natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The permanent long step-out power supply will transport the required electrical power and the control signals from shore and 120 km to the subsea compression station at Ormen Lange. 
Nødvendig elektrisk kraft og kontrollsignaler fra land vil bli transportert 120 kilometer til undervannskompresjonstasjonen på Ormen Lange-feltet.
Hydro, on behalf of the Ormen Lange partners, has selected contractors for the two subsea compression pilot programs - the subsea compression station pilot and the long step-out power supply pilot. 
Hydro har på vegne av Ormen Lange-feltets partnerskap valgt kontraktorer for to pilotkontrakter for undervanns kompressorstasjon og krafttilførsel.
It is not expected to have any significant effects on Hydro's results. 
Salget forventes ikke å ha vesentlig betydning for Hydros resultater.
Hydro Texaco AS is owned 50 per cent by Hydro, and 50 per cent by the US oil company Chevron. 
Hydro Texaco AS er eid 50 prosent av Hydro og 50 prosent av det amerikanske oljeselskapet Chevron.
The operation includes the distribution, marketing and sale of petroleum products, as well as convenience stores at the petrol stations. 
Virksomheten omfatter distribusjon, markedsføring og salg av petroleumsprodukter, samt butikkdrift ved bensinstasjonene.
Reitan Servicehandel takes over all Hydro Texaco AS employees – 176 in Norway and 170 in Denmark, including pension liabilities. 
Reitan Servicehandel overtar samtlige medarbeidere i Hydro Texaco AS, 176 i Norge og 170 i Danmark, herunder også pensjonsforpliktelsene.
Hydro has decided to sell its 50 percent shareholding in the gasoline retail chain Hydro Texaco in Norway and Denmark to the Scandinavian retail company Reitan Servicehandel for approximately NOK 1 billion. 
Hydro har besluttet å selge sin 50 prosent eierandel i bensinstasjonkjeden Hydro Texaco i Norge og Danmark til den skandinaviske handelsbedriften Reitan Servicehandel for om lag en milliard kroner.
The major contracts are now in place. 
De største og viktigste kontraktene er nå på plass.
The Sleipner B platform’s compression capacity must be increased to compensate for dropping pressure in the reservoir. 
Sleipner B-plattformen trenger økt kompresjonskapasitet fordi trykket i reservoaret synker.
Without a new compression module production from the field would have declined from 2007. 
Uten en ny kompressormodul ville utvinningen i feltet ha avtatt fra 2007.
Efforts to ensure improved recovery, however, are underway. 
Arbeidet med å sikre økt utvinning er imidlertid godt i gang.
Three important contracts that are part of the compression project have now been approved. 
Tre viktige kontrakter som inngår i kompresjonsprosjektet er nå godkjent.
Production on Sleipner West is thus likely to continue until 2023. 
Produksjonen på Sleiper Vest kan dermed trolig fortsette fram til 2023.
”The compression project is essential to the successful achievement of Statoil’s gas ambitions on the Norwegian continental shelf,” says Synnøve Garborg, project manager, Sleipner B compression. 
– Kompresjonsprosjektet er et viktig bidrag for å oppfylle Statoils gassambisjoner på norsk sokkel, sier Synnøve Garborg, prosjektleder på Sleipner B-kompresjon.
Thanks to the new compressor module production will be accelerated and enhanced in the years to come. 
Kompressormodulen vil sørge for at produksjonen framskyndes og produksjonskurven løftes de kommende årene.
Statoil expects compressor installation will boost production from Sleipner West by some 4.5 billion cubic metres of gas and 9.5 million barrels of condensate. 
Statoil forventer at installasjonen vil sørge for en økt utvinning på om lag 4,5 milliarder kubikkmeter gass og 9,5 millioner fat kondensat fra Sleipner Vest.
Commencing in May 2008 the compressor module installation will take three-four months. 
Installering av kompressormodulen starter i mai 2008 og vil ta tre-fire måneder.
Vetco Aibel will be responsible for the module installation work. 
Det er Vetco Aibel som skal installere modulen.
Worth NOK 700 million the contract covers work related to the engineering, construction, installation and testing of the 1100-tonne module. 
Kontrakten er verd 700 millioner kroner og omfatter ingeniørarbeid, konstruksjon, installasjon og testing av den 1100 tonn tunge modulen.
In addition Statoil has awarded a contract this summer at a value of some NOK 70 million to the Italian company Saipem for module transportation and lifting. 
Statoil har i sommer også tildelt det italienske selskapet Saipem en kontrakt verd om lag 70 millioner kroner for å transport og løft av modulen.
The Sleipner licensees have also approved a contract with a price tag of NOK 250 million awarded to Prosafe for flotel services. 
Rettighetshaverne i Sleipner har også godkjent en kontrakt verd 250 millioner kroner, som er tildelt Prosafe for flotelltjenester.
The Sleipner B platform is normally unmanned. 
Sleipner B-plattformen er vanligvis ubemannet.
A flotel will therefore be required in the installation period, when almost 200 people will be working on the platform. 
Dermed er det nødvendig med et flotell i anleggsperioden, da vil nærmere 200 aktører vil være i arbeid på plattformen.
Statoil and its partners are investing NOK 1.6 billion in measures to sustain production on the Sleipner West field in the North Sea. 
Statoil og partnerne investerer 1,6 milliarder kroner for å sikre fortsatt utvinning på Sleipner Vest-feltet i Nordsjøen.
The Norne production ship ranks as one of the most profitable units on the Norwegian continental shelf, and great expectations have been aroused for continued development of the area. 
Produksjonsskipet på det Statoil-opererte Norne-feltet er en av de meste lønnsomme installasjonene på norsk sokkel, og det har vært knyttet stor spenning til videre utvikling av området.
Oil was found two years ago in the Linerle and Falk structures, and a discovery in Valkyrie would have further strengthened the local resource base. 
For to år siden ble det gjort oljefunn i strukturene Linerle og Falk.
It might also have justified a separate infrastructure, so Jostein Gaasemyr, operations vice president for Norne, is very disappointed by the results of the latest well. 
Jostein Gaasemyr, produksjonsdirektør for Norne, er derfor svært skuffet.
“We’d hoped to prove substantial reserves,” he says. 
– Vi hadde håpet å påvise store reserver.
“We’ll now be going through the well data in order to take a new look at our strategy for the whole area.” 
Nå skal vi gjennomgå data for brønnen som er boret og se på strategien for hele området på ny, sier Gaasemyr.
The wildcat has now been permanently plugged and abandoned, and plans call for another exploration well on the Valkyrie structure early next year. 
Planen er å bore ytterligere én letebrønn i Valkyrie-strukturen tidlig neste år.
This formation is located just over 25 kilometres north-east of Norne in production licence 128, and 2.7 kilometres south-east of the Linerle discovery. 
Valkyrie-strukturen ligger vel 25 kilometer nordøst for Norne-feltet i produksjonslisens 128 og 2,7 kilometer sørøst for Linerle-funnet.
Drilled to a total depth of 2,248 metres, the 6608/11-5 exploration well terminated in Triassic rocks. 
Letebrønn 6608/11-5 ble boret til total dybde på 2248 meter, inn i bergarter av trias alder.
It aimed to prove hydrocarbons in Lower Jurassic and Upper Triassic sands, but only traces were discovered. 
Formålet med brønnen var å påvise hydrokarboner i sandstein av undre jura og øvre trias alder, men det ble bare påvist spor av hydrokarbonder.
A wildcat on the Valkyrie structure close to the Statoil-operated Norne field in the Norwegian Sea has been completed without yielding commercial hydrocarbons. 
Boringen av en letebrønn i Valkyrie-prospektet ved Norne i Norskehavet er avsluttet.
Statoil has an 8.71% stake in the 1,768-kilometre transport system, which runs from the Azerbaijan capital of Baku via Tbilisi, capital of Georgia. 
Statoil har en andel på 8,71 prosent i den 1768 kilometer lange ledningen, som går fra Aserbajdsjans hovedstad Baku, via Tbilisi i Georgia, til Ceyhan ved Middelhavet.
Speeches during the ceremony characterised the pipeline as the first great engineering feat of the 21st century. 
I talene ble BTC omtalt som det 21. århundrets første store ingeniørbragd.
Operated by BP, the BTC system means that oil from Azerbaijan no longer needs to be shipped from the Black Sea through the narrow Bosporus strait. 
Etter at BTC kom i drift, fraktes ikke oljen lenger gjennom det trange Bosporus-stredet i Tyrkia.
This brings the crude to world markets more quickly while also substantially reducing the risk of oil spills. 
Dermed når kaspioljen verdensmarkedet raskere, og risikoen for oljeutslipp reduseres betydelig.
“BTC is a good example of constructive and long-term cooperation between the host countries,” observes Mr Mellbye. 
– BTC er et godt eksempel på konstruktivt og langsiktig samarbeid mellom vertslandene.
The Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) oil pipeline was officially opened today, 13 July, at its terminus in the Turkish port of Ceyhan on the Mediterranean. 
Oljerørledningen Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) ble offisielt åpnet i dag, 13. juli.
With the options included, the contracts will have a total value of NOK 1.8 billion 
Inkluderes opsjonene, har kontraktene har en samlet verdi på 1,8 milliarder kroner.
The contracts cover delivery of directional drilling (MWD/LWD) and mud logging on several Statoil operated fields in the Norwegian continental shelf. 
Kontraktene omfatter retningsboring, måling under boring (MWD/LWD) og slamlogging på flere Statoil-opererte felt på norsk sokkel.
Schlumberger Norge has been awarded integrated drilling services for the following fields: Heidrun, Sleipner Volve and exploration. 
Schlumberger Norge er tildelt kontrakt for integrerte boretjenester på Heidrun-feltet i Norskehavet samt Sleipner-feltene og Volve-feltet i Nordsjøen.
In addition, the company will provide services in wildcat drilling. 
I tillegg skal selskapet utføre tjenester i forbindelse med leteboring.
The contract is worth NOK 420 million without options. 
Kontrakten er verd 420 millioner kroner uten opsjoner.
Baker Hughes will carry out integrated drilling services on the Tyrihans fields in the Norwegian Sea. 
Baker Hughes skal utføre integrerte boretjenester på Tyrihans-feltet i Norskehavet.
This contract, without options, is worth NOK 80 million. 
Denne kontrakten er verd 80 millioner kroner, uten opsjoner.
Statoil has awarded two integrated drilling service contracts to Schlumberger Norge and Baker Hughes Norge AS. 
Statoil har tildelt kontrakter for integrerte boretjenester til Schlumberger Norge AS og Baker Hughes Norge AS.
The letter of intent relates to a 2-year framework contract for reeled pipe installation services. 
Intensjonsavtalen omfatter en toårig rammekontrakt for tjenester knyttet til installering av kveilerør.
The value of the contract is estimated at NOK 1.6 billion, provided that the project commitments as per contract award are sanctioned. 
Verdien på avtalen er anslått til 1,6 milliarder kroner basert på at de prosjektene som er lagt til grunn ved avtaleinngåelsen besluttes gjennomført.
Work at a value of NOK 300 million has so far been approved on the Åsgard field in the Norwegian Sea. 
Per i dag er arbeid til en verdi av rundt 300 millioner kroner på Åsgard-feltet i Norskehavet sanksjonert.
The main vessels to be used under the contract are Apache (above) and Skandi Navica. 
Fartøyene som skal benyttes under kontrakten er hovedsaklig Apache (bildet) og Skandi Navica.
”The flowlines are fabricated onshore, welded together and spooled onto a vessel-mounted reel. 
– Kveilerør produseres på land, sveises sammen og kveiles opp på en trommel på et spesialfartøy.
This method is time and cost-effective during the installation of up to 16-inch pipelines on the seabed,” says Ove Grunde Eikeland, commercial coordinator for Technology & projects. 
Metoden er tidspesparende og kostnadseffektiv for installasjon av rørledninger opp til 16 tommer på havbunnen, kommenterer Ove Grunde Eikeland, som er kommersiell koordinator for anbudet i Teknologi og prosjekter.
The contract covers project management, engineering, fabrication and installation of reeled pipe applications for 2007 and 2008. 
Avtalen gjelder prosjektledelse, engineering, fabrikasjon og installasjon av kveilerør for 2007 og 2008.
The consortium is based on a 50/50 split between Subsea 7 and Technip Offshore Norge. 
Konsortiet er basert på en 50/50 fordeling mellom Subsea 7 og Technip Offshore Norge.
The management and engineering work will be performed both at Technip’s offices in Stabekk outside Oslo and Subsea 7’s offices in Stavanger. 
Arbeidet knyttet til planlegging og engineering skal etter planen utføres både ved Technips kontorer i Stabekk utenfor Oslo og Subsea 7s kontorer i Stavanger.
The fabrication of flowlines will take place at the spool bases in Orkanger in Mid-Norway (Technip) and at Gaupne in Mid-Norway (Subsea 7). 
Rørene skal fabrikeres på spolebasen i Orkanger i Sør-Trøndelag (Technip) og på spolebasen på Gaupne i Sogn og Fjordane (Subsea 7).
The main vessels to be used under the contract are Technip’s Apache and Subsea 7’s Skandi Navica. 
Fartøyene som skal benyttes under kontrakten er hovedsaklig Technips Apache og Subsea 7s Skandi Navica.
In addition several construction vessels will be utilised for offshore installation activities on the Åsgard field. 
I Åsgard-prosjektet skal også flere konstruksjonsfartøy delta i aktivitetene på feltet.
Statoil has signed a letter of intent with a consortium consisting of Technip Offshore Norge AS and Subsea 7 Norway NUF for reeled pipe installation services on the Norwegian continental shelf. 
Statoil har inngått intensjonsavtale med et konsortium bestående av Technip Offshore Norge AS og Subsea 7 Norway NUF om kveilerørstjenester på norsk sokkel.
The shares have been acquired at a price of NOK 187,68 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 187,68 kroner.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 1,106,336 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har Aksjespareprogrammet 1.106.336 aksjer.
On behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 14 July 2006 purchased 111,000 shares for use in the group’s share saving plan. 
På vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) har DnBNOR 14. juli 2006 kjøpt 111.000 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
This means that the purchasing companies have been approved as partners in the relevant licences and as players on the Norwegian continental shelf. 
Det betyr at kjøperselskapene er godkjente som partnere i de aktuelle lisensene og som aktører på norsk sokkel.
They have now formally taken over responsibility for their shares, and Statoil has withdrawn from the licences. 
De har nå formelt overtatt ansvaret for sine andeler, og Statoil har trukket seg ut av lisensene.
The sale covers shares in six fields. 
Salget omfattet andeler i seks felt.
Statoil has sold all of its holdings in the Tommeliten, Grane, Jotun and Freja fields in the North Sea, as well as the Njord field in the Norwegian Sea. 
I nordsjøfeltene Tommeliten, Grane, Jotun og Freja samt i Njord i Norskehavet har Statoil solgt seg helt ut.
The group has sold 12 per cent of its stake in the Snøhvit field in the Barents Sea. 
I Snøhvit-feltet i Barentshavet er 12 prosent solgt.
As operator for the field, Statoil now has a share of 22,29 per cent. 
Statoil, som er operatør for feltet, har nå en andel på 22,29 prosent.
Gaz de France has entered the Norwegian continental shelf for the first time through the Pandora project. 
Gaz de France er kommet inn på norsk sokkel for første gang gjennom Pandora-prosjektet.
The company is licensee in Snøhvit and Njord. 
Selskapet er rettighetshaver i Snøhvit og Njord.
The other transactions were with Conoco, which has bought holdings in Grane, and Phillips, which has taken over operatorship and holdings in Tommeliten. 
De øvrige transaksjonene var med Conoco, som har kjøpt andeler i Grane, og Phillips, som har overtatt operatørskap og andeler i Tommeliten.
Det norske oljeselskap (DNO) has bought shares in Jotun, and Dansk Olie og Naturgass (Dong) has taken over holdings in the Freja field. 
Det norske oljeselskap (DNO) har kjøpt andeler i Jotun, og Dansk olie og naturgass (DONG) har overtatt andeler i Freja-feltet.
In the course of the summer, the authorities approved the sale of all Statoil offshore holdings on the Norwegian continental shelf embraced by the Pandora sales project. 
Myndighetene har i løpet av sommeren godkjent alle Statoils salg av lisensandeler på norsk sokkel gjennom Pandora-prosjektet.
This could provide Hydro with an extra 200-300 beds for staff working on the project. 
Dette kan sikre Hydro en ekstra kapasitet på 200-300 sengeplasser.
Over 3000 people are due to live and work at Nyhamna in Aukra municipality during the planned peak staffing period in the development of the land-based facility for the Ormen Lange gas. 
Under den planlagte toppen i bemanningen for utbyggingen av landanlegget for Ormen Lange-gassen vil i overkant av 3.000 mennesker bo og arbeide på Nyhamna i Aukra kommune.
The Hurtigruten ship will probably dock near the land-based processing plant at Nyhamna in the beginning of September. 
Hurtigruteskipet vil trolig i begynnelsen av september legge til kai i nærheten av landanlegget på Nyhamna.
In addition to the ship, Hydro’s hotel for the Ormen Lange plant will also help to provide the required sleeping accommodation. 
I tillegg til skipene vil Hydros anleggshotell dekke behovet for sengeplasser.
This hotel has almost 3000 rooms – on a par with some of the largest hotels in the world. 
Det allerede etablerte anleggshotellet har nesten 3.000 rom – like mange som noen av verdens største hoteller.
The main reason for the increased need for beds is that the project contractors’ staffing curve has turned out to be somewhat steeper than previously envisaged, with a peak staffing level that will last for two to three months. 
Hovedårsaken til det økte behovet for sengeplasser er at oppbemanningskurven hos prosjektets kontraktører har vist seg å bli noe spissere enn tidligere planlagt, med en toppbemanning som vil vare i to-tre måneder.
In order to meet the contractors’ accommodation needs, as well as having sufficient reserve accommodation, Hydro - as Ormen Lange operator - has found that hiring a Hurtigruten ship would be expedient. 
For å kunne møte kontraktørenes behov for overnattingskapasitet og ha tilstrekkelig reservekapasitet har Ormen Lange-operatøren Hydro funnet det formålstjenlig å leie inn hurtigruteskip.
In addition, there has been less local and regional recruitment than expected. 
I tillegg har det vært en lavere lokal og regional rekruttering enn forventet.
This means that the Ormen Lange project has to hire in more manpower from far away than originally anticipated. 
Dermed får Ormen Lange-prosjektet et større behov for å hente arbeidskraft langveisfra.
Hydro is in dialogue with the company Hurtigruten Group ASA regarding the rental of a vessel used for Hurtigruten/The Norwegian Coastal Voyage, in order to ensure sufficient sleeping accommodation during the peak staffing phase for the Ormen Lange project this autumn. 
Hydro er i samtale med Hurtigruten Group ASA om leie av hurtigruteskip for å sikre nok sengekapasitet under toppbemanningen for Ormen Lange-prosjektet i høst.
This is the first use of this technology for commercial purposes. 
Aldri tidligere er denne teknologien blitt brukt i kommersielt øyemed.
Boosting the pressure in the gas flow the seabed compressor will compensate for dropping pressure in the reservoir. 
Havbunnskompressoren skal brukes for å øke trykket i gasstrømmen for å kompensere for fallende trykk i reservoaret.
Gas production from Åsgard is expected to increase by 25% when this technology is employed, i.e. approximately 30 to 40 billion cubic metres. 
Gassutvinningen fra Åsgard antas å øke med 25 prosent, det vil si anslagsvis 30 til 40 milliarder kubikkmeter, når teknologien tas i bruk.
Installation of the compressor on the seabed is scheduled for 2012/2013. 
Kompressoren skal installeres på havbunnen i 2012/2013.
Qualification of the seabed technology will take place towards 2012. 
Fram mot 2012 skal planene for teknologikvalifisering av havbunnsteknologien settes i verk.
"This means that the business potential on the subsea field Mikkel, which is tied in to Åsgard, and on the Åsgard deposit Midgard, will be better exploited. 
– Dette betyr bedre utnyttelse av forretningspotensialet på undervannsfeltet Mikkel, som er koplet opp mot Åsgard, og på Åsgard-forekomsten Midgard.
The technology should make us better prepared for more demanding projects in the future. 
Teknologien gjør oss bedre rustet til mer krevende prosjekter i framtiden.
Gas compression may be relevant both for the Troll field in the North Sea and Snøhvit in the Barents Sea,” says Knut Nordstad, senior adviser at Statoil’s research centre in Trondheim, where the technology was developed. 
Gasskompresjon kan være aktuell for både Troll-feltet i Nordsjøen og Snøhvit i Barentshavet, sier Knut Nordstad, seniorrådgiver ved Statoils forskningssenter i Trondheim, hvor teknologien er utviklet.
Seabed compression at Åsgard will give Statoil useful experience for future projects. 
Havbunnskompresjon på Åsgard vil gi Statoil nyttige erfaringer til framtidige prosjekter.
A number of tasks may be performed by the compressor on the seabed. 
Kompressoren vil kunne utføre en rekke oppgaver på havbunnen.
Seabed processing is particularly relevant in Arctic waters. 
Særlig i arktiske strøk er havbunnsprosessering aktuelt.
If Statoil becomes a partner on the Shtokman field in the Russian part of the Barents Sea, experience associated with new seabed technology will be useful. 
Dersom Statoil blir partner i Shtokman-feltet i russisk del av Barentshavet, vil erfaringer med ny havbunnsteknologi være nyttig.
Statoil and the other partners in the Åsgard licence invest slightly more than NOK 4 billion in the project. 
Statoil og de andre partnerne i Åsgard-lisensen investerer i overkant av 4 milliarder kroner i prosjektet.
The installation will be located in 250 metres of water depth some 50 kilometres from the Åsgard B platform. 
Installasjonen vil bli plassert på 250 meters dyp rundt 50 kilometer fra Åsgard B-plattformen.
In connection with seabed processing tasks such as pumping, separation, compression and filtering are performed on the seabed rather than on the platform. 
Ved havbunnsprosessering utføres oppgaver som pumping, separasjon, kompresjon og filtrering på havbunnen i stedet for på plattformen.
The technology will contribute to great cost savings and secure production until 2021. 
Teknologien vil bidra til store kostnadsbesparesler og sikre produksjon til 2021.
Statoil is operator for Åsgard, (25% interest). 
Statoil er operatør på Åsgard, med 25 prosent.
The other licensees are Petoro (35.5), Hydro (9.6), Eni (14.9), Total (7.65) and ExxonMobil (7.35). 
De øvrige rettighetshaverne er Petoro (35,5), Hydro (9,6), Eni (14,9), Total (7,65) og ExxonMobil (7,35).
Statoil plans to use seabed compression in order to produce more gas from the Åsgard field in the Norwegian Sea. 
Statoil planlegger å bruke havbunnskompresjon for å hente ut mer gass fra Åsgard-feltet i Norskehavet.
The LNG plant at Melkøya comes on stream next year. 
LNG-fabrikken på Melkøya kommer i drift neste år.
The estimated value of the contract is NOK 300 - 400 million, including options. 
Kontrakten er anslagsvis verd 300 - 400 millioner kroner, inkludert opsjoner.
The ISO contract for the onshore Snøhvit gas plant at Melkøya near Hammerfest runs until 31 December 2010, with three options for two-year extensions. 
ISO-kontrakten for landanlegget for Snøhvit-gassen på Melkøya ved Hammerfest løper til 31.12.2010, med mulighet for tre ganger to års forlengelse.
”In the selection process Statoil emphasised, among other things, the fact that the contractor will set up business in Hammerfest,” Mr Skeie says. 
– Ved valg av leverandør har Statoil blant annet lagt vekt på at kontraktøren etablerer seg i Hammerfest, sier Skeie.