natgillin/translations-raw huggingface dataset:
He was joined by Lyceum no.6 vocational school principal Grigory Shatilo in Murmansk and Arkhangelsk State Technical University director Alexander Nevzorov in Arkhangelsk. 
6 i Murmansk, Grigory Shatilo, og rektor ved Arkhangelsk tekniske universitet (ASTU) i Arkhangelsk, Alexander Nevzorov.
Also present were Norway’s deputy foreign minister Elisabeth Walaas, Murmansk regional governor Yuri Evdokimov and Arkhangelsk vice-governor Elena Kudryashova. 
Andre deltakere under seremonien var statssekretær Elisabeth Walaas i Utenriksdepartementet, guvernør for Murmansk-regionen Yury Eudikimov og viseguvernør for Arkhangelsk Elena Kudryashova.
Most of the students are between the ages of 15 and 18. 
De fleste studentene er mellom 15 og 18 år gamle.
Kirill Izmikov, 20, a student at Arkhangelsk State Technical University, is a 2008 grant recipient and was an intern at StatoilHydro’s R&D centre in Porsgrunn last summer. 
Kirill Izmikov, 20 år, som er student ved Arkhangelsk State Technical University, mottok et stipend i 2008 og hadde sommerjobb ved StatoilHydros forskningssenter i Porsgrunn i fjor sommer.
About one-third of the welding and machine operator students have grown up in orphanages, and most of the others come from homes run by single mothers. 
Omkring en tredel av sveise- og maskinoperatørstudentene har bodd i barnehjem og de fleste av de andre studentene har vokst opp med alenemødre.
Academic advancement The students at ASTU are slightly older and more academically advanced. 
Akademisk utvikling Studentene ved ASTU er litt eldre og har studert lengre.
“Russia’s offshore technologies are not yet developed and we need cooperation with technologically advanced companies,” says Kirill Izmikov, 20, a 2008 grant recipient and summer intern at StatoilHydro’s R&D centre in Porsgrunn last year. 
– Russlands offshore-teknologi er ennå ikke utviklet og vi har behov for å samarbeide med høyteknologiselskaper, sier Kirill Izmikov, 20 år, som fikk stipend i 2008 og hadde sommerjobb ved StatoilHydros forskningssenter i Porsgrunn i fjor.
Mutual benefit “These programs are not only important for north-west Russia and the schools, but for StatoilHydro’s efforts to be an Arctic champion!” said Mr Lie Hansen. 
Gjensidig fordel – Disse programmene er ikke bare viktige for Nordvest-Russland og skolene der, men også for StatoilHydros arbeid for å bli en mester i nord, sa Lie Hansen.
“A cooperation between people means that you believe in an idea. 
– Et samarbeid mellom mennesker betyr at du tror på en idé.
We believe in you and I hope you believe in us. 
Vi tror på dere og jeg håper at dere tror på oss.
Together, we can make a difference.” 
Sammen kan vi utgjøre en forskjell, sa han.
Signatories of the cooperation between StatoilHydro and Arkhangelsk State Technical University were school director Alexander Nevzorov, left, and StatoilHydro Russia president Bengt Lie Hansen. 
Rektor Alexander Nevzorov (t.v.) og Bengt Lie Hansen, landsjef for StatoilHydro i Russland, signerte samarbeidsavtalen mellom StatoilHydro og Arkhangelsk tekniske universitet.
Looking on are Arkhangelsk vice-governor Elena Kudryashova, left, Norway’s deputy foreign minister Elisabeth Walaas, and two university students. 
I bakgrunnen Arkhangelsks viseguvernør Elena Kudryashova (t.v.), statssekretær Elisabeth Walaas og to studenter ved universitetet.
The Shtokman offshore gas field development alone will create roughly 1,700 new onshore and offshore jobs in north-west Russia. 
Utbyggingen av gassfeltet Shtokman alene vil skape rundt 1.700 nye jobber på land og til havs i Nordvest-Russland.
Building a workforce StatoilHydro has been in Russia for more than 20 years and recognizes the acute shortage of qualified labour in the country’s far north. 
Bygger opp arbeidsstyrken StatoilHydro har vært i Russland i over 20 år og ser den akutte mangelen på kvalifisert arbeidskraft i den nordlige delen av landet.
“The start up of extensive offshore oil and gas developments in Arctic Russia will demand qualified professionals. 
– En omfattende olje- og gassutbygging i havet nord for Russland vil kreve kvalifiserte fagpersoner fra starte av.
In addition to engineers and managers, we need skilled workers,” said StatoilHydro Russia head of industrial development, Benedikt Henriksen. 
I tillegg til ingeniører og ledere trenger vi faglærte arbeidere, sa leder for industriutvikling i StatoilHydro Russland, Benedikt Henriksen.
The eternal gas flame at the “Memorial to victims and heroes of the great patriotic war” monument in Arkhangelsk, Russia, is also symbolic of a brighter economic future for the region. 
Den evige flammen i "minnesmerket for ofre og helter i den store patriotiske krigen" i Arkhangelsk er også et symbol på en lysere økonomisk fremtid for regionen.
The repair work has gone according to plan and the subsequent testing has shown that the pipeline is now ready for use. 
Reparasjonen har gått etter planen, og de etterfølgende testene har påvist at røret nå er klarert for bruk.
The Kvitebjørn platform could therefore resume production of gas and condensate on 27 January. 
27. januar startet dermed Kvitebjørn-plattformen opp igjen produksjonen av gass og kondensat.
The Visund field, which uses the same pipeline, has also resumed gas exports. 
Visund-feltet, som benytter den samme rørledningen, har også gjenopptatt gasseksporten.
Shut down since August Kvitebjørn has been shut down since 20 August 2008 when a gas leak was discovered during a routine inspection of the pipeline. 
Nedstengt siden august Kvitebjørn har vært nedstengt siden 20. august 2008, da det under en rutinemessig inspeksjon ble oppdaget en gasslekkasje på rørledningen.
The leak arose in the part of the pipeline that was damaged by a ship's anchor in the autumn of 2007. 
Lekkasjen som oppsto er på samme sted som røret ble skadet høsten 2007 av et skipsanker, cirka 10 kilometer fra plattformen.
The fracture spot lies at a depth of 210 metres, about 10 kilometres from the platform. 
Bruddstedet ligger på 210 meters dyp.
"This is the first time a pipeline has been repaired in such deep water by a remotely controlled operation," says Ronny Larsen, vice president for Kvitebjørn operations. 
– Det er første gang en rørledning er reparert på så dypt vann gjennom en fjernstyrt operasjon, sier Ronny Larsen, produksjonsdirektør for Kvitebjørn.
Favourable weather conditions in November and December helped the installation work to proceed without any major obstacles. 
Gunstige værforhold i november og desember har bidratt til at installasjonsarbeidet gikk uten store hindringer.
Experience from the Kvitebjørn repair job will be carried forward in the general emergency response work on the Norwegian continental shelf and will serve as an important knowledge base for future pipeline repairs. 
Erfaringene fra Kvitebjørn-reparasjonen vil bli videreført i det generelle beredskapsarbeidet på norsk sokkel og tjene som en viktig kunnskapsbase for fremtidige rør-reparasjoner.
The Kvitebjørn field lies in block 34/11, east of the Gullfaks field in the North Sea. 
Kvitebjørn-feltet ligger i blokk 34/11, øst for Gullfaks-feltet i Nordsjøen.
Kvitebjørn has been developed with a fully-integrated fixed steel platform carrying drilling and process systems as well as living quarters. 
Feltet er bygd ut med en fullt integrert, bunnfast stålplattform med bore- og prosessanlegg og boligkvarter.
Gas deliveries from the field started on 1 October 2004. 
Feltet startet leveransene av gass 1. oktober 2004.
Rich gas and condensate from the field is sent in pipelines to Kollsnes and Mongstad, both near Bergen, respectively. 
Rikgass og kondensat fra feltet sendes i rørledninger til henholdsvis Kollsnes og Mongstad i Hordaland.
Dry gas is sent through the transport network to continental Europe, while the liquids go to the Vestprosess facility at Mongstad for processing into butane, propane and naphtha. 
Tørrgassen sendes i transportnettet til det europeiske kontinentet, mens væsken går til Vestprosess-anlegget på Mongstad for foredling til butan, propan og nafta.
The condensate is transported through the Kvitebjørn oil pipeline via Troll Oil Pipeline II to Mongstad. 
Kondensatet transporteres gjennom Kvitebjørn oljerør, og går via Troll oljerør II til Mongstad.
According to current plans for the field, some 55 billion cubic metres of gas and 22 million cubic metres of condensate are expected to be produced from Kvitebjørn. 
Basert på gjeldende planer for feltet er den forventede utvinningen på om lag 55 milliarder kubikkmeter gass og 22 millioner kubikkmeter kondensat.
Facts about Kvitebjørn 
Fakta om Kvitebjørn
The Kvitebjørn platform in the North Sea (Photo: Halvor Arne Asland) 
Kvitebjørn-plattformen i Nordsjøen (Foto: Halvor Arne Asland)
Hydrocarbons were struck in the upper parts of the Brent group and drilling was terminated in Middle Jurassic rocks. 
Brønnen påtraff hydrokarboner i de øvre delene av Brent-gruppen og ble avsluttet i bergarter av midtre Jura alder.
Tom Dreyer 
Tom Dreyer
"We have made a small oil discovery in the Curran prospect south of the Tune field," says Tom Dreyer, vice president for exploration in this part of the North Sea. 
– Vi har gjort et mindre oljefunn i Curran-prospektet sør for Tune-feltet, sier Tom Dreyer, letesjef for denne delen av Nordsjøen.
The purpose of the drilling was to test a petroleum trap which lies south of Tune, below one of the big north-south-running faults in the Oseberg area. 
Målet med brønnen var å teste en petroleumsfelle som befinner seg sør for Tune, nedenfor en av de store nord-sørgående forkastningene i Oseberg-området.
No wells have ever before been drilled in this type of trap in the same area. 
Ingen brønner er tidligere boret på denne typen feller i dette området.
Poor reservoir properties characterise the major part of the Brent group but one interval in the Tarbert formation shows light oil in sandstone with worthwhile production properties. 
Dårlige reservoaregenskaper preger mesteparten av Brent-gruppen, men et intervall i Tarbert-formasjonen viser lett olje i sandstein med brukbare produksjonsegenskaper.
The size of the find in the producible interval is within the uncertainty range of 3-15.7 million barrels of oil equivalent, with most of the volumes as oil. 
Størrelsen på funnet i det produserbare intervallet er innenfor usikkerhetsspennet 3-15,7 millioner fat oljeekvivalenter, der mesteparten av volumene er olje.
The well has been plugged and abandoned and a possible tie-back from the discovery to installations in the area will be considered. 
Brønnen er plugget og forlatt, og en tilknytning av funnet til installasjoner i området skal vurderes.
Transocean Winner will now drill well 30/5-3 in the northern part of the Oseberg area. 
Transocean Winner skal nå til brønnen 30/5-3 i den nordlige delen av Oseberg-området.
Licensees in production licence 190 (the Tune licence) are: StatoilHydro - operator (50%), Petoro (40%) and Total (10%). 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL190 (Tune-lisensen): StatoilHydro (operatør) (50 prosent), Petoro (40) og Total (10).
Exploration well 30/8-4 S was drilled by the Transocean Winner semi-submersible drilling unit. 
Letebrønnen 30/8-4 S ble boret med flyteriggen Transocean Winner.
The well was drilled to a total depth of about 9,000 metres and encountered some 60 metres of oil pay. 
Brønnen ble boret til en totaldybde på rundt 9.000 meter og støtte på et oljeførende lag som målte rundt 60 meter.
The operator has announced plans for an appraisal well at Heidelberg scheduled for the second half of 2009. 
Operatøren har kunngjort planer for en avgrensningsbrønn som skal bores i Heidelberg-prospektet i andre halvdel av 2009.
"Heidelberg is a promising discovery located close to several other finds and the current Tahiti development in which StatoilHydro has a working interest," says Helen Butcher, StatoilHydro's general manager for exploration in the Gulf of Mexico. 
– Heidelberg er et lovende funn som ligger i nærheten av flere andre funn, og Tahiti som er under utbygging og hvor StatoilHydro har en andel, sier Helen Butcher, StatoilHydros letedirektør for Mexicogolfen.
"Heidelberg is a part of the Miocene play known for high quality sands," Ms Butcher adds. 
– Heidelberg ligger i det geologiske området Miocene som er kjent for å inneholde sand av høy kvalitet.
"StatoilHydro is already partner in some of the largest discoveries in this area and we look forward to adding this one to our list of future projects." 
– StatoilHydro er allerede partner i noen av de største funnene i dette området, og vi ser fram til å føre dette funnet på listen over fremtidige prosjekter, sier Butcher.
StatoilHydro has a 12% working interest in Heidelberg. 
StatoilHydro har en andel på 12 prosent i Heidelberg-prospektet.
The other partners are Anadarko, Mariner Energy, ENI, ExxonMobil and Cobalt International Energy. 
De andre partnerne er Anadarko, Mariner Energy, ENI, ExxonMobil og Cobalt International Energy.
The Heidelberg prospect PDF 161 kB 
The Heidelberg prospect PDF 161 kB
The Heidelberg well is located in Green Canyon block 859 about 16 kilometres south of the Caesar discovery. 
Heidelberg-brønnen ligger i blokk 859 i Green Canyon om lag 16 kilometer sør for Caesar-funnet.
The purpose of the drilling was to prove hydrocarbons in the Brent group, in Middle Jurassic rocks near the abandoned Lille Frigg field. 
Hensikten med brønnen var å påvise hydrokarboner i Brent-gruppen i bergarter av midtre jura alder nær det nedlagte Lille-Frigg feltet.
No hydrocarbons were found in the upper part of the Brent group which was the main target of the exploration well. 
Det ble ikke funnet hydrokarboner i den øvre delen av Brent-gruppen, som var hovedmål for letebrønnen.
But hydrocarbons in the form of gas/condensate were discovered in the lower parts of the Brent group. 
Men det ble påvist hydrokarboner i form av gass/kondensat i de nedre delene av Brent-gruppen.
"It is gratifying that we have again proven hydrocarbons in these areas, where finds can quickly be brought on stream," says Tom Dreyer, vice president for infrastructure-led exploration North Sea in Exploration & Production Norway. 
– Det er gledelig at vi på nytt påviser hydrokarboner i disse områdene, hvor funn raskt kan komme i produksjon.
The well has proven recoverable volumes in the region of 6-19 million barrels of oil equivalent. 
Brønnen har påvist utvinnbare volumer i størrelsesorden 6 til 19 millioner fat oljeekvivalenter.
The well was drilled to a vertical depth of 4,067 metres below sea level in 111 metres of water. 
Undersøkelsesbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 4.067 meter under havoverflaten på 111 meters vanndyp.
Drilling was terminated in Early Jurassic rocks. 
Boringen ble avsluttet i bergarter av tidlig Jura alder.
The licensees in PL362 are: StatoilHydro - operator (50%), Svenska Petroleum Exploration (25%), Det norske oljeselskap (15%) and Dana Petroleum Norway (10%). 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL362: StatoilHydro (operatør) (50 prosent), Svenska Petroleum Exploration (25), Det norske oljeselskap (15) og Dana Petroleum Norway (10).
Exploration well 30/11-7 was drilled by the West Alpha semi-submersible drilling unit in production licence PL 362/PL035B. 
Undersøkelsesbrønnen har betegnelsen 30/11-7 og ble boret med flyteriggen West Alpha i utvinningstillatelse PL362 /PL035B.
The Pan/Pandora gas and oil find has earlier been delineated in the northern segment. 
Gass- og oljefunnet Pan/Pandora er tidligere avgrenset mot nord.
The find was confirmed in October 2008 during drilling of exploration well 34/8-14 S. 
Funnet ble påvist i oktober 2008 med undersøkelsesbrønnen 34/8-14 S.
The purpose of well 34/8-14 C was to confirm the oil/water contact in the northern part of the Pan/Pandora find. 
Målet for 34/8-14 C-brønnen var å påvise olje/vann-kontakten i den nordlige delen av Pan/Pandora-funnet.
The purpose of well 34/8-14 D was to delineate the find in the eastern direction. 
Målet for 34/8-14 D-brønnen var å avgrense funnet i østlig retning.
The well confirmed gas and oil columns indicating concurrent hydrocarbon contacts as observed in the original discovery well. 
Brønnen påviste gass- og oljekolonner som indikerer sammenfallende hydrokarbonkontakter som observert i den opprinnelige funnbrønnen.
Drilling has been performed by the Borgland Dolphin rig. 
Boringen har blitt utført med boreriggen Borgland Dolphin.
(Photo: Rune Johansen) 
(Foto: Rune Johansen)
The wells have not been formation tested, but data acquisition and sampling have been carried out. 
Brønnene er ikke formasjonstestet, men datainnsamling og prøvetaking er utført.
Developing the find and connecting it to the Visund field is being considered. 
Funnet vil bli vurdert utbygd mot Visund-feltet.
Well 34/8-14 C was drilled to a vertical depth of 3,008 metres below sea level and completed in mid-Jurassic rocks. 
Brønn 34/8-14 C ble boret ned til et vertikalt dyp på 3.008 meter under havoverflaten og avsluttet i bergarter av midtre jura alder.
Well 34/8-14 D was drilled to a vertical depth of 2,941 metres below sea level and completed in lower Jurassic rocks. 
Brønn 34/8-14 D ble boret ned til et vertikalt dyp på 2.941 meter under havoverflaten og avsluttet i nedre jura.
Licensees in production licences 120 and 120B are: StatoilHydro (operator) (59.06%), Petoro (16.94), ConocoPhillips (13) and Total (11). 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 120 og 120B: StatoilHydro (operatør) (59,06 prosent), Petoro (16,94), ConocoPhillips (13) og Total (11).
Drilling of appraisal well 34/8-14 C has been completed, whereas drilling of well 34/8-14 D is presently being completed. 
Boringen av avgrensningsbrønnen 34/8-14 C er fullført, mens brønnen 34/8-14 D er i ferd med å bli avsluttet.
The contracts for the land assignments on Melkøya off Hammerfest in Finnmark county will be first. 
Kontraktene for landarbeidene på Melkøya ved Hammerfest i Finnmark kommer først.
Karl Jægtnes, project director for the land assignments, reports that the contract for the levelling of the industrial site and the construction of a two-kilometre subsea road tunnel from Hammerfest to Melkøya will be awarded by March. 
Ifølge Karl Jægtnes, prosjektdirektør for landdelen, skal kontrakten for planering av industritomten samt bygging av en rundt to kilometer lang undersjøisk vegtunnel fra Hammerfest til Melkøya tildeles innen mars.
The project is preparing to tender out engineering works, procurement and construction of a barge and four product tanks on Melkøya – two for liquefied natural gas (LNG), one for liquefied petroleum gases (LPG) and one for condensate (light oil). 
Prosjektet forbereder utsendelse av forespørsel på ingeniørarbeider, innkjøp og bygging av en lekter og fire produkttanker på Melkøya – to for flytende naturgass (liquefied natural gas, LNG), én for våtgass (liquefied petroleum gases, LPG) og én for kondensat (lettolje).
The barge will be essential for the LNG processing facility. 
Lekteren skal bli fundament for LNG-prosessanlegget.
In 2003 the construction of this processing facility will be put out to tender. 
I 2003 skal det sendes ut forespørsel på bygging av dette prosessanlegget.
With regard to the offshore assignments, the contract for the engineering, procurement and fabrication of the subsea production system will be placed in the middle of 2002. 
Når det gjelder sjødelen, skal kontrakt for prosjektering, innkjøp og fabrikasjon av produksjonssystemet på havbunnen plasseres i midten av 2002.
This includes a 160-kilometre control cable between land and the field. 
Dette inkluderer en 160 kilometer lang styringskabel mellom land og felt.
In 2002, a contract will be awarded for the hiring of a rig for drilling and completion of the offshore work between 2004 and 2005. 
I 2002 skal det også inngås kontrakt om leie av en rigg for boring og komplettering av arbeidet som skal foregå til havs i 2004-2005.
A contract for the engineering of pipelines from the field to land will also be awarded. 
Likeså skal kontrakt tildeles for prosjektering av rørledninger fra feltet inn til land.
Leif Arne Høyland, director for the offshore assignments, reports that all the contracts will be awarded by 2004. 
Ifølge Leif Arne Høyland, direktør for offshoredelen, skal alle kontraktene være tildelt innen 2004.
All the contracts are subject to the Storting’s (parliament) approval of the Snøhvit development. 
Alle tildelinger forutsetter at Stortinget godkjenner Snøhvit-utbyggingen.
Estimates show that the project will cost around NOK 46 billion kroner in money of the day. 
Totalt er prosjektet beregnet til å koste rundt 46 milliarder løpende kroner.
This includes investments associated with the ships that will carry LNG from Melkøya to the markets in southern Europe and North America. 
Dette inkluderer investeringer knyttet til skipene som skal frakte LNG fra Melkøya til markedene i Sør-Europa og Nord-Amerika.
The conference is an important meeting place for suppliers, who encountered different perspectives than just a year ago. 
Konferansen er et viktig møtested for leverandørene, som i år ble møtt med andre utsikter enn for bare ett år siden.
Projects will still have a high activity level in the next few years, but it will be more difficult for new projects to pass through the eye of the needle. 
Prosjekter vil fortsatt ha stor aktivitet de nærmeste årene, men det vil bli vanskeligere for nye prosjekter å trenge gjennom nåløyet.
The reason is the change in framework conditions, among other things as a result of the low oil price and high cost level. 
Årsaken er endrede rammevilkår blant annet som følge av lav oljepris og et høyt kostnadsnivå.
Mr Myrebøe believes that this could nonetheless prove positive for the company, and he points out the opportunity it represents to improve quality. 
Dette kan likevel være positivt for selskapet, mener Myrebøe, som viser til muligheten for økt kvalitet:
“By shifting down a gear and being more selective, we will experience a renaissance in the quality of projects. 
– Ved å gire ned og bli mer selektive vil vi gjenvinne kvaliteten i prosjektene.
We are also experiencing great understanding on the part of suppliers for consolidation.” 
Vi opplever også stor forståelse hos leverandørene for konsolidering, sier han.
He emphasises that it is the right projects and the important ones that are now proceeding, and that every single project must be reviewed to ensure its profitability. 
Myrebøe understreker at det er de riktige og viktige prosjektene som nå går videre og at hvert enkelt prosjekt må gjennomgås for å sørge for lønnsomhet.
Large purchases The industry has experienced a cost explosion in many areas of the supplier market, and annual procurements in StatoilHydro now correspond to roughly a sixth of the Norwegian national budget. 
Store innkjøp Industrien har opplevd en kostnadseksplosjon innen mange områder av leverandørmarkedet, og årlige anskaffelser i StatoilHydro tilsvarer nå omtrent en seksdel av det norske statsbudsjettet.
The figures for 2008 show that StatoilHydro purchased goods and services for NOK 123.3 billion. 
Tallene for 2008 viser at StatoilHydro handlet varer og tjenester for 123,3 milliarder kroner.
That is an increase of almost 17% on 2007. 
Det er en økning på nærmere 17 prosent fra 2007.
Eighty-four per cent of the total deliveries of goods and services came from Norwegian industry, while 16% came from international suppliers. 
Norsk industri sto for 84 prosent av den totale leveransen av varer og tjenester, mens 16 prosent kom fra internasjonale leverandører.
“This shows that Norwegian industry is highly competitive,” emphasises Mr Myrebøe. 
– Dette viser at norsk industri er svært konkurransedyktig, understreker Myrebøe.
Challenging suppliers With a strong industrial and financial platform and a sound financial base, StatoilHydro is in a good position to meet the challenges in the market. 
Utfordrer leverandørene Med en sterk industriell og finansiell plattform, og et godt finansielt utgangspunkt, står StatoilHydro godt rustet til å møte utfordringene i markedet.