natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Journalists from the newspaper Journal de Angola and the national television company covered the event. 
Journalister fra avisen Journal de Angola og det nasjonale TV-selskapet dekket begivenheten.
Welcome support ”This agreement clearly shows a new form of cooperation between WHO and the oil companies. 
Velkommen støtte – Denne avtalen viser klart en ny form for samarbeid mellom WHO og oljeselskapene.
She also points out that the agreement fills a serious gap in Angola with regard to lack of competence and materials for systematic development of programmes, with a view to early identification of and rapid reaction to epidemics arising in the country. 
Dr. Diallo poengterer også at avtalen fyller et alvorlig gap i Angola med hensyn til mangel på kompetanse og materiell for systematisk utvikling av programmer for tidlig påvisning og rask reaksjon på epidemier som oppstår i landet.
According to the agreement, the WHO will assist Angolan authorities in establishing provincial epidemic monitoring. 
WHO skal i følge avtalen assistere angolanske myndigheter i å etablere en provinsiell epidemi-overvåking.
The ten oil companies operating in Angola that have signed the agreement with the WHO are: BP Angola (Block 18) BV, Cabinda Gulf Oil Company, Ltd, Esso Exploration Angola Block 15, Norsk Hydro Angola AS, Petrobras International Braspetro BV, Statoil Angola Block 17 AS, Total E&P Angola, Devon Angola Corporation, ENI Angola Production BV and CNR Ranger (Angola) Limited. 
De ti selskapene som opererer i Angola og har signert avtalen med WHO er: BP Angola (Blokk 18) BV, Cabinda Gulf Oil Company, Ltd, Esso Exploration Angola Block 15, Norsk Hydro Angola AS, Petrobras International Braspetro BV, Statoil Angola Block 17 AS, Total E&P Angola, Devon Angola Corporation, ENI Angola Production BV og CNR Ranger (Angola) Limited.
Yesterday Hydro signed an agreement with the World Health Organisation (WHO), together with ten other oil companies operating in Angola. 
Hydro signerte onsdag en avtale med Verdens Helseorganisasjon (WHO) sammen med ti andre oljeselskaper som opererer i Angola.
The inquiry was launched after a fault was discovered during a test of one of the skid boats on the Veslefrikk B platform. 
Granskningsgruppen ble nedsatt etter at det ble oppdaget feil under systemutprøving av en av sliskelivbåtene om bord på Veslefrikk B-plattformen.
No crew members were in the lifeboat during the test. 
Det var ikke personer om bord i båten under testen.
Statoil takes a serious view of this case and has initiated work to clarify whether this was an isolated fault on the one lifeboat, or a construction fault in this type of lifeboat. 
Statoil ser meget alvorlig på denne hendelsen og har startet arbeidet med å avklare om dette er en enkeltstående feil på den ene livbåten eller en feil ved konstruksjonen av denne livbåttypen.
Tests carried out on the lifeboats on the Kristin platform have not revealed any similar faults to the one on Veslefrikk B. 
Tester utført på tilsvarende livbåter på Kristin har ikke påvist liknende feil som oppsto på Veslefrikk.
Production will not resume until the lifeboat systems have been repaired. 
Produksjonen vil ikke starte opp før livbåtsystemene er reparert.
The board of inquiry's report was presented to the Petroleum Safety Authority Norway today, 7 July. 
Granskningsrapporten ble presentert for Petroleumstilsynet i dag, 7. juli.
Statoil's internal board of inquiry has completed its report on the damage to a lifeboat on the Veslefrikk field in the North Sea on 21 June. 
Statoils interne granskningsgruppe har fullført rapporten etter skaden på en livbåt på Veslefrikk-feltet 21. juni.
Expected annual national investments in NOK million up to 2020. 
Forventede årlige nasjonale investeringer i millioner kroner fram til 2020.
"Our final report will be ready in September," says Johan Petter Barlindhaug, chair of the Barlindhaug consultancy. 
– Vår endelige rapport foreligger i september i år, forteller Johan Petter Barlindhaug, styreleder i konsulentselskapet Barlindhaug.
He presented the preliminary findings at a press seminar in Kirkenes, Finnmark county on 7 July in connection with the international Arctic Energy Agenda conference for business and industry and the authorities. 
Han presenterte de foreløpige funnene på et presseseminar i Kirkenes 7. juli i forbindelse med den internasjonale konferansen "The Arctic Energy Agenda" for myndigheter og næringsliv.
The analysts forecast that the total investments and operating costs could amount to roughly NOK 20 billion during the next 15 years. 
Ekspertene bak analysen foreventer at summen av investeringer og driftskostnader kan komme opp i rundt 20 milliarder kroner årlig i løpet av kommende 15-årsperiode.
He emphasises that a precondition for the analysis is that more hydrocarbons get discovered in the Barents Sea, and that new finds will require further development of the Snøhvit facilities. 
Han understreker at en forutsetning for analysen er at det blir funnet flere hydrokarboner i Barentshavet, og at nye funn krever ytterligere utbygginger av Snøhvit-anleggene.
A new LNG terminal in Finnmark county and a future gas export line from eastern Finnmark to mid-Norway are part of the basis for the figures. 
Bak tallene ligger det blant annet ny LNG-terminal i Finnmark og et framtidig eksportør for gass fra østlige Finnmark til Midt-Norge.
"The Snøhvit development is the start of this," says Mr Gjennestad. 
– Utbyggingen av Snøhvit er starten på dette.
"Long-term and continuous efforts are necessary to prove new reserves. 
Det er behov for en langsiktig og kontinuerlig innsats for å påvise nye reserver.
The regional consequences of such potential developments will be very substantial." 
De regionale konsekvenser av en slik mulig utvikling vil være meget betydelige, sier Gjennestad.
The visitors include Norwegian petroleum and energy minister Thorhild Widvey, European commissioner for energy Andris Piebalgs and US deputy energy secretary David Garman. 
Med i følget er olje- og energiminister Thorhild Widvey, EUs energikommisær Andris Piebalgs og USAs viseenergiminister David Garman.
During the visit, Mr Lund repeated his message that the Barents Sea could become Europe’s leading offshore oil and gas province by 2020. 
Under besøket gjentok Helge Lund sitt budskap om at Barentshavet fram mot 2020 kan bli Europas ledende olje- og gassprovins til havs.
That was one of the key points in his speech at the Arctic Energy Agenda round-table conference in Kirkenes, Finnmark county, on Thursday 7 July. 
Dette var et av hovedpoengene under Lunds innlegg på rundebordskonferansen The Arctic Energy Agenda i Kirkenes torsdag 7. juli.
“Global energy consumption is increasing, with security of supply becoming an ever more important challenge,” said Mr Lund. 
– Verdens energiforbruk øker, og forsyningssikkerhet blir en stadig viktigere utfordring.
“Dependence on imports will rise in key markets such as Europe and the USA. 
Tiltagende importavhengighet vil gjøre seg gjeldende i store markeder som det europeiske og det amerikanske.
The Barents Sea can play an important role in achieving the goal of varied and secure energy supplies." 
Barentshavet kan spille en viktig rolle for å oppnå en variert og sikker energiforsyning, sa Lund.
He emphasised that the oil and gas resources in the region must be produced in ways which are compatible with fishing interests, and said that Statoil will do this by applying the strictest requirements to safety and the environment. 
Han slo fast at olje- og gassressursene i området må høstes på måter som lar seg kombinere med fiske, noe Statoil vil gjøre med de strengeste krav til miljø og sikkerhet.
Mr Lund also mentioned that the solutions Statoil has developed for the Snøhvit field can be transferred directly to such discoveries as Shtokman in the Russian sector. 
Lund kom også inn på at løsningene som er utviklet for Snøhvit kan overføres til felt som Shtokman på russisk side.
“Statoil can offer a combination of technology and market access which I believe will be very attractive for the Russians," he noted. 
– Statoil kan tilby en kombinasjon av teknologi og markedstilgang jeg tror vil være svært attraktiv for russerne, sa Lund.
The ministers are also visiting the Polar Pioneer drilling rig which is drilling the production wells on the Snøhvit field. 
Ministrene skal også besøke boreriggen Polar Pioneer som borer produksjonsbrønnene på Snøhvit-feltet.
The Hammerfest LNG plant on Melkøya island, which will process and liquefy gas from Snøhvit, is Europe's first export facility for liquefied natural gas. 
Snøhvit-anlegget ved Hammerfest er Europas første eksportanlegg for flytende naturgass (LNG).
It will start deliveries to markets in the USA and southern Europe from 1 October 2006. 
Anlegget skal levere gass til markeder i USA og Sør-Europa fra 1. oktober 2006.
Chief executive of Statoil, Helge Lund, is hosting a visit by several energy ministers to the Hammerfest LNG plant today, 8 July. 
Statoils konsernsjef Helge Lund var vert for flere energiministere under et besøk på Snøhvit-anlegget i Hammerfest i dag, 8. juli.
The oil and gas field will be developed with five subsea templates, including one for seawater injection, and with wellstream processing on Statoil’s Kristin platform. 
Brønnstrømmen skal prosesseres på Kristin-plattformen.
Tyrihans is scheduled to come on stream in 2009, when spare capacity will be available on the Kristin installation. 
Produksjonsstart er planlagt til 2009, når det er ledig kapasitet på Kristin-plattformen.
“This field calls for extensive technology development, but the work still needing to be done is felt to be at an acceptable level,” says Ståle Gjersvold, project manager for Tyrihans. 
– Tyrihans er et felt som krever omfattende teknologiutvikling, men utviklingen som gjenstår anses å være på et akseptabelt nivå, framholder Ståle Gjersvold, prosjektleder for Tyrihans.
Pressure support will be ensured by injecting gas from Statoil’s Åsgard development to supplement the template dedicated to seawater injection. 
Trykkstøtte sikres ved å injisere gass fra Åsgard-feltet, samtidig som det skal injiseres sjøvann fra en av bunnrammene på feltet.
“Extensive use will be made of multilateral wells,” explains Mr Gjersvold. 
- Feltet skal bygges ut med utstrakt bruk av flergrensbrønner.
“We’ll also be advancing our smart well technology to improve recovery from subsea-developed fields.” 
Vi skal også videreutvikle smartbrønn-teknologi for økt utvinning fra havbunnsfelt, sier Gjersvold.
Gas from Tyrihans will be exported via Kristin and the Åsgard Transport trunkline to Kårstø north of Stavanger, while oil and condensate are stored on the Åsgard C vessel for export by ship. 
Gassen fra Tyrihans vil transporteres fra Kristin-plattformen via Åsgard Transport, mens olje/kondensat skal lagres på Åsgard C.
Tyrihans is expected to yield recoverable reserves of about 182 million barrels (29 million cubic metres) of oil and condensate and 34.8 billion cubic metres of rich gas. 
Forventede utvinnbare reserver fra Tyrihans er rundt 182 millioner fat olje/kondensat (29,0 mill. kubikkmeter) og 34,8 milliarder kubikkmeter rikgass.
Total development costs are estimated to be just under NOK 14 billion (nominal). 
De totale utbyggingskostnadene er estimert til i underkant av 14 milliarder kroner (nominelt).
The Tyrihans templates will lie in roughly 300 metres of water about 35 kilometres south-east of the Kristin platform. 
Bunnrammene på Tyrihans ligger om lag 35 kilometer sørøst for Kristin-plattformen på om lag 300 meters havdyp.
A 43-kilometre pipeline linking these structures with Kristin will be electrically heated to inhibit the formation of hydrate (a kind of hydrocarbon ice). 
Det 43 kilometer lange røret fra bunnrammene til Kristin får elektrisk oppvarming for å hindre isdannelse (hydratkontroll).
The PDO envisages a total of 12 wells, including nine for production, two for gas injection and one for injecting unprocessed seawater. 
I alt 12 brønner skal bores, ni produksjonsbrønner, to gassinjeksjonsbrønner og én brønn for injeksjon av ubehandlet sjøvann.
“This project combines all our knowledge and innovative technology for improved recovery from subsea-developed fields,” says Mr Gjersvold. 
- Med utvikingen av Tyrihans kombinerer vi all vår kunnskap og ny teknologi om økt utvinning fra undervannsfelt.
“It will set a new standard from bringing such developments on stream.” 
Prosjektet vil sette ny standard for utvikling av undervannsfelt, sier Ståle Gjersvold.
The Transocean-owned Transocean Arctic rig has been chartered for drilling and completion work. 
Det er inngått avtale om å bruke den Transocean-eide riggen Transocean Arctic til boring og komplettering.
Tyrihans will be operated by the Kristin operations organisation at Statoil’s Stjørdal offices near Trondheim in mid-Norway. 
Tyrihans-feltet skal drives av Kristins driftsorganisasjon ved Statoil-kontoret på Stjørdal.
Statoil has a 46.8 per cent holding in the field. 
Statoil som operatør har en eierandel på 46,8 prosent.
Its partners are Total with 26.51 per cent, Norsk Hydro 12 per cent, Eni Norge 7.9 per cent and ExxonMobil 6.75 per cent. 
Øvrige rettighetshavere er Total (26,51 prosent), Norsk Hydro (12 prosent), Eni Norge (7,9 prosent) og ExxonMobil (6,75 prosent).
Statoil has today, 11 July, submitted a plan for development and operation (PDO) of Tyrihans on behalf of the licensees in this Norwegian Sea field to the Ministry of Petroleum and Energy. 
Statoil har i dag, 11. juli, på vegne av partnerne i Tyrihans-lisensen i Norskehavet, levert Plan for utbygging og drift (PUD) for Tyrihans til Olje- og energidepartementet.
Hydro will be operator of the exploration program, with an ownership interest of 48.75 percent. 
Hydro blir operatør med 48,75 prosent eierandel.
Dana Petroleum and ONAREP will be partners in the project. 
Partnere i lisensen er Dana Petroleum og ONAREP.
The agreement comprises four licences covering 6,540 square kilometres at a sea depth of 300 to 3,000 metres. 
Avtalen omfatter fire lisenser som dekker 6 540 kvadratkilometer på 300 til 3000 meters vanndyp.
”We signed an investigation contract for the North-West Safi licence in April 2004. 
- Vi undertegnet en et års undersøkelseskontrakt for blokken NW-Safi i april 2004.
During autumn last year 1,000 line-kilometres of 2D seismic was collected. 
I løpet av høsten ble det samlet 1000 linjekilometer 2D seismikk.
Supplemented with complementary geological studies the data confirms possible oil and gas deposits,” says Hans-Helmut Berchelmann, head of the New Areas unit in Business Development. 
Supplert med utfyllende geologiske studier har vi fått bekreftet muligheter for olje- og gassforekomster, sier Hans-Helmut Berchelmann, Nye Områder i Internasjonal Forretningsutvikling.
By acquiring exploration area, outside bid rounds, in countries with favourable tax conditions, Hydro can build a varied exploration portfolio with limited risk, and at the same time exert control through operatorships. 
Å tilegne seg leteareale i land med gunstige skattebetingelser og utenom budrunder, gir mulighet til å bygge en variert utforskingsportefølje med begrenset risiko og kontroll gjennom operatørskap.
Further collecting of seismic and interpretation of exploration models are now being planned. 
Ytterligere innhenting av seismikk og tolking av modeller er nå planlagt.
This work will form the basis for a decision about potential exploration drilling or possible farm-outs or swaps. 
Dette arbeidet vil danne basis for beslutning om eventuell boring eller mulige farm-out eller bytteaktiviteter.
In these areas Hydro’s considerable offshore competence – especially from the Nova Scotian continental shelf, which resembles the NW-Safi region – will be useful. 
Her kan vi dra nytte av vår betydelige offshore kompetanse, spesielt fra Nova Scotias kontinentalsokkel, som har likhetstrekk med NW-Safi-regionen.
The deepwater exploration areas off the Moroccan coast are considered as little explored. 
Letearealene på dypt vann utenfor Marokko ansees som lite utforsket.
Lately, only three wells have been drilled. 
Kun tre brønner er boret i området i det siste.
”Encouraging geological information from new 2D seismic and a systematic evaluation will now be pursued. 
- Oppmuntrende geologisk informasjon fra ny 2D seismiske data og den systematiske evalueringen skal nå videreføres.
Preparations for a major 3D seismic survey have already started,” says Berchelmann. 
Forberedelser til en stor 3D seismisk undersøkelse har allerede startet, forteller Berchelmann.
Focused progress Hydro’s partners agree that the contract conditions and the flexibility shown by the Moroccan authorities make possible a united, focused progress with a balanced exposure to risk. 
Fokusert fremdrift Våre partnere er enige i at kontraktsbetingelser og marokanske myndigheters fleksibilitet muliggjør en forent, fokusert fremdrift med balansert eksponering for risiko.
”We are happy that Dana Petroleum joined the partnership on May 17th. 
– Vi er meget fornøyd med at Dana Petroleum sluttet seg til partnerskapet 17. mai i år.
This company has considerable knowledge about this region and will strengthen the project. 
De har betydelige kunnskaper om regionen og vil være en styrke for prosjektet.
A decision regarding possible drilling operations is expected early in 2007. 
En beslutning om en eventuell boreoperasjon forventes tidlig i 2007.
”Despite that limited deepwater drilling further south has not been successful so far, further exploration efforts are justified to assess the potential on the Moroccan continental shelf,” says Hans-Helmut Berchelmann. 
– På tross av at begrensede dypvannsboringer lenger sør foreløpig ikke har ført til suksess, er ytterligere utforskingsinnsats berettiget for å vurdere det potensialet på den marokanske kontinentalsokkelen, sier Hans-Helmut Berchelmann.
Partners in the NW-Safi licence: Hydro (operator) 48.75 percent Dana Petroleum 26,25 percent ONAREP 25,00 percent 
Eierskap i lisens NW-Safi: Hydro (operatør) 48,75 prosent Dana Petroleum 26,25 prosent ONAREP 25,00 prosent
Hydro signed an agreement about exploration off the Moroccan coast on Monday. 
Vi har i dag signert en avtale for leting utenfor kysten av Marokko.
The representatives of the owners of HAW and HEW/Vattenfall reached this conclusion during discussions with Hamburg economics senator Gunnar Uldall. 
Representanter for eierne av HAW and HEW/Vattenfall har trukket denne konklusjonen i samtaler med økonomiminister Gunnar Uldall i den tyske delstaten Hamburg.
Due to basic policies governing the German energy market, and now also the extremely tight carbon emission trading system resulting in high prices for CO2 emission certificates, the parties could not find a common ground allowing continued operations of primary aluminium production in HAW. 
Grunnet rammevilkårene i det tyske energimarkedet og nå også et svært stramt trading-system for CO2-utslipp som fører til høye priser på utslippssertifikater, har det ikke vært mulig for partene å finne et felles grunnlag for fortsatt produksjon av primæraluminium ved HAW.
The outcome of the talks thereby confirms the closure of the electrolysis plant and anode production, affecting approximately 450 employees. 
Utfallet av samtalene bekrefter dermed stengningen av elektrolyseanlegget og anodeproduksjonen og berører om lag 450 ansatte.
The three owners of the plant - Alcoa, Amag and Hydro - decided in June to close the main units in the plant by the end of 2005, if new power supply could not be arranged at competitive terms. 
De tre eierne av verket - Alcoa, Amag og Hydro – besluttet i juni å stenge hovedenhetene ved verket innen utgangen av 2005 hvis det ikke ville være mulig å sikre kraftleveranser på konkurransedyktige vilkår.
Hans-Jürgen Cramer, managing director of HEW/Vattenfall, underlines the influence of government imposed taxes and fees on power prices in Germany. 
Hans-Jürgen Cramer, administrerende direktør ved HEW/Vattenfall, understreker betydningen av skatter og avgifter som myndighetene legger på kraftprisene i Tyskland.
"Costs decided on a federal level in Germany, like eco-tax and the financing of the wind power, drive the prices up and lead to international competitive disadvantages for the German industry. 
"Kostnader som fastlegges på nasjonalt nivå, så som miljøavgifter og finansiering av vindkraft, skyver kraftprisene opp og forverrer konkurransevilkårene for tysk industri.
We, as power suppliers, cannot solve this problem – this is a political issue," states Cramer. 
Som kraftleverandører kan vi ikke løse dette problemet – det er et politisk spørsmål," fastslår Cramer.
"The outcome of the talks is that we see no sustainable solution and that there is no basis for further discussions." 
"Resultatet av samtalene betyr at vi ikke kan se noen bærekraftig løsning og at det ikke er grunnlag for ytterligere samtaler."
"In spite of constructive efforts by all parties involved, we could not match the different needs of price and supply conditions," says Dieter Braun, head of Hydro Aluminium Deutschland. 
"På tross av konstruktive bidrag fra alle involverte parter, har vi ikke vært i stand til å utlikne avstanden mellom ønsket kraftpris og aktuelle leveringsvilkår," sier Dieter Braun, leder for Hydro Aluminium Deutschland.
He has represented the three HAW owners in the talks with HEW/Vattenfall and the Hamburg Senate. 
Han har representert de tre HAW-eierne i samtalene mellom HEW/Vattenfall og Senatet i Hamburg.
"We now urgently need a German and European energy policy more in line with international conditions, to avoid a delocalization of energy intensive industries from Europe." 
"Vi trenger nå å få på plass en tysk og europeisk energipolitikk som er mer på linje med internasjonale vilkår, slik at vi kan unngå at energiintensiv industri flytter ut fra Europa," sier Braun.
Talks to explore further options to reach an agreement for electricity supplies to Hamburger Aluminium-Werk (HAW), between HEW/Vattenfall and HAW, have been terminated without result. 
Samtalene mellom HEW/Vattenfall og Hamburger Aluminium-Werk (HAW) for å undersøke ytterligere muligheter til å oppnå enighet om strømleveranser til HAW, er nå avsluttet, uten at det er oppnådd noe resultat.
The leakage arose in a gas flowline between the Åsgard A production ship and the Åsgard B platform in the Norwegian Sea. 
Lekkasjen oppstod i en gassrørledning mellom produksjonsskipet Åsgard A og gassplattformen Åsgard B i Norskehavet.
Earlier this year, Statoil discovered 72 weak welds in hubs on the Åsgard field. 
Statoil avdekket tidligere i år svakheter i 72 sveiser i rørforbindelser på Åsgard-feltet.
Testing showed that the problem of weak welds was not as serious as first assumed and that only 24 of the 72 welds had to be repaired. 
Testing viste at problemet med svake sveiser var mindre enn først antatt, og at bare 24 av de 72 skjøtene måtte repareres.
"The leak which has now occurred is in one of the flowlines that were previously given the all-clear, so we have decided to shut down production where we presumed earlier that there were no weaknesses," says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway. 
"Lekkasjen som nå har oppstått i ett av rørene som tidligere har vært "friskmeldt" gjør at vi velger å stenge ned produksjonen også der hvor vi tidligere antok at det ikke var svakheter," sier Henrik Carlsen, konserndirektør i Undersøkelse og produksjon Norge.
He adds that operation of the Åsgard field will at all times be justifiable based on safety and environmental concerns, and that parts of the field will be closed until the cause of the leak is clarified. 
Han tilføyer at driften av Åsgard-feltet under enhver omstendighet skal være sikkerhets- og miljømessig forsvarlig, og at deler av feltet vil være stengt inntil årsaken til den siste lekkasjen er avklart.
The closure means that all gas and condensate exports from Åsgard B come to a halt. 
Nedstengningen medfører at all kondensat- og gasseksport fra Åsgard B stanser.
Condensate production amounts to about 45,000 barrels per day while gas production will be dependent on customer nominations. 
Kondensatproduksjonen tilsvarer rundt 45.000 fat i døgnet, mens gassproduksjonen vil være avhengig av kundenes nominering.