natgillin/translations-raw huggingface dataset:
A long term extension of the ground lease with the Bahamian government on terms solely acceptable to StatoilHydro 
Langsiktig forlengelse av leieavtalen med myndighetene på Bahamas til vilkår som er akseptable for StatoilHydro.
A satisfactory due diligence 
Tilfredsstillende due diligence.
Approvals and necessary clearances from relevant government authorities in the Bahamas. 
Godkjenning og nødvendig klarering fra relevante myndigheter på Bahamas.
Quantity 
Mengde/plassering
6.75 mill bbls, (10 storage tanks) 
6,75 millioner fat (10 lagringstanker)
Berths 
Kaiplasser
2 (1 for VLCC) 
2 (1 for supertankere - VLCC)
Contractors 
Innleide
Grand Bahama Island 
Grand Bahama Island
The terminal is located on property leased from a corporation controlled by the government of the Bahamas. 
Terminalen ligger på en tomt som er utleid av et selskap kontrollert av Bahamas’ myndigheter.
The stock purchase agreement between StatoilHydro and World Point Terminals is conditional upon: 
Avtalen mellom World Point Terminals og StatoilHydro forutsetter:
The purchase price is USD 263.2 million, equivalent to about NOK 1.7 billion. 
Samlet transaksjonsverdi er 263,2 millioner US dollar, dvs. om lag 1,7 milliarder norske kroner.
“The acquisition is a strategic move which supports StatoilHydro’s global growth ambition. 
– Oppkjøpet er et strategisk grep som støtter StatoilHydros globale vekstambisjon.
“StatoilHydro’s objective is to upgrade the terminal to allow for blending of all types of crude oils, including heavy oils," he continues. 
– StatoilHydros mål er å oppgradere terminalen for å muliggjøre blanding av alle typer råoljer, blant annet tungoljer, fortsetter han.
StatoilHydro has leased storage capacity at the terminal since 1993. 
StatoilHydro har leid lagringskapasitet ved South Riding Point-terminalen siden 1993.
All 55 of the current employees at the terminal will be asked to remain in their current jobs and will be offered permanent positions with StatoilHydro. 
Alle de 55 nåværende ansatte ved terminalen vil bli spurt om å fortsette i sine stillinger og vil bli tilbudt faste stillinger i StatoilHydro.
South Riding Point is a full member of the Clean Caribbean America (CCA) cooperative. 
South Riding Point er fullverdig medlem av Clean Caribbean America (CCA).
CCA is a clean seas organisation covering the Caribbean and provides equipment and expertise to its member companies to assist in managing waterborne pollution incidents, should they occur. 
CCA er en oljevernsforening som dekker Det karibiske hav og tilbyr utstyr og ekspertise til sine medlemsselskaper for å håndtere eventuelle forurensningshendelser til havs.
In addition, South Riding Point has its own oil spill response equipment and expertise located on site and at the terminal. 
I tillegg har South Riding Point ekspertise og eget oljevernsutstyr plassert på området.
StatoilHydro anticipates receiving all required governmental approvals during the 3rd quarter of 2009 and closing the transaction prior at year-end 2009. 
StatoilHydro forventer at relevante offentlige godkjennelser vil foreligge i løpet av tredje kvartal 2009 og at handelen vil bli gjennomført innen utløpet av året.
South Riding Point: 
South Riding Point:
Press: Cathrine Torp: tel.+47 415 60 264. 
Kontaktperson presse: Cathrine Torp: Tlf + 47 415 60 264.
The South Riding Point crude oil storage and transhipment terminal. 
Lagrings- og omskipingsterminalen South Riding Point.
The wellstream from Tyrihans is sent through a 43-kilometre pipeline to Kristin for processing. 
Brønnstrømmen fra Tyrihans sendes gjennom en 43 kilometer lang rørledning til Kristin for prosessering.
The gas is sent ashore through the Åsgard Transport line while oil and condensate are piped to the Åsgard C storage ship for onward transport by tanker. 
Gassen eksporteres fra Kristin gjennom rørledningen Åsgard transport til land, mens olje og kondensat sendes gjennom rørledning til lagerskipet Åsgard C for videre transport med tankskip.
Kristin and Tyrihans share the same operations organisation. 
Driftsorganisasjonen er felles for Kristin og Tyrihans.
Tyrihans is the largest field being brought on stream by StatoilHydro in 2009. 
Tyrhans er det største feltet StatoilHydro setter i produksjon i løpet av 2009.
Newly developed well technology secures a high recovery factor for the field's resources. 
Nyutviklet brønnteknologi sikrer høy grad av utvinning av ressursene i feltet.
Aasheim is pleased that Tyrihans has now started production as planned. 
Aasheim er godt fornøyd med at produksjonen på Tyrihans nå er startet som planlagt.
The licensees are: StatoilHydro, operator, with 58.84%, Total E&P Norge (23.18%), ExxonMobil (11.75%), and Eni Norge (6.23%). 
Rettighetshavere er StatoilHydro (operatør, 58,84 prosent), Total E&P Norge (23,18 prosent), ExxonMobil (11,75 prosent) og Eni Norge (6,23 prosent).
The field was discovered in 1982/83. 
Feltet ble oppdaget i 1982/83.
The plan for development and operation was submitted in 2005 and approved by the Ministry of Petroleum and Energy in February 2006. 
Plan for utbygging og drift ble innsendt i 2005 og godkjent av Olje- og energidepartementet i februar 2006.
The seabed templates were installed on the field in the spring of 2007. 
Havbunnsrammene ble installert på feltet våren 2007.
Drilling began in April 2008. 
Boringen startet i april 2008.
Production started in July 2009. 
Produksjonsstart juli 2009.
A subsea facility for injection of seawater for pressure support is installed and will start operating in the summer of 2010. 
Undervannsanlegg for injeksjon av sjøvann til trykkstøtte er installert og settes i drift sommeren 2010.
Tyrihans is expected to continue producing until the end of 2029. 
Tyrihans ventes å produsere ut 2029.
Tyrihans 
Tyrihans:
Tyrihans comprises Tyrihans South and Tyrihans North. 
Tyrihans-feltet består av forekomstene Tyrihans Sør og Tyrihans Nord.
The field is tied back to existing infrastructure on Kristin and Åsgard. 
Feltet er knyttet opp mot eksisterende infrastruktur på Kristin og Åsgard.
Tyrihans is a complete subsea solution tied back to existing installations and infrastructure on the Kristin and Åsgard fields in the Halten Bank area of the Norwegian Sea. 
Tyrihans er en komplett undervannsutbygging knyttet opp mot eksisterende installasjoner og infrastruktur på feltene Kristin og Åsgard på Haltenbanken i Norskehavet.
The field comprises Tyrihans South, an oil field with a gas cap, and Tyrihans North, a gas and condensate discovery with a thin oil zone. 
Feltet omfatter forekomstene Tyrihans Sør, som er et oljefelt med gasskappe, og Tyrihans Nord, som er et gass- og kondensatfelt med en tynn oljesone.
The recoverable volumes in the reservoirs are 186 million barrels of oil and condensate, and 41.5 million standard cubic metres of gas. 
De utvinnbare reservene er på 186 millioner fat olje og kondensat, og 41,5 milliarder standardkubikkmeter gass.
Its proximity to the other fields on the Halten Bank means that Tyrihans can use the existing infrastructure. 
Nærheten til de andre feltene på Haltenbanken gjør at Tyrihans utnytter allerede eksisterende infrastruktur.
Ivar Aasheim, head of the operations north cluster. 
Ivar Aasheim, leder for Drift Nord.
With the Tahiti production received in May, StatoilHydro has more than doubled its production from the Gulf of Mexico in a few months. 
Sammen med andelen fra Tahiti-feltet som startet produksjonen i mai, har StatoilHydro mer enn fordoblet sin produksjon i Mexicogolfen i løpet av noen få måneder.
Øivind Reinertsen, senior vice president for StatoilHydro's upstream business in USA and Mexico. 
Øivind Reinertsen, leder av StatoilHydros oppstrømsaktiviteter i USA og Mexico.
"Getting Thunder Hawk on production was an important milestone for us this year," says Øivind Reinertsen, head of StatoilHydro’s upstream operations in the US and in Mexico. 
– Produksjonsstart for Thunder Hawk er en viktig begivenhet for oss dette året, sier Øivind Reinertsen, leder av StatoilHydros oppstrømsaktiviteter i USA og Mexico.
"We are now moving into a new phase in the Gulf, with substantial production and operated drilling scheduled for this autumn. 
– Vi går nå inn i en ny fase i Mexicogolfen med betydelig produksjons- og boreaktiviteter planlagt i høst.
We have made considerable investments in the Gulf and this production start is yet more proof that the company used sound judgment when entering the Gulf a few years ago," Reinertsen adds. 
Vi har gjort vesentlige investeringer i dette området, og denne produksjonsstarten er nok et eksempel på at selskapets vurderinger var riktige da vi gikk inn i Golfen for noen få år siden, legger han til.
Thunder Hawk was discovered in 2004 and sanctioned in 2006. 
Thunder Hawk ble oppdaget i 2004 og vedtatt utbygget i 2006.
The field is located in Mississippi Canyon block 734. 
Feltet ligger i Mississippi Canyon-blokken 734.
The semi-submersible platform will receive production from three subsea wells in water depths of more than 1,700 metres. 
Den halvt nedsenkbare plattformen på feltet mottar brønnstrøm fra tre undervannsbrønner som ligger på over 1700 meters dyp.
StatoilHydro holds a 25% working interest in the Thunder Hawk field. 
StatoilHydro har en andel på 25 prosent i Thunder Hawk.
Operator Murphy Oil has 37.5%, ENI 25% and Marubeni Oil & Gas (USA) Inc 12.5%. 
De andre eierne er Murphy Oil (operatør, 37,5 prosent), Eni (25 prosent) og Marubeni Oil & Gas (USA) Inc (12,5 prosent).
GOM Portfolio PDF 605 kB 
GOM portefølje PDF 605 kB
The Thunder Hawk field production unit has a production capacity of 45,000 barrels of oil per day and 70 million cubic feet of natural gas per day (approximately 0.7 BCM per year). 
Feltet har en kapasitet på 45 000 fat olje og 70 millioner kubikkfot gass per dag, noe som tilsvarer cirka 0,7 milliarder kubikkmeter gass per år.
(Photo: Harald Pettersen/StatoilHydro) 
(Foto: Harald Pettersen/StatoilHydro)
“Together with the relevant contractors, we’ll be taking the necessary steps to avoid a repetition of such tragic accidents,” says Torstein Hole, senior vice president for the operations west business cluster in StatoilHydro. 
– Sammen med aktuelle leverandørselskaper vil vi gjennomføre nødvendige tiltak for å unngå at slike tragiske ulykker inntreffer i framtiden, sier Torstein Hole, direktør for området Drift Vest i StatoilHydro.
The cluster includes the Oseberg, Snorre, Statfjord and Gullfaks fields. 
Drift Vest omfatter blant annet feltene Oseberg, Snorre, Statfjord og Gullfaks.
“We’ll be reviewing this document in detail,” says Hole. 
– Vi vil gå grundig gjennom Petroleumstilsynets rapport.
Both management and personnel involved in the actual work on all offshore shifts participated in this activity. 
Ledelse og utførende personell på alle skift offshore deltok i denne gjennomgangen.
“We will be giving the PSA a report on our improvement measures by the deadline of 1 October,” says Hole. 
– Vi vil gi Petroleumstilsynet tilbakemelding om våre forbedringstiltak innen fristen 1. oktober, sier Hole.
Oseberg Field Centre 
Oseberg Feltsenter
(Photo: FMC/Grenland Group) 
(Foto: FMC/Grenland Group)
Wells on Vega will be tied back to the Gjøa platform, which is due on stream next year. 
Brønnene fra Vega-feltet skal kobles opp mot Gjøa-plattformen som kommer i produksjon i 2010.
Extra meters must be installed on the wellheads to permit recovery of the light crude. 
For å utvinne lettoljen må ekstra målere installeres på toppen av brønnene.
Since the light crude is not very different from the relatively fluid-rich gas/condensate, it has been possible to come up with a solution which uses the same wells. 
Store besparelser Siden det ikke er stor forskjell på den lette oljen, og det relativt væskerike gass/kondensatet, har det vært mulig å få til en løsning hvor man bruker samme brønn.
An application will be made to the authorities for exemption from the requirement to submit a revised plan for development and operation (PDO). 
Det vil bli søkt myndighetene om fritak fra å sende en ny plan for utbygging og drift (PUD).
Recoverable reserves in the field (excluding the oil zone) are put at 18 billion standard cubic metres of gas and 26 million barrels of condensate. 
De utvinnbare reservene er (foruten volumene fra oljelaget ) 18 milliarder standard kubikkmeter gass og 26 millioner fat kondensat.
Templates for the Vega projects on their way out to the North Sea. 
Brønnrammene til Vega-utbyggingen på vei ut i Nordsjøen.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 5,250,301 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 5.250.301 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 125.10 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 125,10 kroner.
Blocks in the Nordland VI area were not included in the 17th Concession Round announcement. 
Blokker i det såkalte Nordland VI-området er ikke inkludert i utlysningen av 17. konsesjonsrunde.
"We acknowledge the fact neither the Nordland VI area or Møre are included in this announcement," says Sjøtveit. 
- Vi tar til etterretning at verken Nordland VI-området eller Møre er med i utlysningen, sier Torstein Dale Sjøtveit.
The 17th Round does include both deep water tracts and blocks closer to the coastline in the Norwegian Sea. 
17. runden inneholder både areal på dypt vann så vel som blokker nærmere land i Norskehavet.
Applications have been invited for a total of 32 blocks or parts of blocks. 
Det utlyste arealet i 17. konsesjonsrunde utgjør 32 blokker eller deler av blokker.
The application deadline for the 17th Concession Round is March 18, 2002. 
Søknadsfristen for 17. konsesjonsrunde er satt til 18. mars 2002.
The following blocks or parts of blocks have been announced: 
Følgende blokker eller deler av blokker er utlyst i 17. konsesjonsrunde:
6305/3,6 
6305/3,6
6306/1,4 
6306/1,4
6405/4,7,10 
6405/4,7,10
6504/6 
6504/6
6505/1,2,4,5 
6505/1,2,4,5
6605/4,5,7,8,9 
6605/4,5,7,8,9
6606/7 
6606/7
6607/5,6,8,9,11,12 
6607/5,6,8,9,11,12
6608/4,11,12 
6608/4,11,12
6609/4,5,6,10,12 
6609/4,5,6,10,12
Information about Statoils project Energiverk Mongstad 
Informasjon om Statoils prosjekt Energiverk Mongstad
The well proved gas in the “Fangst” group. 
Brønnen påviste gass i Fangstgruppen.
The underlying “Båt” group was filled with water. 
Den underliggende Båtgruppen var vannfylt.
The well was not formation tested, but extensive data gathering has been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling i brønnen.
“StatoilHydro and its partners in the production licence will consider tying the gas find back to the production vessel for Skarv and Idun when it is in place,” says Nygård. 
– StatoilHydro og partnerne i utvinningstillatelsen vil vurdere å knytte gassfunnet opp mot produksjonsskipet for Skarv og Idun når det er på plass, sier Nygård.
In the original production licence 159 six exploration wells have already been drilled. 
I den opprinnelige utvinningstillatelsen 159 er det fra før boret seks letebrønner.
Well 6507/3-7 was drilled at a water depth of 377 metres by the Ocean Vanguard rig. 
Brønn 6507/3-7 ble boret på 377 meters havdyp av boreinnretningen Ocean Vanguard.
Drilled to a vertical depth of 3,833 metres below sea level, the well was concluded in the Åre formation of the lower Jurassic age. 
Den ble boret til vertikalt dyp på 3833 meter under havoverflaten og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
The well is being permanently plugged and abandoned. 
Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.
The purpose of the well was to prove petroleum in the “Fangst” and “Båt” groups in middle and lower Jurassic rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i Fangst- og Båtgruppen i midtre og nedre jura bergarter.
When no barge was available, the vessels had to sail to Tananger to load or bunker this fuel. 
Når havnebunkringsbåten iblant ikke var tilgjengelig, måtte forsyningsbåtene til Tananger for å bunkre marin gassolje.
The energy unit in Marketing signed a seven-year contract with the parent company last year to deliver MGO for Statoil's fields in the North Sea. 
Markedsføring (MAR) Energi undertegnet i fjor kontrakt med morselskapet om leveranser av marin gassolje til Statoils felt i Nordsjøen.
This deal covers an annual consumption of 177 million litres, with at least 40 million of these being supplied from the new storage facility. 
Av dette skal minst 40 millioner liter i året leveres fra det nye tankanlegget.
"But we've much more available capacity now, and have already had enquiries from other companies," says sales manager Helge Husdal. 
"Men nå er vi langt mer tilgjengelige og har allerede fått forespørsler fra andre selskaper.
Apart from the Dusavik tank, Statoil has its own storage arrangements at Coast Center Base outside Bergen, Fjord Base in Florø and Aker Vestbase in Kristiansund. 
Foruten tankanlegget på Aker Base har Statoil egne tankanlegg på Coast Center Base på Ågotnes vest for Bergen, Fjord Base i Florø og Aker Vestbase i Kristiansund.
The group also leases storage capacity at the north Norwegian Helgelandsbase in Sandnessjøen. 
På Helgelandsbase i Sandnessjøen leier selskapet tankkapasitet.
A total of 194 million litres of MGO were supplied from these bases to Statoil's operations off Norway. 
Til sammen gikk det i fjor 194 millioner liter marin gassolje fra disse basene til Statoils virksomhet på norsk sokkel.
The bulk of deliveries derive from the Mongstad refinery operated by the group near Bergen. 
Det er hovedsakelig Statoils raffineri og råoljeterminal på Mongstad i Nordhordland som forsyner Statoils tankanlegg.
Following this, the share saving plan has 4,969,141 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 4.969.141 aksjer.
(Illustration: StatoilHydro) 
(Illustrasjon: StatoilHydro)
"Output from Tune South is expected to be 1.4 million standard cubic metres of gas per day," says Torstein Hole, senior vice president of the operations west business cluster in StatoilHydro. 
– Forventet produksjon fra Tune Sør er på 1,4 millioner standard kubikkmeter gass per dag.
"In its first year of production, Tune South will account for 10% of the gas exported from the Oseberg field centre. 
I løpet av første produksjonsår utgjør Tune Sør 10 prosent av gassen som eksporteres fra Oseberg feltsenter.
Tune South is developed as a satellite well tied back to the Tune subsea template, 10 kilometres south-west of the Oseberg field centre in the North Sea. 
Tune Sør er bygget ut som en satellittbrønn knyttet opp til Tune-bunnrammen 10 kilometer sørvest for Oseberg feltsenter i Nordsjøen.
"Tune South utilises free capacity in the existing infrastructure of the Oseberg area. 
– Tune Sør utnytter ledig kapasitet i den eksisterende infrastrukturen i Oseberg-området.
That makes maximum use of the resources in the area," says Hole. 
Det gir maksimal utnyttelse av ressursene i området, sier Hole.
During 20 years of production, the Oseberg area has provided much more oil and gas than was anticipated when the development plans for the field were submitted. 
I løpet av 20 år med drift har Oseberg-området bydd på mye mer olje og gass enn man så for seg da man leverte utbyggingsplanene for feltet.
The field's reserves have been more than doubled, from one billion barrels to 2.4 billion barrels of oil. 
Reservene på feltet har blitt mer enn doblet, fra 1 milliard fat til 2,4 milliarder fat olje.
The development of satellite fields such as Tune has been key to this progress. 
Utvikling av satellittfelt som Tune har vært sentrale i denne utviklingen.
The Tune, Oseberg western flank, Oseberg South J-structure, Gamma Main Statfjord and Oseberg Delta satellites are contributing more than 170 million barrels og oil equivalent in 2009. 
Satellittene Tune, Vestflanken, Oseberg Sør J-struktur, Gamma Main Statfjord og Oseberg Delta bidrar med over 170 millioner fat oljeekvivalenter i løpet av 2009.
In March StatoilHydro proved even more oil and gas in the Oseberg area's Katla well. 
I mars påviste StatoilHydro enda mer olje og gass i Oseberg-området i Katla-brønnen.
This prospect will probably also be developed and tied back to the existing subsea infrastructure in the Oseberg area. 
Dette feltet vil trolig også bli utviklet med tilknytning til en av de eksisterende havbunnsinstallasjonene i Oseberg-området.
The licensees are StatoilHydro (operator) with 50%, Petoro 40% and Total E&P Norge 10%. 
Rettighetshavere er StatoilHydro (operatør, 50 prosent), Petoro (40 prosent) og Total E&P Norge (10 prosent).
Facts about Tune South 
Fakta om Tune Sør
Part of the Tune field – lies mainly in block 30/8/PL190 
Del av Tune-feltet – i hovedsak beliggende i blokk 30/8 / PL190
The field was discovered in 1995. 
Feltet ble oppdaget i 1995.
Tune South was proven in 2002. 
Tune Sør ble påvist i 2002.
The plan for development and operation was submitted in 1999, embracing Tune South as a possible future phased development of the field. 
Plan for utbygging og drift ble innsendt i 1999, og omfattet også Tune Sør som en mulig fremtidig faset utbygging av feltet.
Development of Tune South was approved by Hydro in 2005 with the use of equipment originally acquired for Tune North – which was shelved. 
Utbygging av Tune Sør ble godkjent av Hydro i 2005 med bruk av utstyr opprinnelig anskaffet for Tune Nord – som ble stanset.
The development comprises a single satellite well tied back to Tune Main, as well as modifications to the Oseberg D platform. 
Utbygging består av en enkelt satelittbrønn , knyttet opp mot Tune Main , samt modifikasoner på Oseberg D-plattformen.
Pipeline and umbilical were installed in 2006 and connected to Tune Main 
Rørledning og umbilical ble installert i 2006 og koblet opp mot Tune Main
The well was drilled in 2009, and connected to the satellite well in the summer of 2009. 
Brønnen ble boret i 2009, og oppkobling mot satellittbrønn gjennomført sommeren 2009.
Production began in July 2009. 
Produksjonsstart juli 2009.
Expected plateau production from Tune South will be about 1.5 million standard cubic metres of gas per day in 2009-2010. 
Forventet platåproduksjon fra Tune Sør er ca 1,5 millioner standard kubikkmeter gass i 2009-2010 per dag.
Tune South is tied back to the Oseberg field via the Tune subsea template. 
Tune Sør er knyttet opp til Oseberg via Tune havbunnsramme
Investor Relations: Morten Sven Johannessen +47 909 34148 (cell) 
Investor Relations: Morten Sven Johannessen +47 909 34 148 (mobil)
Adjusted for certain items that management considers not to be reflective of StatoilHydro's underlying operational performance in the individual reporting period, adjusted earnings in the second quarter of 2009 were NOK 29.2 billion, compared to NOK 56.3 billion in the second quarter of 2008. 
Justert for visse poster som ledelsen ikke anser å være representative for StatoilHydros underliggende drift i perioden, var justert driftsresultat i andre kvartal 2009 på 29,2 milliarder kroner, sammenlignet med 56,3 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
The decrease in adjusted earnings was primarily due to lower prices and volumes of liquids and partly due to decreasing prices for natural gas. 
Nedgangen i justert driftsresultat skyldtes hovedsakelig lavere væskepriser og -volumer og delvis også avtagende naturgasspriser.
The reduction was only partly compensated by higher margins and sales volumes of natural gas. 
Reduksjonen ble bare delvis motvirket av høyere marginer og salgsvolumer for naturgass.
The second quarter net income was NOK 0.0 billion and was mostly influenced by lower crude oil and gas prices, currency effects and an unusually high effective tax rate caused in part by tax on currency gains not reflected in the net financial items. 
Resultatet i andre kvartal var 0,0 milliarder kroner og var hovedsakelig påvirket av lavere råolje- og gasspriser, valutaeffekter og en uvanlig høy effektiv skatteprosent som delvis skyldtes skatt på valutagevinster som ikke gjenspeiles i netto finansposter.
Adjusted earnings after tax amounted to NOK 9.0 billion, down from NOK 16.7 billion in the second quarter of 2008. 
Justert driftsresultat etter skatt var 9,0 milliarder kroner, en nedgang fra 16,7 milliarder kroner i andre kvartal 2008.