil har i dag en beredskap på dypere vann med dykkerløse fartøy som kan tette lekkasjer.
With the new robot, the group will also be able to weld pipes. 
Det nye verktøyet skal også kunne sveise.
One application for the device will be pipeline repairs on the Ormen Lange field in the Norwegian Sea, where water depths are 800-1,100 metres. 
Selskapet skal blant annet dekke beredskapen for Ormen Lange-feltet i Norskehavet, hvor vanndypet er mellom 800 og 1.100 meter, med den nye roboten.
The animation shows how the robot operates on the seabed, remotely operated from a surface vessel. 
Animasjonen viser hvordan roboten kan operere på havbunnen.
Launch the video and see the robot repair a pipeline. 
Reparasjonene skal fjernstyres fra båt.
A pipeline repair robot for water depths down to 1,000 metres is being developed by Statoil in a further conformation of its world leadership with technology for such transport facilities. 
Selskapet ligger i tet i verden på teknologi for rørreparasjoner.
Statoil ASA's corporate assembly has made the following statement following today's 29 March meeting: 
Statoil ASAs bedriftsforsamling gir følgende uttalelse fra møtet i dag, 29. mars:
The deliveries comprise six crosstrees and three manifold modules with associated protection frameworks and systems for control and well maintenance. 
Leveransene omfatter seks ventiltrær og tre manifoldmoduler med tilhørende beskyttelsesrammer og systemer for kontroll og brønnvedlikehold.
The underwater installations will be built at FMC’s facilities in Kongsberg in Norway and Dunfermline in Scotland. 
Undervannsinstallasjonene vil bli bygd ved FMCs anlegg i Kongsberg og Dunfermline i Skottland.
The main deliveries are planned for April 2009. 
Hovedleveransene er planlagt i april 2009.
The Hydro-operated Vega and Vega-South fields are due to start production in the fourth quarter of 2010. 
De Hydro-opererte Vega- og Vega Sør-feltene skal etter planen starte produksjonen i fjerde kvartal 2010.
The gas and condensate fields Vega and Vega South lie in 380 meters of water in the blocks 35/8 and 35/11 about 80 kilometers west of Florø in Sogn and Fjordane. 
Gass- og kondensatfeltene Vega og Vega Sør ligger på 380 meters havdyp i blokkene 35/8 og 35/11 om lag 80 kilometer vest for Florø i Sogn og Fjordane.
The finds are distributed between the licenses PL 248 Vega (Vega North and Vega Central) and PL 090C Vega South. 
Funnene fordeler seg i lisensene PL 248 Vega (Vega Nord og Vega Sentral) og PL 090C Vega Sør.
The plan for development and operation (PUD) was submitted to the authorities in December last year. 
Planen for utbygging og drift (PUD) ble levert til myndighetene i desember i fjor
Recoverable reserves are estimated to be 18 billion standard cubic meters of gas and 26 million barrels of condensate. 
Utvinnbare reserver er anslått til 18 milliarder standard kubikkmeter gass og 26 millioner fat kondensat.
At peak production, seven million cubic meters of gas and 25,000 barrels of condensate will be produced per day. 
På det høyeste vil produksjonen være på sju millioner kubikkmeter gass og 25.000 fat kondensat per døgn.
Each of the discoveries will be developed with two wells. 
Hvert av funnene er planlagt utbygd med to brønner.
The six wells are to be drilled starting from three well templates on the seabed, one at each find. 
De seks brønnene skal bores med utgangspunkt i tre brønnrammer på havbunnen, en på hvert funn.
Each template will have well slots for up to four wells. 
Hver ramme vil ha brønnslisser for inntil fire brønner.
The well stream from Vega and Vega South will be fed through a common pipeline to the Statoil-operated Gjøa field, which will also process the well stream. 
Brønnstrømmen fra Vega og Vega Sør skal føres i en felles rørledning fram til det Statoil-opererte Gjøa-feltet, som også vil prosessere brønnstrømmen.
The plan for development and operation of Gjøa was submitted to the authorities at the same time as the plan for Vega/Vega South. 
Planen for utbygging og drift av Gjøa ble levert til myndighetene samtidig med planen for Vega/Vega Sør.
A new gas pipeline from the Gjøa field is to be connected to the British FLAGS-pipeline. 
En ny gassrørledning fra Gjøa-feltet skal knyttes til den britiske FLAGS-rørledningen.
The condensate from Vega/Vega South will be exported via a new oil pipeline from Gjøa. 
Kondensatet fra Vega/Vega Sør skal eksporteres via en ny oljerørledning fra Gjøa.