natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“A new processing plant in parallel with the one now under construction could be operational in 2011-12 at the earliest,” says Håkon Larsen, head of licence administration in the Exploration & Production Norway business area. 
– Et nytt prosessanlegg i parallell til det som bygges nå kan tidligst settes i drift i perioden 2011-2012, sier Håkon Larsen, leder for lisensadministrasjon i forretningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge.
He hopes that new resources can be found near Snøhvit, in the North Cape Basin, or in new areas of the Barents Sea recently put on offer in Norway’s 19th licensing round. 
Han håper at nye ressurser kan hentes fra nærområdet til Snøhvit, fra Nordkapp-bassenget, eller fra nye leteområder i Barentshavet som nylig ble utlyst i 19. konsesjonsrunde.
Studies have been launched by the Snøhvit partners to assess a doubling of capacity for processing and liquefying natural gas at the Hammerfest LNG plant. 
Snøhvit-partnerne har satt i gang studier for å vurdere en dobling av kapasiteten for prosessering og nedkjøling til flytende naturgass (LNG) på Melkøya i Finnmark.
The contract is for five years with options, and is worth NOK 65 million. 
Avtalens varighet er fem år med påfølgende opsjoner, og omfanget er beregnet til omkring 65 millioner kroner.
Vestbase has been Hydro's partner in base and logistics services in Kristiansund for four years, serving the company's exploration and production drilling and supplying operations of the Njord platform. 
Vestbase har de siste fire årene vært Hydros samarbeidspartner på base- og logistikktjenester i Kristiansund, både i forbindelse med selskapets leteboringsprogram, produksjonsboring og for forsyninger til den løpende drift av Njord-plattformen.
In addition to logistics services, Vestbase will be responsible for spare parts, hiring out personnel and support functions in logistics and supply. 
Vestbase vil i tillegg til logistikktjenester ha ansvar for reservedelslager, personellutleie og andre støttefunksjoner innenfor logistikk og forsyning.
"The cooperation with Vestbase over the last four years has shown that the company operates an effective supply service with good results in health, safety and environment. 
– Samarbeidet med Vestbase gjennom de siste fire årene har vist oss at selskapet driver en effektiv forsyningstjeneste med gode resultater innen helse, miljø og sikkerhet.
We look forward to a continued good relationship in the efforts to develop Hydro's activities off mid-Norway," says Erik Abrahamsen, local manager for Kristiansund. 
Vi ser frem til et fortsatt godt samarbeid i arbeidet for å utvikle Hydros virksomhet utenfor Midt-Norge, sier Hydros plassjef i Kristiansund, Erik Abrahamsen.
"Hydro is to undertake several large projects in the coming years, both on the Njord field and the Norwegian Sea. 
– Hydro står foran flere store oppgaver de nærmeste årene, både på Njord-feltet og i Norskehavet.
We're working on a production drilling campaign that will continue for one year. 
Vi arbeider med en produksjonsborekampanje som vil pågå vel et år framover.
The Njord platform is being refitted now for gas exports to start in 2007, while we also are working on plans for further development of the area around the field." 
Njord-plattformen bygges nå om for gasseksport fra 2007, samtidig arbeides det med planer for videre utvikling av området rundt feltet, sier Abrahamsen.
Hydro is extending an agreement with Vestbase AS in Kristiansund for the delivery of base and logistics services for Hydro's activities in the Norwegian Sea. 
Hydro forlenger avtalen med Vestbase AS i Kristiansund om levering av base- og logistikktjenester for Hydros aktiviteter i Norskehavet.
“This is an important first step in establishing a strategic partnership between us and KazMunayGas in the Caspian,” says Per Einar Rettedal, Statoil’s country manager for Kazakhstan. 
– Dette er et viktig steg for å etablere et strategisk samarbeid mellom Statoil og KazMunayGas i Kaspihavet.
A revised request for a renewed emission permit covering Mongstad, including the new power station, will also be sent to the Norwegian Pollution Control Authority (SFT). 
Det sendes også en revidert søknad til Statens forurensningstilsyn (SFT) om fornyet utslippstillatelse for Mongstad inklusive kraftvarmeverket.
“It’s a year now since we launched plans for a facility at Mongstad to supply heat to the refinery and electricity to the Troll field in the North Sea,” says Einar Strømsvåg, senior vice president for Statoil’s manufacturing business cluster. 
– Det er nå ett år siden vi lanserte planene om å bygge et kraftvarmeverk på Mongstad som skal forsyne oljeraffineriet med varme og Troll-feltet med elektrisitet.
The heat and power station will be fuelled by Troll gas piped from the Kollsnes processing plant further south and by surplus gas from the refinery. 
Kraftvarmeverket skal drives av gass fra Troll-feltet levert i rør fra Kollsnes samt overskuddsgass fra raffineriet.
Mr Strømsvåg emphasises that the economics of the scheme are demanding, and that Statoil must accordingly develop a robust project. 
Strømsvåg presiserer at økonomien i prosjektet er krevende.
Statoil will be in charge of conversion work at the refinery and of laying the gas pipeline from Kollsnes to Mongstad. 
Statoil skal ha ansvaret for ombyggingen av raffineriet og legging av gassrørledningen fra Kollsnes til Mongstad.
The facility could be completed around the end of 2008. 
Kraftvarmeanlegget vil kunne bli ferdigstilt rundt årsskiftet 2008-2009.
The provisional investment estimate for the project is roughly NOK 4 billion. 
Foreløpig investeringsanslag for prosjektet er om lag fire milliarder kroner.
An application to build a combined heat and power station at the Mongstad refinery near Bergen is being submitted by Statoil to the Norwegian Water Resources and Energy Directorate (NVE) on 1 July. 
Statoil sender fredag 1. juli en konsesjonssøknad for et kraftvarmeverk på Mongstad-raffineriet i Hordaland til Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE).
After the sale, IPIC will own 65 per cent of the group and OMV 35 per cent respectively. 
Borealis vil etter salget eies med 65 prosent av IPIC og 35 prosent av OMV.
IPIC is Abu Dhabi’s internationally active, strategic investment company, while OMV is a listed Austrian oil and gas company owned 17.6 per cent by IPIC and 31.5 per cent by the Austrian state. 
IPIC er Abu Dhabis investeringsselskap for internasjonale investeringer i olje- og gassektoren, mens OMV er et østerriksk børsnotert olje- og gasselskap, der IPIC eier 17,6 prosent og den østerrikske stat 31,5 prosent.
The sale price of EUR 920 million plus EUR 80 million in a guaranteed dividend for 2005 – a total of EUR 1 billion – will be paid on closing. 
Salgssummen på 920 millioner EUR med tillegg av 80 millioner EUR i garantert utbytte for 2005, til sammen 1 milliard EUR (7,95 milliarder NOK), vil bli betalt ved closing.
This gives Statoil an expected book gain of approximately NOK 1.7 billion. 
Dette gir Statoil en bokføringsmessig gevinst på cirka 1,7 milliarder NOK.
“We are selling our interests in petrochemicals because this no longer forms part of our core business,” explains Statoil chief executive Helge Lund. 
– Statoil selger sin andel i Borealis fordi det ikke lenger er en del av konsernets kjernevirksomhet.
“We have drawn up an ambitious industrial plan to continue developing Statoil as a competitive oil and gas company on the Norwegian continental shelf (NCS) and internationally. 
Vi har lagt en offensiv, industriell plan for videreutvikling av Statoil som et konkurransekraftig olje- og gasselskap på norsk sokkel og internasjonalt.
This will demand the full attention of the organisation and management. 
Dette vil kreve organisasjonens og ledelsens fulle oppmerksomhet, sier konsernsjef Helge Lund.
“The sale to IPIC and OMV is an excellent industrial outcome for Borealis. 
– Salget til IPIC og OMV innebærer i tillegg en god industriell løsning for Borealis.
As a responsible owner, Statoil has participated in developing Borealis industrially and financially to reach the strong position it enjoys today. 
Statoil har, som ansvarlig eier, vært med på å utvikle Borealis industrielt og finansielt frem til den sterke posisjonen selskapet har i dag.
“Given the significant investment requirements faced by Borealis, not least in Abu Dhabi, we believe that it will be best served by owners which have petrochemicals as a core business and can thereby take a long-term view of the group.” 
Med de store investeringsbehov Borealis står overfor, blant annet i Abu Dhabi, mener vi selskapet er best tjent med et eierskap som har petrokjemi som kjernevirksomhet og dermed et mer langsiktig perspektiv på virksomheten, understreker Lund.
Statoil has been a co-owner of Borealis since 1994 when the latter was created through the combination of the petrochemical operations belonging to Statoil and Finland’s Neste. 
Statoil har vært medeier siden Borealis ble etablert på basis av Statoils og finske Nestes petrokjemivirksomheter i 1994.
Neste sold its holding in 1998 to IPIC and OMV. 
I 1998 solgte Neste sin eierandel til IPIC og OMV.
Throughout its ownership in Borealis, Statoil has been committed to strengthening Borealis and positioning it to meet future competition, not least in the form of long-term feedstock agreements and investments in existing plants. 
Statoil har lagt vekt på å styrke selskapet og posisjonere det til å møte framtidig konkurranse blant annet i form av langsiktige råstoffavtaler og investeringer i eksisterende anlegg.
Almost NOK 1 billion has been invested in Borealis facilities in Norway over the past couple of years alone. 
Bare i løpet av de par siste årene er det investert nær én milliard kroner i Borealis-anlegg i Norge.
Borealis will remain an important partner for Statoil as its biggest customer for natural gas liquids (NGL). 
Borealis forblir en viktig partner for Statoil framover gjennom at selskapet er Statoils største våtgasskunde.
Long-term contracts to deliver feedstock from the NCS to the petrochemical plants at Bamble south of Oslo were recently concluded and renewed. 
Nylig ble langsiktige avtaler mellom Statoil og Borealis om å levere råstoff fra norsk sokkel til petrokjemianleggene i Bamble i Telemark inngått og fornyet.
These include a 10-year agreement on delivering liquefied petroleum gases (LPG) from Statoil’s Snøhvit development in the Barents Sea. 
Det inkluderer blant annet en 10-årig avtale om å levere flytende petroleumsgasser (LPG) fra Snøhvit-feltet i Barentshavet til Borealis’ norske anlegg.
“IPIC and OMV are well placed to continue developing the group as a global petrochemical player and to maintain its position as a leading European producer in this sector,” says Mr Lund. 
– IPIC og OMV er godt posisjonert til å videreutvikle Borealis som en global petrokjemisk aktør og til å opprettholde selskapets posisjon som en ledende petrokjemiprodusent i Europa, sier Lund.
Borealis ranks today as one of the biggest petrochemical groups in Europe, primarily producing olefins and polyolefins as feedstock for plastic products. 
Borealis er i dag ett av Europas største petrokjemiselskap med hovedproduksjon av olefiner og polyolefiner som er råstoff til plastprodukter.
Headquartered in Denmark, the group has some 4,500 employees, an annual polyolefin capacity of about 3.5 million tonnes, and production facilities in 10 countries. 
Selskapet har om lag 4500 ansatte (hvorav cirka 500 ansatte i Norge), produksjonskapasitet på cirka 3,5 millioner tonn/år polyolefiner, produksjonsanlegg i 10 land og hovedkontor i Danmark.
Total turnover in 2004 was roughly EUR 4.6 billion. 
Borealis hadde i 2004 en total omsetning på cirka 35 milliarder NOK.
Statoil does not anticipate any difficulties in securing these. 
Statoil forventer ikke vanskeligheter med å oppnå de nødvendige godkjennelser.
The transaction is expected to close by 31 December 2005 and will be recorded at that time. 
Endelig ikrafttreden av avtalen (closing) og betaling vil derfor mest sannsynlig finne sted før 31. desember 2005 og bokført på det tidspunkt.
Further information from: 
Kontaktpersoner
Press: 
Presse:
Investor Relations: 
Investor Relations:
Mari Thjømøe, + 47 51 99 77 90 (office), + 47 90 77 78 24 (mobile) 
Mari Thjømøe, + 47 51 99 77 90 (kontor), + 47 907 77 824
Production start is scheduled for October 1, 2007. 
Production start is scheduled for October 1, 2007.
Production from Oseberg Delta will increase gradually as production Tune declines. 
Production from Oseberg Delta will increase gradually as production Tune declines.
Partners in Oseberg Delta: 
Partners in Oseberg Delta:
Hydro (operator): 
Hydro (operator):
34.0 % 
34.0 %
33.6 % 
33.6 %
15.3 % 
15.3 %
Total E&P Norge: 
Total E&P Norge:
10.0 % 
10.0 %
Exxon Mobil Production Norway Inc: 
Exxon Mobil Production Norway Inc:
4.7 % 
4.7 %
Norske Conoco Phillips: 
Norske Conoco Phillips:
2.4 % 
2.4 %
Location: 8.5 km south west of Oseberg field centre. 
Location: 8.5 km south west of Oseberg field centre.
Sea depth: 102 metres 
Sea depth: 102 metres
Wells: two production wells 
Wells: two production wells
Production start: October 1, 2007 
Production start: October 1, 2007
Investments: 1.8 billion NOK, including drilling programme 
Investments: 1.8 billion NOK, including drilling programme
Facts in brief: 
Facts in brief:
These pages include information about the Statoil organisation and its business operations in Norway and internationally. 
Sidene omfatter blant annet informasjon om organisasjonen og Statoils virksomhet i Norge og internasjonalt.
Russia accounts for one of the largest groups of readers of statoil.com. 
Russisktalende brukere er en av selskapets største lesegrupper på statoil.com.
Statoil has been represented by an office in Moscow since 1991. 
Statoil har vært tilstede med kontor i Moskva siden 1991.
The web pages are accessible via the menu at statoil.com or by typing the URL address: www.statoil.ru. 
Sidene er tilgjengelige via menyen på statoil.com, eller du kan skrive inn URL-adressen www.statoil.ru.
This assignment will be worth some NOK 625 million when options are included. 
Avtalen har en total verdi på rundt 625 millioner kroner, inkludert opsjoner.
Tordis is tied back to Statoil’s Gullfaks C platform, and the improved oil recovery (IOR) project is expected to boost its recovery factor from 49 to 55 per cent. 
Prosjektet Tordis IOR (improved oil recovery) forventes å øke utvinningen fra feltet fra 49 til 55 prosent.
This increase corresponds to about 35 million barrels of oil in addition to associated gas. 
Dette utgjør om lag 35 millioner fat olje i tillegg til assosiert gass.
Tordis IOR comprises two phases. 
Tordis IOR består av to faser.
The first embraces necessary platform modifications on Gullfaks C to convert to low-pressure production. 
Fase èn omfatter nødvendige plattform-modifikasjoner på Gullfaks C for å legge om til lavtrykksproduksjon.
Phase two embraces the separation station and pumps with support systems for the platform. 
Fase to omfatter separasjonsstasjonen og pumper med støttesystemer for plattformen.
This is due to recover some 19 million barrels of additional oil from October 2007. 
Produksjonsstart er planlagt for oktober 2007.
Total investment in the development is put at NOK 1.5 billion. 
Totalinvesteringen er beregnet til 1,5 milliarder kroner.
When the PDO is submitted to the authorities, the remaining technology qualification must have an acceptable risk level. 
Når PUD leveres myndighetene, skal gjenværende teknologikvalifisering være på et akseptabelt risikonivå.
A letter of intent has been signed by Statoil with Kongsberg FMC for the delivery of a subsea separation station to improve oil recovery on the Tordis field in the North Sea. 
Statoil har inngått en intensjonsavtale med Kongsberg FMC for å levere en undervannsseparasjonsstasjon som skal øke utvinningen på Tordis-feltet i Nordsjøen.
Statoil has a 36.5 per cent interest in this field, which is operated by Enterprise with 45 per cent. 
Statoil har en andel på 36,5 prosent i gassfeltet Corrib, som opereres av Enterprise (45 prosent).
Marathon is the remaining partner with 18.5 per cent. 
Øvrig samarbeidspartner er Marathon (18,5 prosent).
The terminal will be built at Bellanaboy Bridge on the County Mayo coast. 
Terminalen skal bygges på Bellanaboy Bridge på County Mayo-kysten.
According to the partners, particular attention has been paid to protecting the local environment in choosing this site. 
Ved valg av sted er det tatt særlig hensyn til miljøet i området, ifølge partnerskapet.
Approved in February, plans for Corrib embrace seven subsea wells in 350 metres of water. 
Planene for utbygging av Corrib ble godkjent i februar.
Corrib is due to come on stream in 2003, and will deliver roughly 8.9 million cubic metres of gas per day once plateau production is reached the following year. 
Etter planen skal feltet begynne å produsere i 2003, og på topp i 2004 skal feltet levere rundt 8,9 millioner kubikkmeter gass i døgnet.
The field contains 20-24 billion cubic metres of gas. 
Corrib inneholder mellom 20 og 24 milliarder kubikkmeter gass.
This will be consumed entirely in Ireland, reports Corrib project manager Stuart Bovaird at Statoil Exploration Ireland. 
Ifølge Stuart Bovaird, prosjektsjef for Corrib i Statoil Exploration Ireland, skal gassen fra Corrib i sin helhet brukes i Irland.
The local authorities in Ireland’s County Mayo have given the green light for building a gas receiving terminal for the Corrib development off the west coast – subject to the statutory appeals process. 
Lokale myndigheter i County Mayo har gitt klarsignal for bygging av gassterminal og -mottaksanlegg fra Corrib-feltet utenfor Irland.
A variant of this method is to position measuring instruments permanently in the wells in order to achieve a more continuous picture of the sub-surface environment. 
En variant av denne metoden, er å plassere måleinstrumenter permanent i brønnene for å få et mer kontinuerlig bilde av undergrunnsfysikken.
ResMan has been founded in cooperation with the Sintef research foundation and the Norwegian Institute for Energy Technology (IFE). 
ResMan er etablert i samarbeid med forskningsstiftelsen Sintef og Institutt for energiteknikk (IFE).
The intelligent chemical materials used are based on polymers, which react with their environment by releasing tracer substances. 
De kjemisk intelligente materialene baserer seg på polymerer.
That provides reservoir monitoring through intelligent release, data gathering and interpretation of tracer substances. 
Dermed får man reservoarovervåking gjennom intelligent frigivelse, datainnsamling og tolkning av sporstoffer og sporstoffkomponenter.
This in turn can help to determine what is flowing where in the well, to localise gas-, oil- and water-producing zones in the wells, and to provide trend information for further production development and improvement. 
Dette kan igjen kan bidra til å påvise gass-, olje- og vannproduserende soner i brønner, samt gi en trend for videre produksjonsutvikling.
ResMan represents Statoil Innovation’s seventh investment since the wholly-owned subsidiary was created in 2001 to commercialise the group’s technology and expertise through company start-ups. 
ResMan er Statoil Innovations sjuende investering siden det heleide datterselskapet ble stiftet i 2001.
It also invests in attractive external companies which support Statoil’s technology strategy. 
Statoil Innovation investerer også i attraktive eksterne bedrifter som understøtter Statoils strategi innen teknologi.
Through its Statoil Innovation subsidiary, Statoil has become the largest shareholder in ResMan, a new company which is developing a smarter way of monitoring fluid flows in oil and gas wells. 
Gjennom Statoil Innovation har Statoil blitt største eier i ResMan, et selskap som har utviklet en ny og smart metode for overvåking av væskestrømmer i olje- og gassbrønner.
The contract is worth approximately 160 million NOK. 
Kontrakten har en verdi på omkring 160 millioner kroner.
The work is a complete procurement and construction contract including planning, procurement, fabrication and testing of two well head systems, two horizontal subsea trees, production control systems and a template manifold. 
Arbeidet er en totalentreprise for prosjektering, innkjøp, fabrikasjon og testing av to brønnhodesystemer, to undervanns ventiltrær, kontrollsystem og manifold samt en integrert bunnramme og beskyttelsesstruktur.
The production unit will be built with space for four subsea well head trees and the option to connect a satellite structure. 
Produksjonsenheten bygges med plass for fire ventiltrær og mulighet for oppkobling av en satellittstruktur.
Planning work, procurement, fabrication and testing will take place in 2005 and 2006. 
Prosjekteringsarbeid, innkjøp, fabrikasjon og testing vil foregå i 2005 og 2006.
The base frame and manifold are planned to be installed in the field during the summer of 2006, and the well head tree system is planned to be delivered in the fall of the same year. 
Bunnrammen og manifolden er planlagt installert på feltet sommeren 2006, og ventiltresystemet er planlagt levert senere på høsten samme år.
The contract is based on Hydro’s frame agreement with FMC Kongsberg Subsea for the delivery of underwater equipment. 
Kontrakten er basert på Hydros rammeavtale med FMC Kongsberg Subsea for leveranse av undervannsutstyr.
Oseberg Delta is primarily a gas field, with some oil production. 
Oseberg Delta er hovedsakelig et gassfelt, med noe oljeproduksjon.
The field lies approximately nine kilometres west of the Oseberg field center. 
Feltet ligger omkring ni kilometer vest for Oseberg Feltsenter.
Production from the underwater installation on Oseberg Delta will be connected to the Oseberg D platform. 
Produksjonen fra undervannsinstallasjonen på Oseberg Delta blir knyttet opp til Oseberg D-plattformen.
Production is planned to commence in the fall of 2007. 
Etter planen starter produksjonen høsten 2007.
Partners in Oseberg Delta: 
Partnere på Oseberg Delta:
Hydro (operator): 
Hydro (operatør):
34.0 % 
34,0 %
33.6 % 
33,6 %
15.3 % 
15,3 %
10.0 % 
10,0 %
2.4 % 
2,4 %
Hydro has awarded the contract for supply of underwater production systems for the satellite field Oseberg Delta in the North Sea to FMC Kongsberg Subsea AS. 
Hydro har tildelt FMC Kongsberg Subsea AS en kontrakt for leveranse av undervanns produksjonssystem til satellittfeltet Oseberg Delta i Nordsjøen.
These "additional" barrels will be tapped with sidetracks - new wells drilled out to the side from existing producers in order to reach an oil pocket. 
Disse "ekstra" fatene med olje skal tappes ved sidestegsboring.
Low-pressure production is also being assessed. 
Lavtrykksproduksjon blir også vurdert.
Statfjord can currently claim the best performance, with a recovery factory of 62 per cent. 
For tiden ligger Statfjord-feltet i toppsjiktet med en utvinningsgrad på 62 prosent.
More oil is to be squeezed out of the reservoirs in Statoil's Veslefrikk field in the North Sea. 
Mer olje skal presses ut av reservoarene på Veslefrikk-feltet.
The companies are to contribute 425,000 USD to strengthening the organisations aid work in connection with the Marburg epidemic. 
Selskapene skal bidra med 425.000 amerikanske dollar til styrking av organisasjonens hjelpearbeid i forbindelse med Marburg-epidemien.
Gustav Saastad, portfolio manager of Hydro’s Angola business area, took the initiative for the support scheme. 
Gustav Saastad, leder for porteføljen til Hydros virksomhet i Angola, har vært initiativtaker til støtteordningen.
Work on getting the agreement in place started in April this year after WHO published information about the Marburg epidemic, which has claimed 355 lives in the province of Uíge in north-western Angola. 
Arbeidet med å få i stand en slik avtale startet i april i år etter at WHO informerte om Marburg-epidemien.
“This is a serious situation and we regarded it as extremely important to contribute to stopping the spread of the epidemic. 
– Dette er en alvorlig situasjon, og Hydro så det som viktig å bidra til å begrense epidemien.
We got in touch with other oil companies and got a positive response.” 
Vi tok kontakt med andre oljeselskaper og fikk positiv respons.