natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Total announced today that the Orquidea-2 appraisal well has confirmed and expanded the potential of the Orquidea discovery in Block 17 offshore Angola. 
Total sendte tirsdag ut melding om at avgrensningsbrønn Orquidea-2 har bekreftet og utvidet potensialet for Orquidea-strukturen på blokk 17 utenfor Angola.
We’ve secured a stake in a part of the world with an unusually high discovery rate.” 
Vi har sikret oss en andel i en del av verden med en ualminnelig høy funnrate," slår han fast.
The Orquidea structure lies close to the Lirio, Cravo and Violeta discoveries in the north-west of block 17, and these four deposits could collectively form the basis for a development project. 
Orquidea-strukturen ligger i nærheten av funnene Lirio, Cravo og Violeta.
It still produces at plateau level pf 250,000 barrels of oil per day. 
Girassol produserer fortsatt på platå med 250.000 fat olje per dag.
Nearby Dalia is due to come on stream later this year with a similar solution. 
Dalia-feltet skal etter planen begynne å produsere seinere i år med en tilsvarende produksjonsløsning.
Angolan state oil company Sonangol is the block 17 concessionaire. 
Det angolanske statsoljeselskapet Sonangol er konsesjonsinnehaver for blokk 17.
Total (operator) has a 40% interest in Block 17, alongside partners ExxonMobil (20%), BP (16.67%), Statoil (13.33) and Hydro (10%). 
Statoil er partner i en kontraktorgruppe bestående av operatøren Total (40 prosent), ExxonMobil (20), BP (16,67), Statoil (13,33) og Hydro (10).
Statoil also has a 13.33% holding in Angolan blocks 15 and 31. 
Statoil har også 13,3 prosent andel i blokkene 15 og 31 utenfor Angola.
Hydrocarbons have been proven in 90% of the wells drilled in these three licences. 
I rundt 90 prosent av all brønnene som er boret er det påvist hydrokarobner.
Contact person: Rannveig Sofie Stangeland, public affairs manager, tel +47 48 12 59 78 (mobile) 
Kontaktperson: Rannveig Sofie Stangeland, informasjonssjef, telefon +47 481 25 978 (mobil)
Under no circumstances will Statoil personnel travel on business to Afghanistan, Iraq, Libya, Pakistan or Yemen. 
Statoil-ansatte skal under ingen omstendighet dra på tjenestereise til Afghanistan, Irak, Libya, Pakistan eller Jemen.
There are no restrictions on travelling to Turkey. 
Det er ikke lagt restriksjoner på reiser til Tyrkia.
Intercontinental journeys can only be undertaken in consultation with the appropriate business area management. 
Interkontinentale reiser skal bare gjennomføres i samråd med ledelsen i forretningsområdet.
Travel restrictions imposed by Statoil on 20 September are to be maintained. 
Statoil opprettholder reiserestriksjonene som ble innført 20. september.
A total increase of 10 million barrels of oil is expected. 
Totalt er det ventet at produksjonen vil øke med 10 millioner fat olje.
The illustration shows the first five subsea templates at the Norne field and the newly-installed K template. 
Illustrasjonen viser de fem første bunnrammene på Norne-feltet og den nyinstallerte K-rammen.
One of the two wells tied in to the template commenced production on 18 October. 
En av to brønner tilknyttet bunnrammen ble satt i produksjon 18. oktober.
"Statoil's ambition is to maintain a production level of one million barrels of oil equivalent per day on the Norwegian continental shelf until 2015," says Terje Overvik, executive vice president for Exploration & Production Norway. 
– Statoils ambisjon er å opprettholde et produksjonsnivå på én million fat oljeekvivalenter per dag på norsk sokkel fram til 2015.
Production from the new subsea template will prolong the field's life. 
Produksjon fra den nye bunnrammen skal forlenge levetiden på feltet.
This development contributes to strengthening the group's position in the Halten Bank area. 
Denne utbyggingen bidrar til å styrke selskapets posisjon på Haltenbanken.
"The project has been commissioned in a short time and on budget and without any serious incidents, thanks to the efforts of our own personnel and suppliers," says Anniken Aamodt Widerøe, project manager. 
– Prosjektet er ferdigstilt på kort tid til avtalt pris og uten alvorlige hendelser, takket være god innsats fra eget personell og leverandører, sier prosjektleder Anniken Aamodt Widerøe.
The cost framework for the project is NOK 750 million. 
Kostnadsrammen for prosjektet er 750 millioner kroner.
The four-slot seabed template, designated K, is a typical subsea satellite development tied in to existing infrastructure. 
K-rammen er en typisk undervanns satellittutbygging knyttet opp mot tidligere infrastruktur.
Installation of the K template and tie-in of pipes and control cables to existing subsea templates has been carried out by Acergy Norge. 
Installasjon av K-rammen og oppkobling av rør og kontrollkabel til eksisterende bunnrammer er utført av Acergy Norge.
The subsea equipment is supplied by FMC Technologies. 
Undervannsutstyret er levert av FMC Technologies.
The K template was installed back in September 2005. 
K-rammen ble installert allerede i september 2005.
The work was carried out as a continuation of marine activities on the Urd field, comprising the Norne satellites, Stær and Svale. 
Arbeidet ble gjort i forlengelsen av marine aktiviteter på Urd, som omfatter Norne-satellittene Stær og Svale.
The remaining work was carried out during the summer and autumn of 2006. 
Det øvrige arbeidet er gjennomført sommeren og høsten 2006.
The other well will be commissioned by the Transocean Arctic rig in November and production from this well will most likely commence at the end of the same month. 
Den andre brønnen skal ferdigstilles av riggen Transocean Arctic i november, og produksjonen fra denne brønnen vil trolig starte i slutten av samme måned.
The development solution allows for the drilling of yet two more wells from the K template. 
Utbyggingsløsningen åpner for å bore ytterligere to brønner fra K-rammen.
The application for production from the K template was sent to the authorities as a supplement to the plan for development and operation (PDO) for Norne in April 2005. 
Søknad om å produsere fra K-rammen ble sendt til myndighetene som et tillegg til Plan for utbygging og drift (PUD) for Norne i april 2005.
Statoil has installed a new subsea template that ensures improved recovery on the Norne field in the Norwegian Sea. 
Statoil har installert ei ny bunnramme som sikrer økt utvinning på Norne-feltet i Norskehavet.
The photo was taken in July. 
Bildet ble tatt i slutten av juli.
Statoil's oil traders at the London office sold the group's first cargo of crude from East Azeri as early as this summer. 
Statoils første oljelast fra Øst-Azeri ble solgt av selskapets tradere ved London-kontoret allerede i sommer.
East Azeri is due to produce 260,000 barrels per day at plateau, according to calculations made in an early stage of this extensive phased development. 
På platå vil Øst-Azeri produsere 260.000 fat olje, ifølge beregninger som ble gjort i en tidlig fase av den omfattende feltutbyggingen.
ACG is expected to yield more than a million daily barrels of oil when the full field reaches plateau production level in 2009. 
Azeri-Chirag-Gunashli forventes å produsere over én million fat olje i døgnet når feltet kommer på platå i 2009.
Central Azeri, which formed phase I of the ACG development, came on stream in February 2005. 
Produksjonen fra Sentral-Azeri, som utgjorde fase 1 i ACG-utbyggingen, startet i februar 2005.
Phase III will cover the deepwater Gunashli discovery and is due to begin production 2008. 
Fase 3 inkluderer dypvannsfeltet Gunashli, som skal settes i produksjon i 2008.
The ACG development embraces a total of seven platforms. 
ACG vil da være ferdig utbygd med sju plattformer.
Statoil has focused on working constructively with the operator to accelerate oil production and improve recovery through experience transfer. 
Statoil har lagt vekt på konstruktivt i samarbeid med operatøren, for å framskynde oljeproduksjonen og øke oljeutvinningen.
Snorre A production was halted on 13 October due to repair work on the Umoe Schat-Harding FF48II lifeboats. 
Produksjonen på Snorre A ble stengt 13. oktober på grunn av utbedringsarbeid på livbåtene av typen Umoe Schat-Harding FF48II.
Snorre A and Vigdis produced 115,000 and 85,000 barrels of oil equivalent per day respectively, before production shutdown. 
Snorre A og Vigdis produserte henholdsvis 115.000 og 85.000 fat oljeekvivalenter per døgn før nedstengningen av produksjonen.
As oil from Vigdis is processed on Snorre A, Vigdis was also affected by the shutdown of Snorre A. 
Ettersom Vigdis-oljen prosesseres på Snorre A, ble Vigdis også berørt av produksjonsstansen på Snorre A.
Production on the Statoil-operated Snorre A platform and the Vigdis field has resumed. 
Produksjonen fra Statoil-opererte Snorre A og Vigdis har startet opp igjen.
The contracts will cover gas turbines installed both onshore and offshore in the Norwegian sector. 
Kontraktene vil gjelde for gassturbiner installert onshore og offshore på den norske kontinentalsokkel.
Hydro is operator of nine offshore platforms, with a total of 25 gas turbines, type GE LM2500. 
Hydro er operatør for ni plattformer der det er installert totalt 25 gassturbiner av typen GE LM2500.
The gas turbines are used for power production as well as re-injection of gas to increase oil output and/or export of gas from the field. 
Gassturbinene brukes til kraftproduksjon og til å drive kompressorer som benyttes til reinjeksjon av gass for å øke oljeutvinningen eller for å eksportere gass fra feltet.
The contracts become effective in December 2006. 
Kontraktsoppstart vil bli i desember 2006.
Hydro's share in the agreements, which cover the period 2007-2009, is some NOK 175 million. 
Hydros andel vil ha en total verdi i perioden 2007-2009 på om lag 175 millioner kroner.
The total value of the contracts for all three companies is about NOK 700 million. 
Total omsetning i perioden for alle tre selskapene vil være rundt 700 millioner kroner.
The contracts will also include options for eventual extensions of two and three years. 
Kontraktene vil også inkludere opsjoner for eventuell forlengelse med ytterligere to ganger tre år.
Hydro has, in cooperation with Statoil and ExxonMobil, entered into two parallel frame agreements with GE Energy Services (Norway) og MTU Maintenance Berlin-Brandenburg (Germany) for the repair and maintenance of gas turbines, type GE LM2500. 
Hydro har, i samarbeid med Statoil og ExxonMobil, til hensikt å inngå to parallelle rammekontrakter med norske GE Energy Services og tyske MTU Maintenance Berlin-Brandenburg for reparasjon og vedlikehold av selskapets gassturbiner av typen GE LM2500.
The total value is around NOK 700 million. 
Samlet verdi er om lag 700 millioner kroner.
The contract period spans three years, with the possibility of two, three-year options. 
Kontraktsperioden strekker seg over tre år, med mulighet for to treårige-opsjoner.
The contracts apply to service and maintenance of gas turbines of the type General Electric Land & Marine (GE LM), that are installed both onshore and on the Norwegian continental shelf. 
Kontraktene gjelder service og vedlikehold på gassturbiner av typen General Electric Land & Marine (GE LM), som er installert både på land og på den norske kontinentalsokkelen.
The contracts are due to take effect from 1 December 2006. 
1. desember 2006 er satt som oppstartsdato for kontraktene.
Statoil has also previously collaborated with GE Energy Services on gas turbine maintenance. 
Statoil har også tidligere samarbeidet med GE Energy Services om vedlikehold på gassturbiner.
"We'll also pave the way for increased competition when we now divide these contracts in two." 
Samtidig legger vi til rette for økt konkurranse når vi nå deler kontrakten i to.
"The two companies will be awarded equal shares of the workload. 
De to selskapene vil bli tildelt like deler av arbeidsomfanget.
And the new contracts also have clear goals of achieving even better HSE results." 
I tillegg har de nye kontraktene klare mål om å oppnå enda bedre resultater innen helse, miljø og sikkerhet, sier Frank W.
They also contain an option on international service and maintenance activities for GE LM turbines. 
Kontraktene inneholder også en opsjon på internasjonale service- og vedlikeholdsaktiviteter for GE LM-turbiner.
Around 75% of the contract sum is expected to be used on Statoil-operated fields. 
Om lag 75 prosent av kontraktsbeløpet er ventet å bli brukt på Statoil-opererte felt.
Gas turbines produce electricity as well as driving gas compressors and water injection pumps. 
Turbinene har som oppgave å produsere strøm, samt å drive gasskompressorer og vanninjeksjonspumper.
Statoil, together with Hydro and ExxonMobil, has awarded two maintenance contracts to Norwegian GE Energy Services and MTU Maintenance Berlin-Brandenburg of Germany. 
Statoil har sammen med Hydro og ExxonMobil tildelt to vedlikeholdskontrakter til norske GE Energy Services og tyske MTU Maintenance Berlin-Brandenburg.
At peak production, this new field will contribute to a 50,000 barrel-per-day increase in oil production from the Hydro-operated Troll C platform. 
Det nye området vil på toppnivå bidra til at oljeproduksjonen over den Hydro-opererte Troll C-plattformen øker med 50.000 fat per dag.
Production from the first well started on schedule on October 30. 
Produksjonen fra den første produksjonsbrønnen startet 30. oktober i henhold til timeplanen.
Fram East is the second field development to have commenced production in the promising area north of the Troll Field. 
Fram Øst er den andre feltutbyggingen som blir satt i produksjon i det løfterike området nord for Troll-feltet.
Total development costs for infrastructure for production and transport at Fram East amount to NOK 2.4 billion. 
Utbyggingen av infrastruktur for produksjon og transport på Fram Øst har kostet i alt 2,4 milliarder kroner.
"Fram East is the latest addition to Hydro’s production portfolio in this area. 
- Fram Øst er det foreløpig siste tilskudd til Hydros produksjonsportefølje i dette området.
We are planning to submit a development plan for the Vega development in the same area later this year and are currently drilling an appraisal well on the Astero discovery made last year.” 
Vi planlegger å levere inn en utbyggingsplan for Vega-utbyggingen senere i år og borer for tiden en avgrensingsbrønn på Astero-funnet.
The Fram East field, which consists of several geological structures, was discovered in 1990 and contains 61 million barrels of recoverable oil and 3.1 billion cubic metres of recoverable gas. 
Fram Øst-feltet, som består av flere geologiske strukturer, ble påvist i 1990 og rommer i alt 61 millioner fat utvinnbar olje og 3,1 milliarder kubikkmeter utvinnbar gass.
Fram East has been developed with two subsea production templates with a total of eight drilling slots connected to the Troll C platform where oil and gas are processed and transported. 
Fram Øst er bygd ut med to undervannsproduksjonsrammer med totalt åtte brønnslisser knyttet til Troll C-plattformen der olje og gassen blir prosessert og transportert.
The field is now producing from the first production well that was drilled by the rig Bideford Dolphin. 
Feltet produserer i dag fra den første produksjonsbrønnen som er boret av riggen "Bideford Dolphin".
In the near future, the rig will return to Fram to drill new wells for production and water injection. 
Riggen vil i nær framtid komme tilbake til Fram for å bore nye brønner for produksjon og vanninjeksjon.
A total of five production wells and two water injection wells are planned at Fram East. 
Det er planlagt i alt fem produksjonsbrønner og to vanninjeksjonsbrønner på Fram Øst.
Produced water from Troll C will be used as pressure support in the Fram East reservoir. 
Produsert vann fra Troll C vil bli brukt som trykkstøtte i Fram Øst-reservoaret.
This contributes to significant positive environmental gains through reductions in emissions to the sea in the Troll field. 
Dette bidrar til svært positive miljøgevinster gjennom reduksjon i utslipp til sjø på Trollfeltet.
Fram East has also been developed to enable it to utilize gas from Fram West via Troll C as gas injection to increase recovery rates from the wells. 
Fram Øst er også bygd ut for å kunne bruke gass fra Troll C som gassløft for å øke utvinningen fra brønnene.
PL 090 Fram owners: 
Rettighetshavere i Fram Øst (PL090)
Hydro (operator) 25% 
Hydro (operatør) - 25 prosent
ExxonMobil 25% 
ExxonMobil - 25 prosent
Statoil 20% 
Statoil - 20 prosent
Idemitsu 15% 
Idemitsu - 15 prosent
Gaz de France 15% 
Gaz de France - 15 prosent
Oil and gas production from Fram East in the Troll area has started. 
Olje- og gassproduksjonen har startet fra Fram Øst i Troll-området.
Statoil will pay Anadarko USD 901 million. 
Statoil skal betale Anadarko 901 millioner amerikanske dollar.
The assets included in the transaction are the following: 
Avtalen omfatter:
The Nexen-operated Knotty Head discovery in which Statoil will acquire a 25% working interest. 
Det Nexen-opererte Knotty Head-funnet, hvor Statoil får en andel på 25 prosent
The Chevron-operated Big Foot discovery in which Statoil will hold a 27.5% working interest, including the 12.5% acquired in a prior transaction. 
Det Chevron-opererte Big Foot-funnet, hvor Statoil får en andel på 27,5 prosent, inkludert andelen på 12,5 prosent selskapet eier fra før
The Chevron-operated Big Foot North prospect in which Statoil will hold a 27.5% working interest, including the 12.5% acquired in a prior transaction. 
Det Chevron-opererte leteprospektet Big Foot North, hvor Statoil får en andel på 27,5 prosent, inkludert andelen på 12,5 prosent selskapet eier fra før.
Kjersti Torgersen, government and public affairs manager, Houston, +1 832 866 0031 
Kjersti Torgersen, informasjonssjef, Houston +1 832 866 0031
Lars Troen Sørensen, senior vice president, telephone +47 90 64 91 44 
Lars Troen Sørensen, direktør for Investor relations, +47 90 64 91 44 (mobil)
Geir Bjørnstad, vice president, investor relations US, telephone +1 203 978 69 50 
Geir Bjørnstad, direktør for Investor relations USA, +1 (203) 978 69 50 (mobil)
“In less than two years we have developed a strong deepwater position in the GoM,” Mr Lund underscores. 
– På mindre enn to år har vi utviklet en sterk dypvannsposisjon i Mexicogolfen.
“Our experience and strong technology base from the Norwegian continental shelf are great assets in tackling future developments in the GoM. 
Vår erfaring og sterke teknologibase fra norsk sokkel gjør oss godt rustet til å håndtere framtidige utbygginger i Mexicogolfen.
We are a leading subsea operator and have a strong track record in increased oil recovery, which will add value in our GoM operations.” 
Vi har en ledende posisjon som operatør av undervannsfelt og vi kan vise til gode resultater innen økt oljeutvinning, noe som vil bidra til å skape verdier i vår satsing i Mexicogolfen, sier Lund.
The Knotty Head discovery is close to the Chevron-operated Tahiti and Tonga discoveries, where Statoil holds a 25% working interest in both fields. 
Funnet Knotty Head ligger nær Chevron-opererte Tahiti og Tonga, hvor Statoil har en andel på 25 prosent i begge.
It is also located close to the Shell-operated Caesar discovery, in which Statoil holds a 17.5% working interest. 
Knotty Head ligger også nær det Shell-opererte Caesar-funnet, hvor Statoil har en andel på 17,5 prosent.
Located in the same geological trend as Tahiti and Caesar, the Big Foot discovery lies in the Walker Ridge area near the Jack and St Malo discoveries operated by Chevron. 
Big Foot-funnet ligger i den samme geologiske trenden som Tahiti og Caesar, og nær de Chevron-opererte Jack- og St Malo-funnene i Walker Ridge-området.
Statoil holds a 25% working interest in Jack and a 6.25 % working interest in St Malo. 
Statoil har en andel på 25 prosent i Jack og 6,25 prosent i St Malo.
Pending field development solutions, Big Foot and Knotty Head are expected to be in production post 2010. 
Big Foot og Knotty Head er ventet å komme i produksjon etter 2010, avhengig av utbyggingsløsninger.
The transaction is expected to close in the first quarter of 2007, subject to applicable pre-emption rights of co-owners in the subject leases and other customary closing conditions. 
Endelig ikrafttreden av avtalen og betaling ventes å finne sted i første kvartal 2007, med forbehold om eksisterende rettighetshaveres forkjøpsrett og øvrige vanlige ikrafttredelsesforhold.
In lieu of a sale, the parties are discussing the possibility of a joint venture arrangement to effect the transaction. 
Partene diskuterer muligheten for å effektuere transaksjonen som et joint venture-arrangement i stedet for salg.
For further information contact: Press 
Kontaktpersoner: Presse
Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) and Anadarko Petroleum Corporation (NYSE:APC) have signed an agreement whereby Statoil will acquire two of Anadarko’s US Gulf of Mexico (GoM) discoveries and one prospect. 
Statoil (OSE: STL, NYSE: STO) og Anadarko Petroleum Corporation (NYSE: APC) har inngått en avtale der Statoil vil overta Anadarkos andeler i to funn og ett leteprospekt i den amerikanske delen av Mexicogolfen.
When Ormen Lange comes on stream in 2007, exports of Norwegian gas to Europe will increase considerably. 
Når Ormen Lange kommer i drift i 2007, vil eksporten av norsk gass til Europa øke betydelig.
The world’s longest subsea pipeline, Langeled, establishes a new and important gas infrastructure between Norway and Europe. 
I forrige måned åpnet verdens lengste undersjøiske rørledning, Langeled, som etablerer en ny og viktig gass infrastruktur mellom Norge og Europa.
This creates exciting opportunities for Norway - and for Hydro. 
Dette skaper spennende muligheter for Norge - og for et selskap som Hydro.
In the second part of the seminar, the attention was focused on technology and the efforts being made to secure greater recovery and optimal resource management on existing and new fields on the Norwegian continental shelf. 
I seminarets andre del ble blikket rettet mot teknologi og innsats for å sikre økt utvinning og optimal ressursforvaltning på eksisterende og nye felt på norsk sokkel.
Norway – a major energy market player "Norway’s role as a reliable oil and gas exporter requires us to attach great importance to the environment. 
Norge – en sentral aktør i energimarkedet – Norge har rolle som en stabil eksportør av olje og gass, der en vektlegging av miljø er viktig.
We intend to be a leading country in the development of technology to handle CO2," said Minister of Petroleum and Energy Odd Roger Enoksen in his speech at the seminar. 
Vi skal være et foregangsland på teknologiutvikling for CO2-håndtering, sa olje- og energiminister Odd Roger Enoksen i sitt innlegg på Hydros energiseminar.
"We are the world’s sixth biggest producer of hydroelectric power, but the biggest per capita producer. 
– Vi er verdens sjette største produsent av vannkraft, men verdens største per innbygger.
We are also the world’s third largest oil and gas exporter. 
Vi er også verdens tredje største eksportør av olje og gass, påpekte han.
"The following areas have been given a high priority so that Norway will also enjoy considerable oil and gas production in the years ahead: increased recovery from fields in production, active exploration activity in mature and immature areas, a proactive strategy in far northern regions and an ambition to lead the world in technology and the environment. 
– Følgende områder har høy prioritet for at Norge også fremover skal ha en betydelig olje- og gassproduksjon: økt utvinning på felt i drift, aktiv letevirksomhet i modne og umodne områder, at vi har en offensiv nordområdestrategi, og at vi skal være verdensledende på teknologi og miljø.
"The government has set up a NOK 20 billion fund to boost efforts made on renewables and on energy efficiency. 
Regjeringen har etablert et fond på 20 milliarder kroner for å styrke innsatsen for fornybar energi og energieffektivisering.
The goal of the government is for Norway to be energy self-sufficient in a normal year." 
Et mål for Regjeringen er at vi skal være selvforsynt med energi i et normalår, sa Enoksen.
Hydro Prize 
Hydropris for videregående skoler
The Hydro Prize for 2006 was awarded during the energy seminar. 
Under energiseminaret i Bergen ble også Hydroprisen for 2006 delt ut.