natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Made in block 35/11 in production licence 090 in the eastern part of the Fram field, the discovery could extend into PL090D in block 35/12. 
Funnet er gjort i blokk 35/11 i lisensen PL090 i den østlige delen av Fram-feltet og kan strekke seg inn i PL090D-lisensen i blokk 35/12.
The extension of drilling into the exploration target also functions as a commitment well for PL090D, handed out as part of the 2005 awards in predefined areas (APA). 
Forlengelsen av produksjonsbrønnen inn i letemålet fungerer også som en forpliktelsesbrønn for utvinningstillatelse PL090D, som ble tildelt i TFO 2005 (Tildeling i forhåndsdefinerte områder).
This C East discovery contains both oil and gas, but crude accounts for the bulk of the volume. 
C Øst-funnet inneholder både olje og gass, men størstedelen av volumene er olje.
StatoilHydro has already proven oil and gas resources during recent years in the Astero and H North discoveries in the same part of the NCS. 
StatoilHydro har i de siste årene påvist olje- og gassressurser i funnene Astero og H-Nord det samme området.
Studies will now be launched to see whether the C East discovery can be brought on stream quickly, perhaps through a tie-back to installations such as Fram East or Troll C. 
Det skal nå utredes om C Øst-funnet kan settes hurtig i produksjon, for eksempel ved tilknytning til installasjoner som Fram Øst og Troll C.
The licensees in PL090 and PL090D are StatoilHydro (operator) with 45%, Gaz de France with 15%, Idemitsu Petroleum with 15% and ExxonMobil with 25%. 
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene PL090 og PL090D: StatoilHydro (operatør) (45 prosent), Gaz de France (15), Idemitsu Petroleum (15) og ExxonMobil (25).
A map of the area showing discovery wells, previous discoveries (orange) and existing fields (green). 
Områdekart med funnbrønnen, tidligere funn (orange) og eksisterende felt (grønt).
“Huldra has been an exciting project, but the most important period in the field’s lifespan lies ahead. 
"Huldra har vært et spennende prosjekt, men den viktigste perioden i feltets levetid har vi nå foran oss.
Now it’s a question of securing revenues,” he reports. 
Det er nå inntektene skal sikres," sier han.
But Mr Andersen says that in the initial phase a crew of 14-16 will be on board. 
Ifølge Andersen skal 14-16 personer være om bord i startfasen.
The drilling rig Mærsk Galant is currently drilling production wells on the field. 
For tiden driver boreriggen Mærsk Galant produksjonsboring på feltet.
Eventually, Huldra will produce from six wells. 
Etter hvert skal Huldra produsere fra seks brønner.
Production will be built up quickly to a plateau of 10 million cubic metres of gas per day. 
Produksjonen bygges raskt opp til platå på 10 millioner kubikkmeter gass i døgnet.
Plans call for the field to produce for seven years. 
Feltet skal etter planen produsere i sju år.
Huldra has a simple processing plant for separating condensate and gas. 
Huldra har et enkelt prosessanlegg for å skille kondensat og gass.
The condensate is piped to Veslefrikk for processing, while the gas is sent to the Norsk Hydro-operated Heimdal field. 
Kondensatet overføres i rørledning til Veslefrikk for prosessering, mens gassen transporteres til det Norsk Hydro-opererte Heimdal-feltet.
From there it can be sent through the Vesterled gas trunkline to the UK or through the Statpipe system to continental Europe. 
Derfra kan den sendes gjennom gassrørledningen Vesterled til Storbritannia eller gjennom Statpipe-systemet til kontinentet.
Production is almost two months behind schedule due to repairs carried out on the condensate pipeline between Huldra and Veslefrikk. 
Produksjonen starter nesten to måneder seinere enn planlagt på grunn av reparasjoner på kondensatrørledningen mellom Huldra og Veslefrikk.
The Statoil-operated Huldra field in the North Sea commenced production of gas and condensate on 21 November. 
Det Statoil-opererte Huldra-feltet i Nordsjøen startet produksjonen av gass og kondensat 21. november.
The aim is to bring the ship on stream during the spring. 
Målet er å starte produksjonen fra feltet i løpet av våren.
The Åsgard A oil production ship arrived on this Statoil field development in the Norwegian Sea on 8 February. 
Produksjonsskipet Åsgard A var i går, mandag, på plass på Åsgard-feltet i Norskehavet.
The high efficiency of EC Power Micro CHP systems is enabling them to increasingly supersede conventional energy installations. 
Den høye effektiviteten til EC Powers mikro-kraftvarmesystemer gjør at de i stadig sterkere grad kan erstatte konvensjonelle kraftverk.
"Gaining a contract with a company of E.ON’s size demonstrates the viability of micro CHP alongside other micro-generation technologies," says Kristofer Hetland, Chairman of EC Power’s board of Directors. 
– Inngåelse av kontrakt med et selskap på E.ONs størrelse viser at mikro-kraftvarmeteknologi er et realistisk alternativ ved siden av andre mikrokraftteknologier, sier Kristofer Hetland, styreformann i EC Power.
"StatoilHydro’s involvement in EC Power contributes to promoting energy-efficient solutions and reduction of greenhouse gas emissions," he says. 
– StatoilHydros engasjement i EC Power bidrar til å fremme energi-effektive løsninger og redusere utslippene av drivhusgass, sier han.
The deal with E.ON’s Sustainable Energy Solutions business comes at a time when interest in low-carbon micro-generation technologies is high. 
Avtalen med E.ONs Sustainable Energy Solutions-kommer på et tidspunkt da interessen for mikrokraftteknologi som gir lave karbondioksidutslipp er stor.
The UK government’s recent Climate Change Bill proposes a reduction in carbon dioxide emissions of 60% before 2050 to help tackle global warming. 
I den britiske regjeringens klimaendringsproposisjon (Climate Change Bill) foreslås en reduksjon av karbondioksidutslippene på 60 prosent før 2050 for å bidra til å løse problemet med global oppvarming.
EC Power systems are delivering significant energy savings for a growing number of public and private sector organisations including local authorities, housing associations, hospitals and residential care homes. 
EC Powers systemer gir betydelige energibesparelser for et økende antall organisasjoner i offentlig og privat sektor, blant annet kommunale myndigheter, borettslag, sykehus og pleiehjem.
Micro CHP offers an easy route to meeting the level of emission reductions required by these consumers. 
Mikrokraftvarme er en effektiv metode for oppnå utslippsreduksjonene som disse kundene krever.
It simultaneously generates heating, hot water and electricity for use in domestic and commercial applications. 
Den genererer både varme, varmt vann og elektrisitet for bruk i hjemmene og for forretningsformål.
As most of the waste heat from the generation process is recovered, the units are inherently ‘green’ as they use much less fuel than conventional technologies. 
De bruker mye mindre drivstoff enn konvensjonelle teknologier.
This environmental benefit increases further when renewable biofuels are used instead of the natural gas or diesel normally used. 
Denne miljøfordelen øker ytterligere når fornybare biodrivstoffer brukes i stedet for naturgass eller diesel, som normalt brukes.
With a typical system, consumers can expect to save up to 60 percent on their energy bills. 
Vanligvis kan forbrukerne med dette systemet forvente å spare opp mot 60 prosent på strømregningene sine.
Micro Combined Heat and Power (micro-CHP) is a technology that increases the energy efficiency of small-scale gas or diesel-powered electricity generation plants by capturing and using their surplus heat for heating. 
Mikrokraftvarme er en teknologi som øker energieffektiviteten til små gass- eller dieseldrevne el-kraftverk ved å fange opp og bruke overskuddsvarmen til oppvarming.
Ms Arnstad has been acting chair since Eivind Reiten resigned on 4 October last year. 
Arnstad har vært fungerende styreleder etter at Eivind Reiten trakk seg fra vervet 4. oktober i år.
The election of a new chair will take place at an extraordinary meeting of StatoilHydro’s corporate assembly on 30 January. 
Valg av ny styreleder skjer på et ekstraordinært møte i StatoilHydros bedriftsforsamling 30. januar.
Svein Rennemo (60) has since 2002 been chief executive of Petroleum Geo-Services ASA (PGS). 
Svein Rennemo (60) har siden 2002 vært konsernsjef i Petroleum Geo-Services ASA (PGS).
PGS is a global oilfield service company involved in providing geophysical services. 
PGS er en global serviceleverandør til oljeindustrien og leverer tjenester innen geofysikk.
“Svein Rennemo has long and broad experience as an international industry leader and enjoys great respect,” says Olaug Svarva, chair of the nomination committee. 
- Svein Rennemo har lang og bred erfaring som internasjonal industrileder og nyter stor tillit.
“His background from leading positions and directorships in several companies in and outside Norway has given Mr Rennemo deep insight into the energy markets, the global oil and gas business and international financial and business life. 
Hans bakgrunn fra lederstillinger og styreverv i en rekke bedrifter i og utenfor Norge har gitt Rennemo dyp innsikt i energimarkedene, den globale olje- og gassvirksomheten og internasjonalt finans- og næringsliv.
The nomination committee believes that with his broad knowledge and experience, Mr Rennemo will be able to make an excellent contribution to the further development of StatoilHydro,” Ms Svarva says. 
Valgkomiteen mener Rennemo med sin brede kunnskap og erfaring vil kunne bidra meget godt til videre utvikling av StatoilHydro, sier valgkomiteens leder, Olaug Svarva.
“The nomination committee has, in line with its rules of procedure, had a constructive dialogue with major shareholders in connection with its work. 
- Valgkomiteen har, i tråd med sin instruks, hatt en god og konstruktiv dialog med viktige aksjonærer i forbindelse med sitt arbeid.
We believe Mr Rennemo is a candidate who meets the owners’ expectations. 
Vi mener Rennemo er en kandidat som fullt ut møter eiernes forventninger til vervet som styreleder.
He has extensive knowledge, broad operational experience and high integrity. 
Han har omfattende kunnskaper, bred operasjonell erfaring og høy integritet.
These are important qualities for a chair of the board of a company of StatoilHydro’s size and importance,” says Ms Svarva. 
Dette er viktige egenskaper for en styreleder i et så stort og viktig selskap som StatoilHydro, sier Svarva.
Mr Rennemo graduated in economics from the University of Oslo in 1971. 
Svein Rennemo er sosialøkonom fra Universitetet i Oslo i 1971.
Between 1972 and 1982 he acted as an advisor and analyst in monetary policy and economics at the Central Bank of Norway, the OECD secretariat in Paris and the Norwegian Ministry of Finance. 
Etter embetseksamen var han mellom 1972 og 1982 analytiker og rådgiver innen pengepolitikk og samfunnsøkonomi i Norges Bank, OECD-sekretariatet i Paris og Finansdepartementet.
From 1994-2001 Mr Rennemo worked for Borealis, initially as deputy chief executive and CFO and from 1997 as chief executive. 
I perioden 1994-2001 var Rennemo ansatt i Borealis, først som visekonsernsjef og CFO og fra 1997 som konsernsjef.
Borealis is one of the world’s leading producers of plastic raw materials with its head office in Copenhagen. 
Borealis er en av verdens ledende produsenter av plastråstoffer med hovedkontor i København.
Mr Rennemo is today chair of Statnett SF and Intopto AS. 
Rennemo er i dag styreleder i Statnett SF og Intopto AS.
He has held directorships in Simrad, Kvaerner and Petoro in Norway, Dynea in Finland and Nutreco and Marine Harvest (as chair) in the Netherlands. 
Han har tidligere hatt styreverv i Simrad, Kværner og Petoro i Norge, Dynea i Finland og Nutreco og Marine Harvest (styreleder) i Nederland.
He is at present a director of Norsk Hydro ASA but will withdraw from this post. 
Rennemo er i dag styremedlem i Norsk Hydro ASA, et verv han vil trekke seg fra.
Mr Rennemo was born in Drammen, eastern Norway, in 1947 and has two grown-up children. 
Rennemo er født i Drammen i 1947, gift, og har to voksne barn.
He lives in Oslo. 
Han er bosatt i Oslo.
The nomination committee’s proposal will be handled at an extraordinary meeting in StatoilHydro’s corporate assembly on 30 January. 
Valgkomiteens innstilling vil bli behandlet i ekstraordinært møte i StatoilHydros bedriftsforsamling 30. januar.
The election will be for the period up to StatoilHydro’s ordinary general meeting of shareholders in 2010. 
Valget gjelder frem til ordinær generalforsamling i 2010.
After the election the board of StatoilHydro will comprise of Svein Rennemo (chair), Marit Arnstad (deputy chair), Elisabeth Grieg, Grace Reksten Skaugen, Kjell Bjørndalen, Roy Franklin and Kurt Anker Nielsen as shareholder-elected directors and Lill-Heidi Bakkerud, Claus Clausen and Morten Svaan as employee-elected directors. 
Styret i StatoilHydro vil etter valget bestå av Svein Rennemo (leder), Marit Arnstad (nestleder), Elisabeth Grieg, Grace Reksten Skaugen, Kjell Bjørndalen, Roy Franklin og Kurt Anker Nielsen som aksjonærvalgte styremedlemmer og Lill-Heidi Bakkerud, Claus Clausen og Morten Svaan som ansattevalgte styremedlemmer.
Ragnar Fritsvold and Geir Nilsen will attend board meetings as representatives of the employees. 
I tillegg vil Ragnar Fritsvold og Geir Nilsen møte i styret på vegne av de ansatte.
Reidar Gjærum, senior vice president for corporate communication at StatoilHydro: Telephone: +47 908 55 101. 
Reidar Gjærum, kommunikasjonsdirektør i StatoilHydro: Telefon: +47 908 55 101
Svein Rennemo, © Norsk Hydro (Photo: Kåre Foss). 
© Norsk Hydro (Foto: Kåre Foss)
StatoilHydro’s Kai Kos Dehseh oil sands project is on the starting line but is expected to reach a production of 200,000 barrels per day in 2020. 
StatoilHydros oljesandprosjekt Kai Kos Dehseh er i startgropen, men forventes å nå en produksjon på 200.000 fat per dag i 2020.
The project is based on steam assisted gravity drainage (SAGD) where steam is pumped down into deep-lying layers to make the oil flow. 
Prosjektet er basert på SAGD-teknologi, der damp pumpes ned i dyptliggende lag for å få oljen flytende.
There is considerable potential to make the project more robust and further strengthened to meet the environmental challenges through the development and application of new technologies. 
Det finnes et betydelig potensial for å gjøre prosjektet mer robust og ytterligere styrket i å møte utfordringer knyttet til miljøspørsmål gjennom utvikling og bruk av nye teknologier.
In creating the Heavy Oil Technology Centre (HOTC), StatoilHydro will explore academic partnerships and work with government and industry institutions, just as it has done in its operations in Norway and around the world. 
Ved etablering av forskningssenteret vil StatoilHydro samarbeide med akademiske institusjoner, myndigheter og næringsinstitusjoner, slik vi har gjort i vår virksomhet i Norge og rundt om i verden.
“At StatoilHydro we place great emphasis on finding technological solutions to challenges and implementing them in our commercial projects,” says Geir Jøssang, president of StatoilHydro Canada. 
- I StatoilHydro legger vi stor vekt på å finne teknologiske løsninger på utfordringer, og gjennomføre dem i våre kommersielle prosjekter.
“This is the first such transfer outside Norway of a unit from our R&D team and is an excellent opportunity for academic and technological exchange between Canada and Norway.” 
Dette er første overføring av en enhet fra FoU-gruppen til utlandet, og er en enestående mulighet til akademisk og teknologisk utveksling mellom Canada og Norge, sier Geir Jøssang, direktør for StatoilHydro oljesandsatsing i Canada.
“The HOTC is at a very early stage, but we believe that only through technology development can we as an industry address the major challenges in making oil sands development environmentally sustainable.” 
- Forskningssenteret for tungolje er ennå i en veldig tidlig fase, men vi mener at det kun er gjennom teknologiutvikling at vi som bransje kan ta de store utfordringene som ligger i det å gjøre oljesandutvikling miljømessig bærekraftig, sier Jøssang.
StatoilHydro Canada’s activities include production offshore Newfoundland and Labrador at the Hibernia and Terra Nova fields. 
Virksomheten til StatoilHydro Canada omfatter produksjon utenfor kysten av Newfoundland og Labrador på Hibernia- og Terra Nova-feltene.
In 2007 the company acquired North American Oil Sands Corporation with over 1,100 square kilometres of oil sand leases in northern Alberta. 
I 2007 kjøpte selskapet opp North American Oil Sands Corporation med over 1100 kvadratkilometer oljesandlisenser i nordlige Alberta.
The company is currently developing the Leismer SAGD demonstration project which will have a capacity of 20,000 barrels per day in 2010. 
Selskapet utvikler nå demonstrasjonsprosjektet Leismer SAGD, som vil ha en kapasitet på 20.000 fat per dag i 2010.
The shares have been acquired at a price of NOK 146.15 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 146,15 kroner.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 2,559,213 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 2.559.213 aksjer.
On behalf of StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 17 January 2008 purchased 364,000 sharesfor use in the group`s Share saving plan. 
På vegne av StatoilHydro (OSE:STL, NYSE:STO) har DnB NOR 17. januar 2008 kjøpt 364.000 aksjer til bruk i StatoilHydros aksjespareprogram.
Also the gas export from Visund, which uses the pipeline, was affected by the pipeline damage. 
Skaden på rørledningen fikk i tillegg konsekvenser for gasseksporten fra Visund som også benytter rørledningen.
Internal and external technical milieus have carried out throrough calculations and evaluations and have collectively decided that the pipeline has sufficient technical integrity and is qualified for temporary operation. 
Interne og eksterne fagmiljøer har gjennomført grundige beregninger og vurderinger og er samstemt om at røret har tilstrekkelig teknisk integritet og er kvalifisert for midlertidig drift.
The Petroleum Safety Authority Norway has been continuously informed about the work and its conclusions. 
Petroleumstilsynet er blitt holdt løpende informert om arbeidet og konklusjonene.
The pipeline repairs are weather dependent and will therefore be performed in the summer season. 
Reparasjonen av rørledningen er væravhengig og vil derfor bli gjennomført i sommerhalvåret.
Production at Kvitebjørn has been resumed, and gas both from Visund and Kvitebjørn is now being transported to Kollsnes. 
Produksjonen på Kvitebjørn er startet opp, og gass fra både Visund og Kvitebjørn transporteres nå til Kollsnes.
Kvitebjørn's production was shut down in May 2007 in order to avoid further depressurisation of the reservoirs and to ensure safe drilling of the remaining wells. 
Kvitebjørn stengte ned produksjonen i mai 2007 for å unngå videre trykkavlastning av reservoarene og dermed sikre forsvarlig boring av gjenstående brønner.
At about the same time that the last well in the primary drilling programme was finished, the pipeline damage was discovered – hindering the start up of Kvitebjørn in November 2007. 
Omtrent samtidig med at den siste brønnen i primærboreprogrammet var ferdig, ble rørledningsskaden oppdaget – noe som forhindret oppstart av Kvitebjørn i november i fjor.
In October this year the drilling and well community in StatoilHydro won the national Technology Award 2007 for its path-breaking drilling technology on the Kvitebjørn field. 
I oktober i år vant bore- og brønnmiljøet i StatoilHydro den nasjonale Teknologiprisen 2007 nettopp for sin banebrytende boreteknologi på Kvitebjørn-feltet.
Contact: Press spokesman Gisle Johanson Tel: +47 41 44 00 50 
Kontaktperson: Pressetalsmann Gisle Johanson Tlf: 41 44 00 50
The Kvitebjørn field is located 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
According to current plans some 55 billion cubic metres of gas and 22 million cubic metres of condensate will be produced from Kvitebjørn 
Basert på gjeldende planer er det forventet å utvinne om lag 55 milliarder kubikkmeter gass og 22 millioner kubikkmeter kondensat
The platform was installed on the field in the North Sea on 16 May 2003 
Plattformen ble installert på feltet i Nordsjøen 16. mai 2003
Facts about Kvitebørn: 
Fakta om Kvitebjørn:
The exploration well that was drilled in June 2007 will be converted to a production well in 2008. 
Letebrønnen som ble boret i juni 2007 vil konverteres til en produksjonsbrønn i løpet av 2008.
The template for the subsea production facility has already been installed. 
Bunnrammen for produksjonsanlegget på havbunnen er allerede installert.
Development costs will total around NOK 1.2 billion, including drilling expenses. 
Kostnader for utbyggingen vil være ca 1,2 milliarder kroner inklusive boreutgifter.
StatoilHydro is operator for Yttergryta with a 45.75% interest. 
StatoilHydro er operatør for Yttergryta, og har 45,75 prosent av rettighetene.
The other licensees are Total with 24.5%, Petoro with 19.95% and Eni with 9.8%. 
Øvrige rettighetshavere er Total med 24,5 prosent, Petoro med 19.95 prosent og Eni med 9,8 prosent.
The company has also explained that the environmental monitoring programme will be updated in order to track the impacts of emissions from the plant. 
Selskapet har også redegjort for oppdatering av et miljøovervåkingsprogram for å følge opp konsekvensene av utslipp til luft fra anlegget.
We have described our plans for the start-up period and applied for a tradable carbon emission permit for the increased extraordinary carbon emissions,” says Øystein Michelsen, the head of operations north in StatoilHydro. 
Vi har nå redegjort for våre planer for oppstartsperioden og søkt om tillatelse for kvotepliktige utslipp for de økte ekstraordinære CO2-utslippene, sier Øystein Michelsen, som leder Drift Nord i StatoilHydro.
StatoilHydro initially planned a start-up period for Snøhvit of six to ten months. 
I utgangspunktet planla StatoilHydro for en oppstartsperiode for Snøhvit på seks til ti måneder.
As a result of challenges associated with the repairs of leaks in the cooling system, reduced capacity utilisation and possible need for modifications, the emissions in the start-up period were greater than planned. 
Utfordringene knyttet til reparasjon av lekkasjer i kjøleanlegget, begrenset kapasitetsutnyttelse i anlegget og mulig behov for modifikasjoner, medfører at utslippene i oppstartsperioden blir større enn planlagt.
StatoilHydro has previously described the uncertainty associated with the duration of the start-up period and production volumes from Snøhvit in 2008. 
StatoilHydro har tidligere redegjort for usikkerhet knyttet til varighet av oppstartsperioden og produksjonsvolumer fra Snøhvit i 2008.
The extended start-up phase has increased the number of plant start-ups and shut-downs, and reduced the utilisation of the capacity, which has increased the need for natural gas flaring from the flare boom at Melkøya. 
Utvidet oppstartsfase fører til flere opp- og nedkjøringer av anlegget, samt redusert kapasitetsutnyttelse som fører til økt behov for brenning av naturgass fra fakkelen på Melkøya.
StatoilHydro has today given SFT an update on the emissions of CO2, NOx, CH4, VOC, soot and PAH in the start-up period. 
StatoilHydro har i dag gitt SFT en oppdatert redegjørelse for utslipp i oppstartsperioden av CO2, NOx, CH4, VOC samt sot og PAH.
The company estimates that there may be extraordinary emissions of up to 1.5 million tonnes of CO2 and 2200 tonnes of soot from flaring from the LNG plant in this period. 
Selskapets anslår at det i denne perioden kan forekomme ekstraordinære utslipp på opptil 1,5 millioner tonn CO2 og 2200 tonn sot fra fakling fra LNG-anlegget.
StatoilHydro will buy emission quotas for the carbon emissions. 
StatoilHydro vil kjøpe utslippskvoter for CO2-utslippene.