natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Challenging project The development of Dalia, which has been completed on time, illustrates the abilities of the development teams to tackle even the most challenging projects and environments successfully. 
Utfordrende prosjekt Utbyggingen av Dalia ble ferdigstilt til planlagt tid og dokumenterer utbyggernes evne til å takle utfordrende prosjekter og omgivelser.
Moreover, Dalia has helped strengthen the Angolan specialized oil industry, creating jobs and transferring technology through the establishment of modern factories in Luanda, Lobito and Dande for the manufacture of the sophisticated industrial equipment used in the project. 
Dalia har dessuten bidratt til å styrke den angolanske oljeindustrien, skape arbeidsplasser og overføre teknologi – gjennom bygging av moderne fabrikker i Luanda, Lobito og Dande for produksjon av avansert utstyr til prosjektet.
The Dalia field is developed with 71 wells – 37 producers, 31 wells for water injection and three for gas injection, tied into 9 manifolds. 
Feltet er bygd ut med 71 brønner – 37 produserende brønner, 31 brønner for vanninjeksjon og tre for gassinjeksjon, som er knyttet til ni manifolder.
Block 17 Deep offshore Block 17 is composed of four major zones: 
Blokk 17 Dypvannsfeltet Blokk 17 består av fire hovedsoner:
Girassol, which is in production 
Girassol, som er i produksjon
Dalia, which is now also in production 
Dalia, som nå også har startet produksjon
Pazflor, where development studies are underway 
Pazflor, der utredninger av utbygging er underveis
CLOV, a fourth major production zone based on Cravo, Lirio, Orquidea and Violeta currently being studied 
CLOV, en fjerde stor produksjonssone, som består av Cravo, Lirio, Orquidea og Violeta, og som er under vurdering
On the Girassol structure, production from the Girassol field and the Jasmim field, a satellite to Girassol that came on stream in November 2003, averaged more than 250,000 barrels per day of oil in 2006. 
Produksjonen fra Girassol-strukturen var i gjennomsnitt på mer enn 250.000 fat olje per dag i 2006.
It is expected to maintain the production of the FPSO at its plateau of 250,000 barrels per day over a number of years. 
Det ventes at produksjonen på FPSO-skipet vil holde seg på platånivå, som er på 250.000 fat per dag, i mange år framover.
The Angolan state oil company Sonangol is block 17 concessionaire. 
Det statlige angolanske oljeselskapet Sonangol er konsesjonær for blokk 17.
Partners in block 17: 
Partnerne på blokk 17
Total E&P Angola (operator) 
Total E&P Angola (operatør)
40.00 percent 
40,00 prosent
Esso Exploration & Production Angola (Overseas) limited 
Esso Exploration & Production Angola (Overseas) limited
20.00 percent 
20,00 prosent
BP Exploration (Angola) Ltd. 
BP Exploration (Angola) Ltd.
16.67 percent 
16,67 prosent
Statoil Angola Block 17 AS 
Statoil Angola Block 17 AS
13.33 percent 
13,33 prosent
10.00 percent 
10,00 prosent
The first production from Angola's deepwater Dalia field in Block 17 has started. 
Produksjonen har startet på dypvannsfeltet Dalia i Blokk 17 utenfor Angola.
Electricity for the field installations will be largely supplied from land-based generating capacity. 
Feltet skal i hovedsak drives med kraft fra land.
Gjøa will be developed using technical solutions with which Statoil has gained good experience during its Kristin development in the Norwegian Sea. 
Feltet skal bygges ut med tekniske løsninger som Statoil har gode erfaringer med fra utbyggingen av blant annet Kristin-feltet i Norskehavet.
This helps to make the development as secure as possible, in relation both to safety and to the environment. 
Dette bidrar til å gjøre utbyggingen så robust som mulig, både i forhold til sikkerhet og miljø.
He notes that the discovery has been matured quickly and that the licensees have worked creatively to achieve profitability in what was initially a marginal project. 
Han minner om at feltet er modnet fram på kort tid og at lisensen har arbeidet kreativt for å få lønnsomhet i et i utgangspunktet marginalt prosjekt.
Examples of such innovative thinking include the use of existing infrastructure such as Troll Oil Pipeline II and the Flags system. 
Eksempler på dette er at man tar i bruk eksisterende infrastruktur som Troll oljerør II og FLAGS.
The PDO also calls for the Hydro-operated condensate and gas fields Vega and Vega South – to be tied back to the Gjøa platform. 
Utbyggingsplanen innebærer også at de Hydro-opererte kondensat- og gassfeltene Vega og Vega Sør knyttes opp til Gjøa-plattformen.
“Statoil's ambition is to produce a million barrels of oil equivalent per day from the NCS up to 2015,” says Mr Overvik. 
– Statoils ambisjon er å produsere én million fat oljeekvivalenter fra norsk sokkel fram til 2015.
“Gjøa will also make an important contribution in this context. 
Gjøa-produksjonen blir et viktig bidrag også i denne sammenhengen.
In addition, the development will support further exploration and development in the area.” 
Utbyggingen vil også støtte opp under videre leting og utvikling i dette området, påpeker Overvik.
Located in blocks 35/9 and 36/7, Gjøa was discovered in 1989 and lies about 70 kilometres north of Troll and 45 kilometres off the west Norwegian coast. 
Gjøa ble påvist i 1989 og ligger i blokkene 35/9 og 36/7, om lag 70 kilometer nord for Troll-feltet og 45 kilometer utenfor kysten av Sogn og Fjordane.
Its reserves are put at roughly 40 billion standard cubic metres of gas and about 83 million barrels of oil and condensate. 
Reservene i Gjøa er beregnet til rundt 40 milliarder standard kubikkmeter gass og om lag 83 millioner fat olje og kondensat.
While Statoil is development operator for Gjøa, Gaz de France Norge will take over the operatorship once the field comes on stream. 
Statoil er utbyggingsoperatør for Gjøa, mens Gaz de France Norge overtar som driftsoperatør når feltet settes i produksjon.
The partners in the licence are Gaz de France Norge with 30%, Petoro 30%, Statoil 20%, Shell 12% and RWE Dea 8%. 
Rettighetshaverne i lisensen er Gaz de France Norge (30 prosent), Petoro (30), Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea (8).
Development is conditional on approval of the plans by the Norwegian authorities. 
Utbyggingen forutsetter at planene godkjennes av norske myndigheter.
Proposals for developing the Gjøa field in the North Sea have been submitted by development operator Statoil to the Ministry of Petroleum and Energy in Oslo today, 15 December. 
Utbyggingsoperatøren Statoil har i dag, 15. desember, levert planene for utbygging, anlegg og drift (PUD/PAD) for Gjøa-feltet i Nordsjøen til Olje- og energidepartementet.
The station, the world’s biggest integrated hydrogen station, is situated right next to the international congress center and is one of the busiest in Berlin. 
Stasjonen, som er verdens største integrerte hydrogenstasjon, ligger like ved det internasjonale kongressenteret og er en av de travleste i Berlin.
Here there is a choice of pressurized hydrogen gas and liquid hydrogen, gasoline and diesel. 
Her tilbys både trykksatt hydrogengass og flytende hydrogen, bensin og diesel.
Seventeen hydrogen vehicles are associated with the station, at which Hydro produces pressurized hydrogen by the electrolysis of water. 
17 hydrogenbiler er tilknyttet stasjonen, der Hydro produserer trykksatt hydrogen direkte på stasjonen fra strøm og vann.
Some of the vehicles associated with the project have combustion engines, while others are driven by fuel cells. 
Noen av bilene som er tilknyttet prosjektet, har forbrenningsmotorer, og noen har brenselcellemotorer.
"The aim of the project is to demonstrate that hydrogen is a safe, environmentally friendly fuel that is well suited for everyday transport needs," says Hydro’s Ulf Hafseld, responsible for business development in the hydrogen area. 
– Hensikten med prosjektet er å vise at hydrogen er et sikkert, miljøvennlig og velegnet drivstoff for transport i det daglige liv, sier Ulf Hafseld, ansvarlig i Hydro for forretningsutvikling på hydrogenområdet.
Hydrogen contains no environmentally harmful substances and water is the only emission from hydrogen fuel. 
Hydrogen inneholder ingen miljøfarlige stoffer, og de eneste utslippene fra bruk av hydrogendrivstoff er vann.
The electrolysis process splits water into oxygen and hydrogen. 
Ved elektrolyse splittes vann i oksygen og hydrogen.
The electricity consumed in this process is derived from renewable energy sources, which the project has secured through the purchase of green certificates. 
Strømmen som brukes i denne prosessen, kommer fra fornybare energikilder, noe prosjektet har sikret seg ved å kjøpe grønne sertifikater.
Many projects 
Mange hydrogenprosjekter
Hydro is participating in a number of hydrogen projects in Europe, and is also actively involved in developing a hydrogen highway from Oslo to Stavanger - HyNor. 
Hydro deltar i en rekke hydrogenprosjekter i Europa og er også aktivt med i utviklingen av en hydrogenvei fra Oslo til Stavanger – HyNor.
The aim of the road is to enable hydrogen fueled vehicles to drive – sometime in 2009 – between Stavanger and Oslo, with the focus on local activities in Oslo and Stavanger, as well as the junctions Drammen, Porsgrunn and Lyngdal. 
Målet med hydrogenveien er at det i løpet av 2009 skal være mulig å kjøre hydrogendrevne biler mellom Stavanger og Oslo, med fokus på knutepunkter med lokal aktivitet i Stavanger, Lyngdal, Porsgrunn, Drammen og Oslo.
The transport minister opened the first station in Stavanger in August. 
Statsråd Liv Signe Navarsete åpnet den første HyNor-stasjonen i Stavanger i august.
In the same way as the Norwegian authorities provided important support for the Oslo-Stavanger hydrogen highway, the German authorities have also made a considerable contribution to the realization of the Berlin hydrogen project. 
På samme måte som norske myndigheter har gitt viktig støtte til hydrogenveien mellom Oslo og Stavanger, har også tyske myndigheter bidratt vesentlig til realiseringen av hydrogenprosjektet i Berlin.
Germany is also in the vanguard when it comes to biodiesel, and there are currently some 1900 biodiesel sales locations in Germany. 
Tyskland ligger også langt fremme innenfor biodiesel, og i dag er det om lag 1.900 utsalgssteder for biodiesel i Tyskland.
This greatly interested Minister Navarsete and she showed great interest in Hydro’s collaboration with Norske Skog to look into the possibility of producing second generation biodiesel from wood. 
Dette var noe som interesserte statsråd Navarsete, som viste stor interesse for Hydros samarbeid med Norske Skog for å se på mulighetene for å produsere annen generasjons biodiesel fra trevirke.
"Germany has made great progress when it comes to using environmentally friendly fuels such as hydrogen and biodiesel. 
– Tyskland har kommet langt når det gjelder å ta i bruk miljøvennlig drivstoff som hydrogen og biodiesel.
Experience gained here can be good to have as we work to increase the use of hydrogen and biodiesel in Norway," said Navarsete. 
Erfaringene herfra kan være gode å ta med seg i arbeidet for å øke bruken av hydrogen og biodiesel i Norge, sa Navarsete.
"It is inspiring to see how Norway can play a leading role in developing environmentally friendly transport solutions for the future," said Minister of Transport Liv Signe Navarsete when she visited the Aral fuel station on Berlin's Messedamm on Thursday. 
- Det er inspirerende å se hvordan Norge kan spille en ledende rolle innenfor utviklingen av framtidens miljøvennlige transportløsninger, sa samferdselsminister Liv Signe Navarsete, da hun torsdag besøkte Aral-stasjonen på Messedamm i Berlin.
On Friday, operator Hydro and its partners submitted the Plan for development and operation (PDO) of the Vega and Vega South fields to the Norwegian Ministry of Oil & Energy. 
Fredag leverte Hydro som operatør inn planen for utbygging og drift (PUD) for feltene Vega og Vega Sør til Olje- og energidepartementet.
"This plan is an important part of our effort to further develop Hydro's activities in this part of the North Sea, where the company already has production from the Troll, Fram and Fram East fields," says Hydro director Lars Christian Alsvik. 
Planen utgjør en viktig videreutvikling av Hydros aktivitet i dette området av Nordsjøen, der selskapet allerede produserer fra feltene Troll, Fram og Fram Øst, sier direktør Lars Christian Alsvik i Hydro.
The Vega plan calls a subsea development some 80 kilometers west of Florø in Sogn og Fjordane, in blocks 35/8 and 35/11 in the North Sea. 
Vega skal etter planen bygges ut på havbunnen 80 kilometer vest for Florø i Sogn og Fjordane, i blokkene 35/8 og 35/11 i Nordsjøen.
The water depth on the field is about 380 meters. 
Havdypet i området er på omkring 380 meter.
The development includes three well templates on the seabed. 
Utbyggingen omfatter tre brønnrammer på havbunnen.
Two of the subsea well templates will be tied into the Vega North and Vega Central structures, part of license PL 248 (Vega). 
I lisens PL 248 (Vega) skal to brønnrammer knyttes til strukturene Vega Nord og Vega Sentral.
The last template will process the wellstream from Vega South (PL 090C). 
Den siste brønnrammen skal håndtere brønnstrømmen fra Vega Sør (PL 090C).
The development entails investments valued at some NOK 6 billion in subsea facilities, pipelines and production wells. 
Utbyggingen innebærer investeringer til en verdi av 6 milliarder kroner i undervannsanlegg, rørledninger og produksjonsbrønner.
In addition, the Vega partners have contributed NOK 1.9 billion to the Gjøa project. 
I tillegg skal Vega-partnerne bidra med et kontantbidrag på 1,9 milliarder kroner til Gjøa-prosjektet.
The amount is an advance for costs associated with the fact the Vega wellstream will be processed on the Gjøa platform. 
Beløpet er en forskuddsbetaling av kostnader i forbindelse med at brønnstrømmen fra Vega skal behandles i prosessanlegget på Gjøa-plattformen.
Mutual benefit The Vega gas and condensate field was proven through the Camilla (1980), Belinda (1982) and Fram B (1987) finds. 
Gjensidige fordeler Gass- og kondensatfeltet Vega ble påvist gjennom funnene Camilla (1980), Belinda (1982) og Fram B (1987).
The fields were long considered commercially unfeasible. 
Feltene ble lenge vurdert som ikke kommersielt drivverdige.
Hydro took over as operator in 1999 and has placed a lot of emphasis on developing a profitable solution for the shareholders on the two licenses. 
Hydro overtok som operatør i 1999 og har satset mye på å finne fram til en utbyggingsløsning som er lønnsom for rettighetshaverne i de to lisensene.
"One of the reasons we have found a commercially feasible development solution for this project is partly because gas prices are high and technology has developed to the point that it is feasible to transport the gas, condensate and water on marginal fields over long distances to a process facility," says Lars Christian Alsvik, head of Hydro's Development Norway business sector. 
– Når vi nå har funnet fram til en lønnsom utbyggingsplan for dette prosjektet, er det delvis fordi gassprisen er høy og delvis fordi den tekniske utviklingen gjør at det nå er gjennomførbart også for mindre forekomster å føre brønnstrømmen av gass, kondensat og vann over lengre avstander fram til et prosessanlegg, sier Lars Christian Alsvik, leder for sektoren Utvikling Norge i Hydro.
"Several development solutions have been evaluated during our work with the plan, but the partners ended up with a solution where gas and condensate from Vega is sent through a pipeline to the Gjøa field with a combined length of 51 kilometers. 
– I arbeidet med planen har flere utbyggingsløsninger blitt vurdert, men partnerne endte opp med en løsning hvor gass og kondensat fra Vega sendes gjennom en rørledning med en samlet lengde på 51 kilometer til Gjøa-feltet.
The coordinated development of the Vega fields and Gjøa field provides mutual benefit for the partnerships on the two fields," Alsvik says. 
Den koordinerte utbyggingen av Vega-feltene og Gjøa-feltet gir gode samordningsgevinster for partnerskapene i de to feltene, sier Alsvik.
The PDO for the Gjøa field was delivered at the same time as the Vega plan. 
Planen for utbygging og drift av Gjøa-feltet ble levert samtidig med Vega-planen.
Hydro is already producing oil and gas from the Fram and Fram East fields in this part of the North Sea. 
Hydro produserer allerede olje og gass fra feltene Fram og Frem Øst i det samme området.
In addition, the company has proven hydrocarbons in the Aurora and Astero finds. 
I tillegg har selskapet påvist hydrokarboner i funnene Aurora og Astero-funnet.
Recently, a new Astero well was drilled, and different development solutions for the find are now being evaluated. 
Det er nylig boret en ny brønn i Astero og ulike utbyggingsløsninger vurderes for funnet.
Hydro has also proven gas in the Peon find, north of Vega. 
Hydro har også påvist gass i Peon nord for Vega.
"We have several interesting and demanding tasks ahead of us in this area. 
– Vi har flere interessante og krevende oppgaver foran oss i dette området.
In addition to the finds we have already made, Hydro plans to drill an exploration well in the H-North prospect in 2007," says Alsvik. 
I tillegg til de funn vi har gjort, planlegger vi å bore en undersøkelsesbrønn i prospektet H-Nord i 2007, sier Lars Christian Alsvik.
The development plan for Vega also includes an eventual extension with a tie in to the Aurora field (PL195). 
Utbyggingsplanen for Vega omfatter også en eventuell utvidelse med tilknytning av Aurora-feltet (PL195).
Start up in 2010 Production on Vega is planned to start on October 2010. 
Oppstart i 2010 Produksjonen fra Vega starter etter planen i oktober 2010.
The total recoverable resources on the field are about 18 billion standard cubic meters gas and 26 million barrels of condensate. 
De totale utvinnbare reservene på feltene er på omkring 18 milliarder standard kubikkmeter gass og 26 millioner fat kondensat.
At its highest peak, production will reach some 7 million cubic meters of gas and 25,000 barrels condensate per day. 
Produksjonen vil på det høyeste være på omkring 7 millioner kubikkmeter gass og 25.000 fat kondensat per døgn.
Two production wells will be drilled at each of the three well templates. 
Fra hver av de tre brønnrammene på havbunnen skal det bores to produksjonsbrønner.
Each well template will have space for two additional wells, if there is need later for additional production wells or the phasing in of nearby resources. 
Hver brønnramme vil ha plass til ytterligere to brønner, hvis det senere blir behov for flere produksjonsbrønner eller innfasing av ressurser i nærheten.
The condensate will be transported to the Mongstad refinery through a new oil pipeline from Gjøa that will be tied into the Troll Oil Pipeline II. 
Kondensatet vil bli transportert til Mongstad-raffineriet gjennom en ny oljerørledning fra Gjøa som skal kobles til rørledningen Troll Oljerør II.
License holders on the Vega fields: 
Rettighetshavere på Vega-feltene:
PL 248 
PL 248
PL 090 C 
PL 090 C
Vega 
Vega
Vega South 
Vega Sør
Idemitsu Petroleum Norge 
Idemitsu Petroleum Norge
Gaz de France Norge 
Gaz de France Norge
UNDER THE SEA: The Vega North, Vega Central and Vega South fields will be tied into the Gjøa gas installation. 
UNDER HAVOVERFLATEN: Feltene Vega Nord, Vega Sentral og Vega Sør skal knyttes opp mot olje- og gassinstallasjonen Gjøa.
The new company will have a combined production of 1.9 million barrels per day in 2007 and proven oil and gas reserves of 6.3 billion barrels of oil equivalents. 
Det nye selskapet antas å få en samlet produksjon på 1,9 millioner fat per dag i 2007 og påviste olje- og gassreserver på 6,3 milliarder fat oljeekvivalenter.
Hydro will continue as a leading, focused global aluminium company. 
Hydro vil fortsette som et ledende, fokusert og globalt aluminiumselskap.
“Both Hydro and Statoil have developed competence and technologies acknowledged to be among the best in the global energy industry. 
”Både Hydro og Statoil har utviklet kompetanse og teknologi som er anerkjent som noe av det beste i den globale energibransjen.
By combining forces, the new company will be a highly competent and financially strong Norwegian-based energy champion, well positioned to ensure continued domestic excellence and pursue international business opportunities for long-term growth,” said Jan Reinås and Jannik Lindbæk, Chairmen of the Board of Directors of Hydro and Statoil, respectively, in a joint statement. 
Ved å forene de to enhetenes krefter, vil det fusjonerte selskapet bli en svært kompetent og økonomisk sterk norskbasert aktør, posisjonert for å sikre fortsatt gode resultater innenlands og forfølge internasjonale muligheter til langsiktig vekst”, sier Jan Reinås og Jannik Lindbæk, styreledere i henholdsvis Hydro og Statoil.
“The industry faces an increasingly challenging international landscape. 
”Bransjen står overfor et stadig mer utfordrende internasjonalt landskap.
To merge now makes perfect sense.” 
Tidspunktet for å fusjonere er riktig.”
Hydro’s shareholders will hold 32.7 percent and Statoil’s shareholders will hold 67.3 percent of the new company. 
Hydros aksjonærer vil eie 32,7 prosent og Statoils aksjonærer vil eie 67,3 prosent av det nye selskapet.
Hydro’s shareholders will receive 0.8622 shares in the new company for each Hydro share and continue as owners of Hydro. 
Hydros aksjonærer vil få 0,8622 aksjer i det nye selskapet for hver Hydro-aksje og fortsette som eiere av Hydro.
The Norwegian State will hold approximately 62,5 percent in the merged entity. 
Staten vil eie om lag 62,5 prosent i det fusjonerte selskapet.
The proposed merger is subject to approval by the general meetings of the two companies as well as by regulatory authorities. 
Forslaget om fusjon må godkjennes av generalforsamlingene i de to selskapene, og få de nødvendige myndighetsgodkjennelser.
The general meetings are expected to be held during second quarter 2007. 
Generalforsamlingene forventes avholdt i løpet av andre kvartal 2007.
Final closing is expected to be in the third quarter 2007. 
Fusjonen forventes gjennomført i tredje kvartal 2007.
In the meantime, Hydro and Statoil will be managed as separate companies. 
I mellomtiden vil Hydro og Statoil drives som uavhengige selskaper.
A new name for the merged company will be selected as part of the integration process. 
Det nye selskapet vil få et nytt navn som vil bli besluttet i løpet av integrasjonsprosessen.
The boards propose that Eivind Reiten will become Chairman of the Board of the new company while Helge Lund is proposed as President and Chief Executive Officer. 
Styrene foreslår at Eivind Reiten blir styreleder i det nye selskapet, mens Helge Lund foreslås som konsernsjef.
Eldar Sætre (Chief Financial Officer), Tore Torvund (Exploration and Production Norway), Peter Mellbye (International Exploration and Production), Morten Ruud (Projects), Margareth Øvrum (Technology and New Energy), Rune Bjørnson (Natural Gas), Jon Arnt Jacobsen (Manufacturing and Marketing) and Hilde Merete Aasheim (Head of Group functions). 
Medlemmer av den nye konsernledelsen blir Eldar Sætre (Økonomi og finans), Tore Torvund (Undersøkelse og produksjon Norge), Peter Mellbye (Internasjonal undersøkelse og produksjon), Morten Ruud (Prosjekter), Margareth Øvrum (Teknologi og ny energi), Rune Bjørnson (Naturgass), Jon Arnt Jacobsen (Foredling og Markedsføring) og Hilde Merete Aasheim (leder av stabsfunksjoner og konserntjenester).
“The merger ensures long-term value creation for shareholders, continued development of competence and innovation and a further strengthening of Norway’s role as a globally leading energy supplier,” said Eivind Reiten, who remains President and Chief Executive Officer of Hydro, a focused global aluminium company well positioned for long-term growth. 
”Fusjonen sikrer langsiktig verdiskaping for aksjonærene, fortsatt kompetanseutvikling og innovasjon, og en videre styrking av Norges rolle som ledende leverandør av energi på verdensmarkedet”, sier Eivind Reiten, som fortsetter som konsernsjef i Hydro, et fokusert globalt aluminiumselskap som er godt posisjonert for langsiktig vekst.
“This is a historic milestone. 
”Dette er en historisk milepæl.