natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The full potential of the subsea facility has not yet been realised, due to unforeseen challenges with the injection well, but alternative solutions are currently being evaluated. 
På grunn av utfordringer knyttet til injeksjonsbrønnen, har man ennå ikke tatt ut hele potensialet til havbunnsanlegget, men dette jobber man med å finne løsninger på.
Opening up new possibilities "The technology we have installed at Tordis opens up new opportunities for other fields operated by StatoilHydro, both in Norway and internationally," says Arne Sigve Nylund, senior vice president for operations west in Exploration & Production Norway. 
Åpner for nye muligheter – Teknologien vi har installert på Tordis åpner nye muligheter for andre felt StatoilHydro opererer, både i Norge og internasjonalt, sier Arne Sigve Nylund, direktør for Drift Vest i Undersøkelse og produksjon Norge.
Seabed separation makes it possible to improve recovery and accelerate oil and gas production. 
Havbunnsseparasjon gjør det mulig å øke utvinningen og akselerere produksjonen av olje og gass.
This increases the utilisation of installed facilities which has happened on Gullfaks C. 
Dette gjør at utnyttelse av installerte anlegg øker.
The technology provides added recovery of oil in cases where production is limited by pressure and capacity at the processing plants. 
Teknologien gir en merutvinning av olje i tilfeller der produksjonen blir begrenset av trykk og kapasitet på prosesseringsanleggene.
The technology is particularly suitable in developments at great depths or far from shore and in areas where natural conditions and weather make subsea developments most appropriate. 
Teknologien er spesielt godt egnet ved utbygginger på store havdyp eller langt fra land og i områder der natur og værforhold gjør undervannsutbygginger best egnet.
Sending water back to the sub-surface While it is usual to send the wellstream up to the platform where oil, water and gas are separated from each other in a processing facility, the new Tordis subsea separator removes water and sand before the oil and gas are pumped to the Gullfaks C platform. 
Sender vannet tilbake i undergrunnen Mens det er vanlig å føre brønnstrømmen opp til plattformen, der olje, vann og gass blir skilt fra hverandre i et prosessanlegg, sørger den nye undervannsinstallasjonen på Tordis-feltet for å skille ut vann og sand før olje og gass blir pumpet videre til Gullfaks C-plattformen.
The separated water and sand are pumped down into the Utsira formation directly from the subsea installation and stored there. 
Utskilt vann og sand blir pumpet ned i Utsira-formasjonen direkte fra undervannsinstallasjonen, og blir lagret der.
This solution means that large amounts of water from the reservoir avoid the 10-kilometre journey to Gullfaks C at sea level. 
Løsningen betyr at store mengder vann som følger med opp fra reservoaret unngår den ti kilometer lange transportetappen til Gullfaks C, og opp til havoverflaten.
This is an energy saver. 
Dette er energibesparende.
It also reduces the discharge of produced water to the sea. 
Dessuten reduseres utslipp av produsert vann til sjø.
Seeing opportunities StatoilHydro is one of the leading companies in the deep-water Gulf of Mexico and experiences from Tordis can help to improve development solutions there. 
Ser muligheter StatoilHydro er et av de ledende selskapene på dypt vann i Mexicogolfen, og erfaringene fra Tordis kan bidra til bedre utbyggingsløsninger der.
FMC Technologies has designed and delivered the subsea facilities where the pump system from Framo Engineering is installed, whereas Grenland Group has been responsible for the fabrication. 
FMC Technologies har konstruert og levert undervanssanleggene der pumpesystem fra Framo Engineering inngår, og Grenland Group har stått for fabrikasjon.
The installation work at the field was carried out by Acergy, Saipem and Fabricom. 
Installasjonsarbeidet på feltet er utført av Acergy, Saipem og Fabricom.
Tordis - PL089 - lies in block 34/7, it is part of the Snorre business unit and came on stream in 1994. 
Tordis – lisens PL089 - ligger i blokk 34/7, er en del av Snorre forretningsenhet, og startet produksjonen i 1994.
Arne Sigve Nylund, senior vice president for operations west in Exploration & Production Norway. 
Arne Sigve Nylund, direktør for Drift Vest i Undersøkelse og produksjon Norge.
The contract starts late 2009. 
Kontrakten trer i kraft fra slutten av 2009.
The exact date of commencement is dependent on the completion of work under the current rig lease contract. 
Den eksakte startdatoen avhenger av når boreskipets arbeid under nåværende riggleiekontrakt fullføres.
StatoilHydro is operator of three exploration wells in Karama and GSF Explorer will drill them during the contract period. 
StatoilHydro er operatør for tre letebrønner i Karama-lisensen og "GSF Explorer"skal bore disse i løpet av kontraktsperioden.
StatoilHydro owns a 51% stake and Pertamina a 49% share in the wells. 
StatoilHydro har 51 prosents eierandel i brønnene mens Pertamina har 49 prosent.
“The first of the three wells in the Karama license is scheduled for the second half of 2010,” says Bjarte Ydstebø, StatoilHydro Vice President, Procurement Drilling & Well. 
– Den første av de tre brønnene i Karama-lisensen planlegges boret i andre halvdel av 2010, sier Bjarte Ydstebø, direktør for innkjøp innenfor boring og brønn i StatoilHydro.
“We have a good cooperative relationship with the other consortium members regarding procurement,” he remarks. 
– Vi har et godt samarbeidsforhold med de andre deltakerne i konsortiet angående innkjøp.
“The consortium is now in the process of planning procurement of additional products and services for the drilling campaign.” 
Konsortiet planlegger nå innkjøp av ytterligere produkter og tjenester for borekampanjen, sier han.
Tore Larsen, head of StatoilHydro Drilling & Well, Asia, is the head of the company’s Karama drilling campaign and consortium participation. 
Tore Larsen, direktør for boring og brønn i StatoilHydro Asia, leder selskapets borekampanje på Karama og deltakelsen i konsortiet.
The Makassar Strait Explorers Consortium comprises Marathon International Petroleum Indonesia Ltd, Anadarko Popodi Ltd, ConocoPhilips (Kuma) Ltd, ENI Bukat Ltd, Statoil Indonesia Karama AS and Talisman (Sageri) Ltd. 
The Makassar Strait Explorers Consortium omfatter Marathon International Petroleum Indonesia Ltd, Anadarko Popodi Ltd, ConocoPhilips (Kuma) Ltd, ENI Bukat Ltd, Statoil Indonesia Karama AS og Talisman (Sageri) Ltd.
The consortium’s drilling programme includes a total of 12 exploration wells during a two-year period. 
Konsortiets boreprogram omfatter til sammen 12 letebrønner gjennom en toårsperiode.
Marathon is acting as lead operator for the group, but each consortium member is responsible for their own committed wells. 
Marathon fungerer som operatør for gruppen, mens hvert medlem av konsortiet er ansvarlig for egne forpliktelsesbrønner.
The Karama block is located in deep waters in Indonesia’s Makassar Strait. 
Karama-blokken ligger i på stort havdyp i Makassar-stredet.
GSF Explorer (Photo: Transocean) 
Boreskipet Explorer (Foto: Transocean)
Knut Gjertsen, project manager for Morvin, together with Øyvind Bratsberg, who will now take over the field on behalf of Exploration & Production Norway. 
Knut Gjertsen, oppdragsleder for Morvin sammen med Øyvind Bratsberg som nå overtar feltet på vegne av forreningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge.
(Photo: Jorun Hegna) 
(Foto: Jorun Hegna)
The pressure in the reservoir is more than 800 bar, and the temperature of the oil that is produced is as high as 150 degrees centigrade. 
Nede i reservoaret er trykket mer enn 800 bar, og temperaturen på oljen som hentes ut er hele 150 grader celsius.
The conditions on the neighbouring field Kristin are similar. 
Det er lignende forhold som på nabofeltet Kristin.
It is thus possible to build on technology used for this field – which is the most demanding offshore development on the Norwegian continental shelf (NCS) so far with regard to reservoir pressure and temperature. 
Det er dermed mulig å bygge videre på teknologien som ble benyttet på dette feltet – som er den mest krevende offshoreutbyggingen på norsk sokkel hittil, med tanke på reservoartrykk og -temperatur.
”The experience from Kristin has proved very useful,” the project manager emphasises. 
– Vi har fått veldig god nytte av erfaringene fra Kristin, understreker oppdragslederen.
Morvin oil piped to a gas platform The pressure will be controlled by sophisticated technology on the seabed, before the oil is piped to the Åsgård B platform. 
Oljen til gassplattform Trykket skal temmes av avansert teknologi nede på havbunnen, før oljen fraktes i rør til Åsgård B-plattformen.
Although the platform is primarily designed for gas production, it has sufficient fluid handling capacity to receive the oil from Morvin. 
Selv om plattformen først og fremst er designet for gassproduksjon, har den tilstrekkelig væskekapasitet til å kunne ta imot oljen fra Morvin.
Tying in the field to the Åsgard A production vessel has also been considered. 
Det ble lenge vurdert å knytte feltet opp mot produksjonsskipet Åsgard A.
”Åsgard B was chosen because it meets our stringent requirements for safety in the technical solutions,” Gjertsen explains. 
– Åsgard B ble valgt for å kunne oppfylle våre strenge krav til sikkerhet i de tekniske løsningene, forklarer Gjertsen.
The Plan for Development and Operation (PDO) includes NOK 8.7 billion in investments (2007 value). 
Planen for utbygging og drift (PUD) omfatter investeringer på 8,7 milliarder 2007-kroner.
In addition StatoilHydro is studying the possibilities of a fourth production well at about NOK 1.2 billion (2007 value). 
I tillegg utreder StatoilHydro mulighetene for en fjerde produksjonsbrønn, til om lag 1,2 milliarder 2007-kroner.
Starting in two years If the PDO for Morvin is approved, subsea templates and production pipeline may be installed this summer. 
Starter om to år Hvis PUD-en for Morvin godkjennes, kan havbunnsrammer og produksjonsrør være på plass til sommeren.
Preparations for this are now being made by sub-suppliers in Oslo, Orkanger and Egersund. 
Arbeidet med å klargjøre disse pågår for fullt hos underleverandører i Oslo, Orkanger og Egersund.
If everything goes as planned Morvin may come on stream in the summer of 2010. 
Går alt etter planen, kan produksjonen fra Morvin starte sensommeren 2010.
”I am pleased that we have got an effective and competent team in place which is motivated to work on the Morvin project,” Gjertsen says. 
– Jeg er tilfreds med at vi har fått et velfungerende og kompetent team på plass, som er motivert for å jobbe med Morvin, sier Gjertsen.
Licensees: StatoilHydro (operator) (64 percent), Eni (30) and Total (6). 
Rettighetshavere: StatoilHydro (operatør) (64 prosent), Eni (30) og Total (6).
O il field at a total depth of 4,000 metres, 20 kilometres west of the Åsgard B platform at Haltenbanken in the Norwgian Sea 
Rent oljefelt på 4.000 meters dyp, to mil vest for Åsgard B-plattformen på Haltenbanken i Norskehavet
The field development concept consists of two subsea templates, initially with three wells. 
Feltet bygges ut med to bunnrammer, foreløpig med tre brønner.
A fourth well is being planned 
En fjerde brønn er under planlegging
The recoverable reserves are estimated at 70 million barrels of oil equivalent 
Utvinnbare reserver anslås til 70 millioner fat oljeekvivalenter
The production period is estimated at 14 years, with first oil scheduled for 2010 
Produksjonsperioden er anslått til 14 år, med start i 2010
The oil will be piped 20 kilometres to Åsgård B, where the oil will be processed. 
Oljen fraktes to mil i rørledning til Åsgård B, hvor oljen prosesseres
Morvin facts: 
Fakta om Morvin
“The extreme pressure and temperature in the Morvin field represents a technological challenge and I am very pleased that we have come up with a good solution,” says Knut Gjertsen, project manager. 
– Det ekstreme trykket og temperaturen i Morvin-feltet er teknologisk utfordrende, og jeg er veldig fornøyd med at vi har fått på plass en god løsning, sier oppdragsleder Knut Gjertsen.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 2,276,751 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 2.276.751 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 153.30 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 153,30 kroner.
To implement various elements of the agreement, StatoilHydro and Arkhangelsk Oblast Administration will establish working groups with representatives from both parties. 
For å iverksette de ulike elementene av avtalen vil StatoilHydro og administrasjonen i Arkhangelsk Oblast (fylke) etablere arbeidsgrupper med representanter fra begge parter.
The MoU has a time frame of three years. 
Samarbeidsavtalen har en tidsramme på tre år.
“The signing of the new MoU demonstrates the continuity and long-term approach StatoilHydro has in the region. 
– Inngåelsen av en ny samarbeidsavtale viser kontinuitet og langsiktig satsing på denne regionen fra StatoilHydros side.
We are looking forward to further cooperation with the Arkhangelsk Oblast Administration for the mutual benefit of the region and the company”, said Bengt Lie Hansen, president of StatoilHydro Russia, after signing the agreement. 
Vi ser frem til videre samarbeid med administrasjonen i Arkhangelsk Oblast til fordel både for regionen og selskapet, sa Bengt Lie Hansen, landsjef for StatoilHydro i Russland, etter inngåelse av avtalen.
“The memorandum signed by the regional administration and StatoilHydro is a new milestone in our relations with Norwegian partners we have been cooperating with for several years already. 
– Samarbeid savtalen som er inngått er en ny milepæl i vårt mangeårige samarbeid med de norske samarbeidspartnerne.
We are sure that our partnership with the merged company will be equally successful and will allow us at least to double the outcomes of our mutually beneficial cooperation”, said Nikolay Kiselev, the Governor of Arkhangelsk Oblast. 
Vi er sikre på at samarbeidet med det fusjonerte selskapet vil bli like vellykket og at det vil føre til minst en fordobling av resultatet av vårt gjensidige samarbeid, sa Nikolay Kiselev, guvernør for Arkhangelsk Oblast.
Arkhangelsk Oblast Governor Nikolay Kiselev and StatoilHydro's Bengt Lie Hansen (right). 
Guvenør Nikolay Kiselev og Bengt Lie Hansen (t.h.)
The MoU was signed in Arkhangelsk by StatoilHydro President in Russia Bengt Lie Hansen and Arkhangelsk Oblast Governor Nikolay Kiselev, in the presence of the ambassador of Norway to Russia Øyvind Nordsletten. 
Samarbeidsavtalen ble inngått i Arkhangelsk av StatoilHydros landsjef i Russland, Bengt Lie Hansen, og guvernøren for Arkhangelsk Oblast, Nikolay Kiselev.
The new cavern will be ready in November 2003. 
Den nye kavernen skal være klar til bruk i november 2003.
The first blast took place yesterday, 28 November, in the mouth of tunnel which will be the new cavern for the storage of liquid propane at the Statoil-operated Mongstad refinery near Bergen. 
Første salve ble i går, 28. november, avfyrt i tunnelinnslaget til det som skal bli ny lagerhall for flytende propan på det Statoil-opererte Mongstad-raffineriet i Hordaland.
“This find is the fourth discover we have been involved in so far this year,” he says. 
Dette funnet er det fjerde funnet vi har vært med på så langt i år, sier Tim Dodson, letesjef for norsk sokkel.
StatoilHydro has previously reported a discovery in the Fram area of the North Sea and Gamma at Haltenbanken. 
Fra før har StatoilHydro rapportert om et funn i Fram-området i Nordsjøen og Gamma på Haltenbanken.
Additionally, a discovery was made at Marulk on Haltenbanken where ENI Norway is the operator and StatoilHydro has a 50 per cent ownership stake. 
I tillegg ble det gjort funn på Marulk på Haltenbanken der ENI Norge er operatør og StatoilHydro er partner med 50 prosent eierandel.
The discovery at Grane was made in connection with the production licence PL169 for which StatoilHydro is operator, and is named M prospect. 
Funnet ved Grane ble gjort i utvinningstillatelse PL169 der StatoilHydro er operatør, og går under navnet M-funnet.
Exploration well 25/11-25 S was drilled down to reservoir rock types of Paleogenic age, and drilling has been concluded. 
Boringen av undersøkelsesbrønn 25/11-25 S ble gjort til reservoarbergarter av paleogene alder, og boringen er avsluttet.
The well is the thirteenth exploration well in production licence 169. 
Brønnen er den 13. letebrønnen i utvinningstillatelse 169.
The licence was awarded in the thirteenth concessionary round in 1991. 
Tillatelsen ble tildelt i 13. konsesjonsrunde i 1991.
The discovery in the M prospect is interesting and may be relevant for further investigation when seen in the context of other discoveries in the area. 
Funnet i M-prospektet er interessant og kan, sett i sammenheng med andre funn i området, være aktuell for videre utvikling.
The well was not formation strength-tested, but comprehensive data collection and testing has been carried out. 
Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well was drilled to a vertical depth of 1804 metres below the sea surface. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 1804 meter under havflaten.
Well 25/11-25 S was drilled by the semi-submersible drilling rig Transocean Winner, which will now drill exploration well 25/11-25 A as a lateral branch well, to prove the presence of petroleum in a nearby prospect in the same production licence. 
Brønn 25/11-25 S ble boret av den halvt nedsenkbare boreinnretningen "Transocean Winner", som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/11-25 A, som sidesteg, for å påvise petroleum i et nærliggende prospekt i samme utvinningstillatelse.
Licencees in production licence PL169: StatoilHydro (operator) (57 percent), Petoro (30) and ExxonMobil (13). 
Rettighetshavere i utvinningstillatelsene PL169: StatoilHydro (operatør) (57prosent), Petoro (30), ExxonMobil (13).
Gazprom holds a 51% stake in Shtokman Development AG while Total holds 25% and StatoilHydro a 24% stake. 
Gazprom har en 51 prosent eierandel i Shtokman Development AG, mens Total har en eierandel på 25 prosent og StatoilHydro 24 prosent.
The company is registered in Switzerland. 
Selskapet er registrert i Sveits.
Shtokman Development AG will be organizing the project engineering, development, construction, financing and exploitation of first phase facilities related to the development of the Shtokman field. 
Shtokman Development AG blir ansvarlig for prosjektering, utvikling, konstruksjon, finansiering og utnyttelse av anleggene i første fase av Shtokman-utbyggingen.
Among other things, Russian and international subcontractors for FEED studies have already been identified and a site has been chosen for the technical and transportation complex near Teriberka in the Murmansk region. 
Det er også utpekt aktuelle russiske og internasjonale underleverandører til FEED-studiene, og beliggenhet er valgt for det tekniske anlegget og transportkomplekset nær Teriberka i Murmansk-regionen.
“This strategic partnership of our companies brings together long experience, vast resources and advanced technologies which are fundamental to the success of this unique project, which will guarantee reliable and long-term gas supplies for European consumers. 
– Det strategiske samarbeidet mellom våre selskaper gir oss en kombinasjon av lang erfaring, store faglige ressurser og avansert teknologi, noe som er avgjørende for at dette unike prosjektet skal lykkes og som vil sikre pålitelige, langsiktige gassleveranser til våre europeiske kunder.
The establishment of the Shtokman Development Company marks the starting point in the realization of the development of the Shtokman field,” said Alexey Miller. 
Etableringen av Shtokman Development markerer starten på realiseringen av Shtokman-utbyggingen, sa Alexey Miller.
“The creation of this joint company by Gazprom, Total and StatoilHydro is a major milestone allowing us to combine our forces and experiences in large developments in harsh and remote environment to meet the challenges of the Shtokman project,” said Christophe de Margerie. 
– Når Gazprom, Total og StatoilHydro sammen etablerer dette selskapet, er det en viktig milepæl som gjør det mulig å kombinere våre krefter og erfaringer fra store utbygginger i værutsatte og vanskelig tilgjengelige områder for å møte utfordringene knyttet til Shtokman-prosjektet, sa Christophe de Margerie.
“Shtokman can become a locomotive for new developments in the arctic region, with safe operations under cold and harsh condition. 
– Shtokman kan bli en pådriver for nye utbygginger i arktiske områder, med sikre operasjoner under kalde og klimatisk krevende forhold.
We look forward to the next stages in cooperating with Gazprom and Total on this large and challenging project by contributing with our competence and experience from the Norwegian Continental Shelf,” said Helge Lund. 
Vi ser fram til de neste fasene av samarbeidet med Gazprom og Total i dette store og utfordrende prosjektet, hvor vi vil bidra med vår kompetanse og erfaring fra norsk sokkel, sa Helge Lund.
The Shtokman field is situated in the central region of the Russian sector of the Barents Sea. 
Shtokman-feltet ligger i det sentrale området av russisk sektor i Barentshavet.
The deposit holds C1+C2 reserves of 3.8 trillion cubic meters of gas and around 37 million tons of gas condensate. 
Totale tilstedeværende ressurser er cirka 3.800 milliarder kubikkmeter gass og omkring 37 millioner tonn gasskondensat.
The Shtokman gas condensate field will become a resource base for deliveries of Russian gas - both pipeline and LNG - to markets of the Atlantic basin. 
Gass- og kondensatfeltet Shtokman blir en ressursbase for leveranse av russisk gass – både i rørledning og som LNG – til markeder rundt Atlanterhavsbassenget.
Sevmorneftegaz, a wholly-owned subsidiary of Gazprom, holds gas and gas condensate exploration and exploitation licenses. 
Sevmorneftegaz, som er et heleid datterselskap av Gazprom, innehar lete- og utvinningslisensene for gass- og gasskondensat.
Phase one of the development of the deposit provides for a yield of 23.7 billion cubic meters of natural gas per annum, the start of pipeline deliveries to commence in 2013 and LNG in 2014. 
Fase én av utbyggingen sikrer en produksjon på 23,7 milliarder kubikkmeter gass per år, med planlagt oppstart av rørledningsleveransene i 2013 og LNG-leveranser i 2014.
On 13 July 2007, Gazprom and Total signed a Framework Agreement on the main terms of cooperation in the development of the first phase of the Shtokman gas condensate field. 
13. juli 2007 inngikk Gazprom og Total en rammeavtale om hovedbetingelsene for samarbeidet om utbyggingen av første fase av Shtokman.
Gazprom and StatoilHydro signed a similar Agreement on 25 October 2007. 
Gazprom og StatoilHydro undertegnet en tilsvarende avtale 25. oktober 2007.
The Agreement stipulates that a special purpose company will be the owner of the infrastructure of the first phase of the field for 25 years after the field begins production. 
Avtalen fastslår at et eget selskap vil bli eier av infrastrukturen for første fase av feltet i 25 år etter at feltet starter produksjon.
The relations between the special purpose company and OOO Sevmorneftegaz will be based on a contract that says that the company will bear all the financial, geological and technical risks in the production of gas and condensate and the production of LNG. 
Forholdene mellom dette selskapet og OOO Sevmorneftegaz vil bygge på en kontrakt som sier at selskapet skal bære all finansiell, geologisk og teknisk risiko knyttet til produksjon av gass og kondensat og produksjon av LNG.
OAO Gazprom retains 100% of the shares of OOO Sevmorneftegaz and all the rights to the marketing of the production. 
OAO Gazprom eier 100 prosent av alle aksjer i OOO Sevmorneftegaz og alle rettigheter til markedsføring av produksjonen.
Facts about Shtokman: 
Fakta om Shtokman:
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations Tel: +47 906 49 144, + 47 51 99 77 90 
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR Tlf: +47 906 49 144 (mobil) eller + 47 51 99 77 90