natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The second Faroese round covered roughly 19,000 square kilometres, divided into 83 full and 39 part blocks. 
Den andre lisensrunden inkluderer et område på rundt 19.000 kvadratkilometer som er delt opp i 83 blokker og 39 delblokker.
Most of these lie east and south-east of the North Atlantic islands. 
Mesteparten ligger øst og sørøst for Færøyene.
Statoil already has two operatorships on the Faroese continental shelf from the first licensing round. 
Fra første lisensrunde har Statoil to operatørskap på færøysk sokkel.
Three operatorships and an interest in a fourth licence have been secured by Statoil in the second Faroese offshore licensing round – which accords with its application. 
Statoil er tildelt tre operatørskap og andel i én lisens i den andre lisensrunden på færøysk sokkel.
Statoil will remain operator, with 51 per cent. 
Statoil forblir operatør med en andel på 51 prosent.
"This agreement extends the good business relations between Statoil and Total," says Thore E Kristiansen, president of Statoil Venezuela. 
– Avtalen utvider de gode forretningsforbindelsene mellom Statoil og Total.
A farm-in agreement has been signed between Statoil and Total Oil and Gas Venezuela for block 4, part of the Plataforma Deltana area of the Venezuelan continental shelf, giving Total a 49 per cent equity interest. 
Statoil og Total har inngått en avtale som gir sistnevnte en andel på 49 prosent i blokk 4 i Plataforma Deltana-området utenfor østkysten av Venezuela.
The contracts are awarded to Baker Oil Tools, Halliburton, Schlumberger and Peak Well Solution. 
Kontraktene er tildelt Baker Oil Tools, Halliburton, Schlumberger og Peak Well Solution.
Baker Oil Tools has been awarded a frame agreement for so-called upper completion services on the Troll field in the North Sea. 
Baker Oil Tools er tildelt rammeavtale for såkalt øvre komplettering på Troll i Nordsjøen.
The contract also includes such equipment as safety valves, downhole packages, gas lift gear and intervention tools. 
Denne avtalen omfatter også utstyr som sikkerhetsventiler, nedihulls pakninger, gassløftutstyr og intervensjonsutstyr.
The other well service agreements are awarded to Schlumberger, Halliburton and Peak Well Solution. 
De øvrige avtalene innen brønntjenester er tildelt Schlumberger, Halliburton og Peak Well Solution.
The delivery of well services will start immediately and be integrated into Hydro's drilling plans. 
Leveranser av brønntjenestene vil starte omgående og foregå i tråd med Hydros boreplaner.
Hydro has awarded a frame agreement valued at up to NOK 400 million for well completion services on Hydro operated fields. 
Hydro har tildelt rammeavtaler til en verdi opp mot 400 millioner kroner for ferdigstilling av brønner for Hydro-opererte felt.
“Safe operation is a precondition for all our activities,” says Terje Overvik, executive vice president for Exploration & Production Norway. 
– Sikker drift er en forutsetning for all vår virksomhet.
“Our inquiry shows that we’ve failed to live up to our own targets. 
Vår gransking viser at vi ikke har klart å leve opp til våre egne mål.
The direct cause of the gas leak was a suction effect which arose when an extra length of casing was pulled out and drew gas from the reservoir into the well. 
Den direkte årsaken til gasslekkasjen var at det oppstod en sugeeffekt hvor gass ble trukket inn i brønnen fra reservoaret da et ekstra foringsrør ble trukket ut.
Passing via an external casing section which had suffered wear damage, the gas then escaped into the formation and out to the seabed. 
Gassen strømmet videre ut via en slitasjeskade i et utenforliggende foringsrør og ut i formasjonen til havbunnen.
According to the inquiry report, the underlying causes of the incident were inadequate planning and appreciation of the risk, as well as a failure to observe governing documentation. 
I granskingsrapporten blir det konkludert med at de bakenforliggende årsakene til hendelsen var utilstrekkelig planlegging og forståelse for risiko, samt manglende etterlevelse av styrende dokumentasjon.
The potential in the incident lay in the gas volumes which leaked out, and which could have been ignited. 
Potensialet i hendelsen lå i gassvolumene som lekket ut og som kunne blitt antent.
“We’re now adopting the measures needed to strengthen and follow up drilling and well activities on Snorre,” reports Mr Overvik. 
– Vi treffer nå de nødvendige tiltak for å styrke og følge opp brønn- og boreaktiviteten i Snorre.
“We will ensure that sufficient attention is paid to governing documentation and best practice for drilling and well operations.” 
Vi skal sikre tilstrekkelig oppmerksomhet mot styrende dokumentasjon og beste praksis i bore- og brønnoperasjonene, sier Overvik.
After the incident, Statoil took immediate steps to stabilise the well and establish adequate barriers. 
Etter hendelsen iverksatte Statoil umiddelbare tiltak for å stabilisere brønnen og opprette tilstrekkelige barrierer.
Work was also done to document that the tension leg platform was securely tethered. 
I tillegg er det gjennomført aktiviteter for å dokumentere sikker forankring av plattformen.
The subsea template is still under investigation. 
Undersøkelser av bunnrammen foregår fortsatt.
The internal investigation launched by Statoil following the loss of control over a well on the Snorre A platform in the North Sea on 28 November 2004 has been completed. 
Statoil har avsluttet granskingen av den ukontrollerte brønnsituasjonen på Snorre A-plattformen i Nordsjøen 28. november 2004.
Hydro's internal auditors have uncovered flaws that may have influenced the evaluation of tenders received. 
Hydros internrevisjon har avdekket at det har forekommet feil som kan ha påvirket evalueringen av innkomne tilbud.
In June 2004 Hydro commenced a procurement process with the intention of chartering three supply ships for use in the company’s operations on the Norwegian Contintental Shelf. 
Hydro startet i juni 2004 en anskaffelsesprosess med sikte på innleie av tre supplybåter for bruk i selskapets virksomhet på norsk sokkel.
A letter of intent was sent to Farstad Shipping on December 1, 2004. 
Intensjonsavtale ble inngått med Farstad Shipping 1. desember 2004.
After allegations of irregularities relating to the procurement process, Hydro’s management determined that the procurement process would be subject to review by the company’s internal auditors. 
På bakgrunn av fremsatte påstander om ureglementerte forhold knyttet til anskaffelsesprosessen, besluttet Hydros ledelse at anskaffelsesprosessen skulle gjennomgås av selskapets internrevisjon.
Hydro’s internal auditors have disclosed breach of internal procurement procedures which means that the company cannot guarantee that all bidders have been treated equally. 
Hydros internrevisjon har avdekket brudd på Hydros interne prosedyrer for anskaffelser som innebærer at selskapet ikke kan stå inne for at alle tilbydere er likebehandlet.
It was revealed that technical information was handled in conflict with Hydro’s procedures prior to tender opening. 
Det er avdekket at teknisk informasjon er håndtert i strid med Hydros prosedyrer.
There is nothing to suggest that any individuals have profited personally from the irregularities. 
Det er ikke avdekket noen forhold som indikerer at enkeltpersoner har oppnådd personlig vinning.
"Due to the nature of the findings, we have decided to conduct a new round of invitations to tender so as to be absolutely sure that all bidders get equal and fair treatment. 
– På bakgrunn av de avdekkede forhold har vi besluttet å gjennomføre en ny anbudsrunde for å være helt sikker på at alle tilbydere gis en lik og rettferdig behandling.
We will implement necessary measures to ensure that Hydro's procurement procedures are fulfilled and that the outside world has complete confidence in our procurement processes," said executive vice president Tore Torvund. 
Vi vil gjennomføre nødvendige tiltak for å sikre at Hydros anskaffelsesprosedyrer blir fulgt og arbeide for at omverden skal ha tillit til våre anskaffelsesprosesser, sier konserndirektør Tore Torvund.
Contact: Gisle Johanson, Communication Manager Hydro Oil & Energy Tel.: +47 55995616, +47 41440050 
Kontakt: Gisle Johanson, informasjonssjef Hydro Olje & Energi Telefon: +47 55995616, +47 41440050
Hydro has decided to conduct a new round of invitations to tender for the procurement of supply vessels, and will therefore not sign the final charter agreement with Farstad Shipping. 
Hydro har besluttet å gjennomføre en ny anbudsrunde for anskaffelse av supplybåter og vil derfor ikke signere endelig befraktningsavtale med Farstad Shipping.
Statoil, which has a 50 per cent interest in the development, signed the contracts on behalf of the licensees in the ExxonMobil operated field. 
Statoil, som har en ledende rolle i utbyggingen, har undertegnet kontraktene på vegne av rettighetshaverne i det ExxonMobil-opererte feltet.
FMC Kongsberg Subsea will be responsible for engineering and construction of the subsea production systems which comprise seabed installations, control systems, Christmas trees and well heads. 
FMC Kongsberg Subsea skal prosjektere og fabrikkere undervanns produksjonssystemer som omfatter havbunnsinstallasjoner, kontrollsystem, ventiltrær og brønnhoder.
This contract is worth about NOK 210 million. 
Kontrakten er verd rundt 210 millioner kroner.
Reinertsen Engineering was awarded the contract for engineering of the pipeline system. 
Reinertsen Engineering skal prosjektere rørledningssystemet.
This is worth NOK 7 million. 
Kontraktsverdien er 7 millioner kroner.
Itochu/Kawasaki will deliver material for two pipelines which are to connect the seabed installations on Sigyn with the Statoil operated Sleipner A platform. 
Itochu/Kawasaki skal levere materiell til to rørledninger som skal forbinde havbunnsinstallasjonene på Sigyn med den Statoil-opererte Sleipner A-plattformen.
Both of these lines will be 12.5 kilometres in length. 
Begge ledningene blir 12,5 kilometer lange.
The contract is valued at roughly NOK 70 million. 
Kontraktsverdien er om lag 70 millioner kroner.
The field's licensees recently submitted a plan for development and operation (PDO) to the Ministry of Petroleum and Energy. 
Rettighetshaverne i gass- og kondensatfeltet leverte nylig Plan for utbygging og drift (PUD) til Olje- og energidepartementet.
The contracts contain a clause to cover cancellation costs if the PDO does not receive approval by the authorities. 
Kontraktene er inngått med klausul om kanselleringskostnader dersom PUD ikke blir godkjent.
Plans call for Sigyn to come on stream in the first quarter of 2003. 
Etter planen skal Sigyn begynne å produsere i første kvartal 2003.
The field is expected to produce for 10 years. 
Feltets levetid er anslått til 10 år.
In addition to Statoil, the licensees in Sigyn are ExxonMobil with 40 per cent and Norsk Hydro with 10 per cent. 
Rettighetshavere i Sigyn er ExxonMobil med 40 prosent, Norsk Hydro med 10 prosent, og Statoil med 50 prosent.
Statoil has signed contracts worth about NOK 287 million for development of the Sigyn gas and condensate field in the North Sea. 
Statoil har undertegnet kontrakter for utbyggingen av gass- og kondensatfeltet Sigyn i Nordsjøen for om lag 287 millioner kroner.
If all goes according to plan, the drilling operation will continue for about 26 days. 
Etter planen vil boreoperasjonen pågå i omkring 26 dager.
The drilling rig Eirik Raude left the Mongstad base north of Bergen on Wednesday last week and arrived at Obelix on Tuesday. 
Boreriggen "Eirik Raude" forlot Mongstad-basen nord for Bergen onsdag i forrige uke og var på plass på Obelix tirsdag.
The exploration zone lies 190 kilometres offshore, between Bjørnøya and the Snøhvit-field. 
Leteområdet ligger 190 kilometer fra kysten, mellom Bjørnøya og Snøhvit-feltet.
“The rig experienced a following storm at the beginning of the transit voyage and made good speed north. 
– Riggen hadde storm i ryggen på begynnelsen av transporten og gjorde god fart nordover.
Transit went as planned, and on Wednesday morning the rig dropped anchor with support from the supply vessels Northern Corona and Skandi Admiral, says drilling operations manager Terje Skram. 
Transporten har gått helt etter planen, og onsdag formiddag ankret riggen opp med støtte fra forsyningsbåtene "Northern Corona" og "Skandi Admiral", sier boreoperasjonsleder Terje Skram.
The drilling operation began on Wednesday evening in 368 metres of water. 
Onsdag kveld ble leteboringen påbegynt.
“We anticipate that the drilling operation will take about 26 days. 
– Vi forventer at boreoperasjonen tar omkring 26 dager.
Hydro’s drilling operation in production licence 225 will be the most environmentally-friendly exploratory well ever drilled on the Norwegian Continental Shelf. 
Hydros boreoperasjon i produksjonslisens 225 blir den mest miljøvennlige letebrønnen som er boret på norsk sokkel hittil.
The drilling has been prepared in accordance with the Norwegian Storting’s decision on activities in the southern Barents Sea. 
Boringen er forberedt i henhold til Stortingets beslutning om aktivitet i Barentshavet Sør.
The Norwegian Pollution Control Authority and the Petroleum Directorate have given the necessary authorizations for the drilling. 
Statens Forurensningstilsyn og Petroleumstilsynet har gitt de nødvendige tillatelser til boringen
Eirik Raude is an extremely modern drilling rig equipped for drilling in extreme weather conditions during winter. 
Eirik Raude er en svært moderne borerigg som er utstyrt for boring i værharde strøk vinterstid.
Hydro has conducted a comprehensive training programme for all personnel involved in the drilling operation. 
Hydro har gjennomført et omfattende opplæringsprogram for alle som er involvert i boreoperasjonen.
The Hydro-operated exploratory drilling of the Obelix prospect in the Barents Sea began on Wednesday evening. 
Den Hydro-opererte leteboringen på Obelix-prospektet i Barentshavet startet onsdag kveld.
A total of eight production wells are planned on Skinfaks, which was proven in 2002 and comprises several small reservoirs, and on Rimfaks. 
Skinfaks ble påvist i 2002 og består av flere mindre reservoarstrukturer.
Further development of Rimfaks will improve recovery from this discovery. 
En videre utbygging av Rimfaks vil øke utvinningen fra feltet.
Scheduled to come on stream in November 2006, the present project involves a tie-back to Gullfaks C via existing infrastructure. 
Produksjonen skal etter planen starte i november 2006.
The plan for development and operation (PDO) of Rimfaks and Skinfaks was submitted to the Norwegian authorities on 8 December 2004. 
Plan for utbygging og drift (PUD) for Rimfaks og Skinfaks ble levert til myndighetene 8. desember i fjor.
The Transocean contract is conditional on acceptance by the partners and on approval of the PDO by the Ministry of Petroleum and Energy. 
Avtalen med Transocean er avhengig av godkjenning av partnerne og av PUD fra Olje- og energidepartementet (OED).
A decision from the latter is expected in February/March. 
En eventuell godkjenning fra OED forventes i februar/mars.
A contract worth some NOK 550 million for drilling production wells on the Skinfaks and Rimfaks fields in the North Sea has been awarded by Statoil to Transocean. 
Statoil har tildelt Transocean en kontrakt verd rundt 550 millioner kroner for å bore produksjonsbrønner på feltene Skinfaks og Rimfaks i Nordsjøen.
Drilling has progressed without unintentional discharges or serious incidents. 
Boringen har foregått uten utilsiktede utslipp eller alvorlige hendelser.
Designated F-2H, this first well will be used to inject carbon dioxide back below ground during the production phase. 
Den første brønnen, F-2H, er en injeksjonsbrønn for karbondioksid.
Some 700,000 tonnes of this greenhouse gas is due to be separated from the wellstream every year and injected into a separate formation to avoid releasing it to the air. 
I feltets driftsfase skal 700.000 tonn karbondioksid årlig skilles ut fra brønnstrømmen og injiseres for å unngå utslipp til luft.
Polar Pioneer is designed to work in Arctic conditions and to meet strict environmental standards, not least in relation to the important fishing industry in the Barents Sea. 
Polar Pioneer er tilpasset arktiske forhold og strenge miljøkrav, ikke minst i forhold til den viktige fiskerinæringen i Barentshavet.
Water-based mud without environmentally harmful chemicals is being used to drill the Snøhvit wells. 
Det blir benyttet vannbasert boreslam uten miljøskadelige kjemikalier.
And the rig crew are specially trained to comply with strict environmental standards. 
Mannskapet har fått spesialopplæring for å arbeide i samsvar med de strenge miljøkravene.
“We’re putting great emphasis on good planning of the work, and have the natural environment on the agenda every single day,” says Mr Bensvik. 
– Vi legger stor vekt på å planlegge jobbene godt og har det ytre miljø på agendaen hver eneste dag, sier Bensvik.
The next well is due to be spudded in early February, and will be one of nine producers covered by the first drilling phase. 
Boringen av neste brønn planlegges å starte i begynnelsen av februar.
A total of 20 production wells plus the carbon dioxide injector are due to be drilled in three phases, with the second and third of these scheduled for 2011 and 2014 respectively. 
Totalt planlegges det å ferdigstille 20 produksjonsbrønner og én injeksjonsbrønn for karbondioksid i tre borefaser.
The first well on Statoil’s Snøhvit development in the Barents Sea is under way from Polar Pioneer, which is due to complete this initial 10-hole drilling phase by spring 2006. 
Boreriggen Polar Pioneer er i gang med den første av ti brønner på det Statoil-opererte Snøhvit-feltet i Barentshavet.
In its citation, the NPD notes that “more structures have been identified through outstanding sub-surface work. 
I ODs begrunnelse heter det blant annet at..."flere strukturer er identifisert gjennom det utmerkede arbeidet som er gjort i undergrunnen.
We would not be surprised if the licence comes up with more good news...in years to come. 
Vi blir ikke overrasket dersom lisensen kommer opp med flere gode nyheter... i årene framover.
“Motivated and intelligent teams, which have been authorised by the licensees to achieve something, are doing wonders time and again.” 
Motiverte og intelligente lag, som har fått fullmakt fra eierne til å oppnå noe, utfører underverk gang på gang".
Extensive use of new well technology, additional wells and phasing-in of satellite fields are given special mention by the regulatory agency. 
Utstrakt bruk av ny boreteknologi, nye brønner og innfasing av satellitter trekkes spesielt fram av OD.
“This prize is a recognition of the wide-ranging work we’re doing, and the organisation has every reason for pride,” says Lars Christian Bacher, operations vice president for Gullfaks. 
– Prisen er en anerkjennelse for det omfattende arbeidet vi gjør, og organisasjonen har all grunn til å være stolt, sier Lars Christian Bacher, produksjonsdirektør for Gullfaks.
“We have expanded recoverable oil reserves in the main field from 1.3 billion barrels in 1986 to 2.2 billion today. 
– Vi har økt utvinnbare oljereserver fra hovedfeltet fra 1,3 milliarder fat olje i 1986 til 2,2 milliarder fat i dag.
And our ambition is to get this figure up to more than 2.5 billion.” 
Ambisjonen er å øke reservene ytterligere til over 2,5 milliarder fat olje, sier Bacher.
Statoil also aims to improve recoverable reserves in the satellites around Gullfaks from 260 million barrels to 350 million. 
Statoil har også ambisjoner om å øke utvinningen fra satellitter rundt Gullfaks fra 260 millioner til 350 millioner fat olje.
Gullfaks is the first Norwegian field to adopt underbalanced drilling, where the pressure in the borehole is lower than in the reservoir. 
Gullfaks har, som det første feltet på norsk sokkel, tatt i bruk såkalt underbalansert boring hvor trykket i borehullet er lavere enn i reservoaret.
This makes it possible to recover substantial additional volumes of oil compared with conventional methods. 
Dette gjør det mulig å utvinne betydelige mengder ekstra olje som det ville være umulig å få opp ved konvensjonell boring.
“A number of prospects can be reached with long platform-drilled wells in the Gullfaks area, and we’re going to be hunting for these in the time to come,” says Mr Bacher. 
– En rekke prospekter kan nås med lange plattformbrønner i Gullfaks-området, og det er disse prospektene vi skal jakte på framover, sier Bacher.
This is the sixth time the NPD’s annual IOR prize has been awarded, and the second time Statoil has won it as operator. 
Det er sjette gang IOR-prisen deles ut, og andre gang at Statoil får prisen som operatør.
The Norne licence in the Norwegian Sea received the award in 2001 for developing a method which uses bacteria to get more oil out of the reservoir. 
I 2001 fikk Norne-lisensen prisen for å ha utviklet en metode der bakterier brukes for å få mer olje ut av et reservoar.
The Norwegian Petroleum Directorate has given its prestigious improved oil recovery (IOR) prize for 2004 to Statoil’s Gullfaks field in the North Sea. 
Den Statoil-opererte Gullfaks-lisensen er tildelt Oljedirektoratets (OD) prestisjetunge pris for økt oljeutvinning for 2004.
Hydro has acquired a 57.5% interest in this block via recent acquisitions. 
Etter nylige oppkjøp har Hydro en andel på 57,5 prosent i denne blokken.
Atwater Valley Block 63 is located in 4,300 feet of water in Central Gulf of Mexico. 
Atwater Valley Blokk 63 ligger på om lag 1.300 meters havdyp i den sentrale delen av Mexicogolfen.
As the new operator, Hydro has selected a new name for the project, "Telemark", a reference to the birthplace of Norsk Hydro 100 years ago. 
Som operatør har Hydro valgt navnet "Telemark" for prosjektet, med referanse til Hydros fødested som selskap for 100 år siden.
A project team has been formed, and will be located in Hydro's office in Houston, Texas. 
Et prosjektteam er etablert i Hydros kontorer i Houston i Texas.
The project is currently in the preliminary engineering design phase of development. 
Prosjektet er for tiden i gang med de design- og engineeringmessige forberedelser for utbygging.
Telemark will be the first Hydro operated development project in the Gulf of Mexico. 
Telemark blir det første Hydro-opererte utbyggingsprosjektet i Mexicogolfen.
Norsk Hydro USA Oil & Gas, Inc. has been approved by the Minerals Management Service - Gulf of Mexico Region, as operator of the Champlain field, Atwater Valley Block 63. 
Minerals Management Service har godkjent Norsk Hydro USA Oil & Gas, Inc. som operatør for Atwater Valley Blokk 63 på Champlain-feltet i Mexicogolfen.
Hydro is one of eight companies participating in this joint industry project. 
Hydro er ett av åtte selskaper som deltar i dette felles industriprosjektet.
The CO2 Capture Project is developing techniques to capture and geologically store the CO2 associated with the use of energy derived from fossil fuels. 
CO2 Capture Project har som oppgave å utvikle teknikker for oppfanging og geologisk lagring av CO2 fra bruk av energi basert på fossilt brensel.
The CO2 Capture and Storage technique is gaining increasing support as an option for mitigating greenhouse gas emissions. 
Denne måten å fange opp og lagre CO2 på blir sett på som en stadig viktigere mulighet til å redusere klimagassutslipp.
During the first phase of the CO2 Capture Project, USD 50 million were spent developing a range of technologies to reduce the cost of CO2 capture and provide assurance that CO2 can be securely stored geologically. 
I første fase av CO2 Capture Project ble 50 millioner US-dollar brukt på å utvikle ulike teknologier som kan redusere kostnadene ved å fange opp CO2 og sikre at det er mulig å få til en sikker geologisk lagring av CO2.
Eight companies – including Hydro – and the governments of the USA, EU and Norway collaborated on managing and funding this technology development. 
Åtte selskaper – deriblant Hydro – har sammen med statlige myndigheter i USA, EU og Norge samarbeidet om styringen og finansieringen av denne teknologiutviklingen.