natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Lars Bjelvin, media relations manager Russia Tlf: +47 48295667, +74959673818 
Lars Bjelvin, informasjonssjef, Internasjonal undersøkelse og produksjon, Russland Tlf: +47 48295667, +74959673818
Christophe de Margerie, CEO of Total (left), Alexey Miller, Chairman of Gazprom Management Committee, and Helge Lund, CEO of StatoilHydro. 
Christophe de Margerie, konsernsjef i Total (t.v.), Alexey Miller, konsernsjef i Gazprom og konsernsjef i StatoilHydro, Helge Lund.
(Photo: Scanpix) 
(Foto: Scanpix)
Originally due to run for 85 kilometres, this connecting link in the North Sea will now be only 32 kilometres long. 
Mens røret ifølge den opprinnelige planen ville blitt 85 kilometer langt, blir det nå 32 kilometer.
Total costs for the new solution will be about NOK 840 million, a reduction of roughly NOK 230 million from the original concept. 
Totalkostnadene for den nye løsningen er om lag 840 millioner kroner.
Gas from the Gullfaks satellites will take a shortcut to the Statpipe transport system via a new export pipeline from Gullfaks A and C. 
Gass fra Gullfaks-satellittene skal via Gullfaks A- og C-plattformene i Nordsjøen ta beinveien til Statpipe gjennom et nytt eksportrør.
(Photo: Roar Lindefjeld) 
(Foto: Roar Lindefjeld)
Its cargo comes from the world's most northerly export facility for LNG (Liquefied Natural Gas) at Melkøya outside Hammerfest in Finnmark. 
Gassen kommer fra verdens nordligste eksportanlegg for LNG (Liquefied Natural Gas) på Melkøya utenfor Hammerfest i Finnmark.
"This is an historic occasion," says Rune Bjørnson, StatoilHydro's executive vice president for the Natural Gas business area. 
– Dette er en historisk dag, sier Rune Bjørnson, StatoilHydros konserndirektør for naturgass.
"For over 20 years StatoilHydro has supplied the American market with crude oil from the North Sea and the Norwegian Sea. 
– I over 20 år har StatoilHydro forsynt det amerikanske markedet med olje fra Nordsjøen og Norskehavet.
Now were are also supplying gas from the Norwegian continental shelf. 
Nå leverer vi også gass fra norsk sokkel.
For the American market, this means improved security of supply. 
For det amerikanske markedet betyr dette en økt forsyningssikkerhet.
For our part, we will continue to develop to become an even more flexible supplier of energy for our customers," says Bjørnson. 
Vi på vår side skal fortsette med å utvikle oss til å bli en enda mer fleksibel energileverandør overfor våre kunder, sier Bjørnson.
StatoilHydro has a significant gas position and is Europe's second largest supplier of gas. 
StatoilHydro har en betydelig gassposisjon og er i dag Europas nest største leverandør av gass.
The company has been a stable and reliable supplier of piped gas for many years. 
Selskapet har gjennom mange år vært en stabil og pålitelig leverandør av gass transportert i rør.
Through the development of the Snøhvit-field in the Barents Sea, StatoilHydro's marketing of gas is becoming ever more global. 
Gjennom utbyggingen av Snøhvit-feltet i Barentshavet blir StatoilHydros markedsføring av gass stadig mer global.
"In order to meet future energy demand I believe that we will see shipments of gas between continents in the same way as we have seen with oil. 
– For å dekke framtidig energietterspørsel tror jeg at vi på samme måte som vi har flyttet olje mellom kontinentene også kommer til å se en tilsvarende utvikling innen gass.
Through the LNG production from the Snøhvit field, gas can be distributed over the whole world. 
Gjennom LNG-produksjonen på Snøhvit-feltet kan gassen rutes til kunder over hele verden.
Gas is becoming a global commodity," says Bjørnson. 
Gass er i ferd med å bli en global handelsvare, sier Bjørnson.
The licencees for the Snøhvit-field: StatoilHydro (operator) (33.53 percent), Petoro (30.00), Total E&P Norway (18.40), Gaz de France (12), Hess (3,26) and RWE Dea Norway (2.81). 
Rettighetshavere for Snøhvit-feltet: StatoilHydro (operatør) (33,53 prosent), Petoro (30), Total E&P Norge (18,40), Gaz de France (12), Hess (3,26) og RWE Dea Norge (2,81).
Snøhvit is the first development in the Barents Sea. 
Snøhvit er den første utbyggingen i Barentshavet.
With no surface installations, natural gas is brought to land and cooled for liquificiation at the export facility for LNG. 
Uten installasjoner på havoverflaten bringes naturgassen til land og kjøles ned og gjøres flytende ved eksportanlegget for LNG.
StatoilHydro will market a total of 4 billion cubic metres of gas annually at the field's full capacity. 
StatoilHydro skal markedsføre totalt 4 milliarder kubikkmeter gass årlig ved full produksjon på feltet.
StatoilHydro has a long-term long term throughput arrangement with the Cove Point-terminal which is an import for gas to the US east coast. 
StatoilHydro har en langsiktig leieavtale ved Cove Point-terminalen som er en mottaksterminal for gass på USAs østkyst.
Here, liquefied natural gas is delivered, stored and regassified to become pipeline gas. 
Her blir flytende gass regassifisert, lagret og omdannet til salgsgass for videre transport til kundene i rørledningssystemer.
Since 2003, StatoilHydro has delivered LNG to Cove Point from suppliers in Trinidad, Algeria and Egypt. 
StatoilHydro har siden 2003 levert gass inn til Cove Point med laster fra leverandører i Trinidad, Algerie og Egypt.
The company administers a third of the import capacity for LNG at the terminal today. 
Selskapet disponerer en tredjedel av mottakskapasiteten for LNG ved terminalen i dag.
This amounts to around 2.4 billion cubic metres of gas annually. 
Dette utgjør totalt rundt 2,4 milliarder kubikkmeter gass årlig.
The import terminal at Cove Point is now being expanded, and StatoilHydro has secured all of the new capacity. 
Mottaksterminalen Cove Point bygges nå ut, og StatoilHydro har sikret seg all den nye kapasiteten.
StatoilHydro will thus achieve access to capacity amounting to some 10 billion cubic metres of gas annually from 2009. 
StatoilHydro vil dermed få en kapasitetstilgang på rundt 10 milliarder kubikkmenter gass årlig fra 2009.
In brief: 
Fakta:
Arctic Discoverer docked at Cove Point at around 14:30 p.m. local time yesterday . 
Om lag klokka 14.30 amerikansk tid klappet båten "Arctic Discoverer" til kai på mottaksterminalen for gass på Cove Point .
After some hours of depressurisation, the emergency situation was called off. 
Etter noen timer med trykkavlastning kunne beredskapssituasjonen avblåses.
The emergency preparedness organisation was mobilised and relevant authorities alerted. 
Beredskapsorganisasjonen ble mobilisert og relevante myndigheter varslet.
For the year 2007, net income was NOK 44.6 billion compared to NOK 51.8 billion in 2006. 
For året 2007 var resultatet 44,6 milliarder kroner, mot 51,8 milliarder kroner i 2006.
The decrease in net income from the fourth quarter of 2006 to the fourth quarter of 2007 was mainly due to an increase in operating and administrative expenses, primarily related to the previously announced restructuring costs and other costs arising from the merger, amounting to NOK 10.7 billion before tax. 
Resultatnedgangen fra fjerde kvartal 2006 til fjerde kvartal 2007 skyldtes hovedsakelig økte drifts- og administrasjonskostnader, hovedsakelig knyttet til tidligere annonserte fusjonskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen på til sammen 10,7 milliarder kroner før skatt.
Following the closing of the merger, restructuring costs were booked in the fourth quarter. 
Etter fullføring av fusjonen ble fusjonskostnadene bokført i fjerde kvartal.
In addition, the decrease in net income is explained by negative impact from derivatives, loss on financial items and a high tax rate. 
Resultatnedgangen kan også forklares av negativ innvirkning av derivater, tap på finansposter og høy skatteprosent.
«The merger has strengthened our financial capacity, our competence and resources base and thereby our competitiveness. 
- Fusjonen har styrket vår økonomiske kapasitet, kompetanse og ressursgrunnlag og dermed vår konkurransedyktighet.
The restructuring costs represent an investment to achieve significant synergy gains from the merger in the coming years,» says Helge Lund, StatoilHydro’s chief executive. 
Fusjonskostnadene utgjør en investering for å hente ut betydelige synergieffekter fra fusjonen i kommende år, sier Helge Lund, konsernsjef i StatoilHydro.
Total oil and gas entitlement production in the fourth quarter of 2007 was 1.818 million barrels of oil equivalents (mmboe) per day. 
Samlet bokført egenproduksjon av olje og gass i fjerde kvartal 2007 var 1,818 millioner fat oljeekvivalenter (mmfoe) per dag.
The annual production for 2007 was 629 mmboe compared to 623 mmboe in 2006. 
Den samlede produksjonen for 2007 var 629 mmfoe, mot 623 mmfoe i 2006.
«2007 was a historical year for StatoilHydro with a high activity level. 
- 2007 var et historisk år for StatoilHydro med høyt aktivitetsnivå.
We completed one of the biggest mergers in our industry and already have the new organisation up and running. 
Vi fullførte en av de største fusjonene i bransjen og den nye organisasjonen er allerede i full virksomhet.
15 new projects came on stream, our exploration activity level was high both on the Norwegian Continental Shelf and internationally, and we have gained access to world class exploration acreage and resources underpinning our future growth», says Lund. 
15 nye prosjekter ble satt i drift, leteaktiviteten vår var høy både på norsk sokkel og internasjonalt, og vi har fått tilgang til leteområder av verdensklasse, noe som gir et godt grunnlag for vår fremtidige vekst, sier Lund.
The chief executive points to the group’s acquisition of oil sands assets in Canada and the agreement to join as a partner in the Shtokman Development Company as two important building blocks for international growth. 
Konsernsjefen peker på konsernets oppkjøp i kanadisk oljesand og avtalen om å gå inn som partner i Shtokman Development Company som to viktige byggeklosser for internasjonal vekst.
The fourth quarter of 2007 is the first quarter for which financial statements of the merged StatoilHydro organisation are being presented. 
Fjerde kvartal 2007 er første kvartal hvor det presenteres regnskap for den fusjonerte StatoilHydro-organisasjonen.
Historical data have been restated as if the merged company had existed for all periods. 
Historiske data er omgjort som om det fusjonerte selskapet hadde eksistert i hele perioden.
StatoilHydro’s Board of Directors proposes to the annual general meeting an ordinary dividend of NOK 4.20 per share for 2007, as well as NOK 4.30 per share in special dividend. 
StatoilHydros styre foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 4,20 kroner per aksje for 2007, samt 4,30 kroner per aksje i ekstraordinært utbytte.
In 2006 the ordinary dividend paid by Statoil ASA was NOK 4.00 per share, while the special dividend amounted to NOK 5.12 per share. 
I 2006 var ordinært utbytte utbetalt av Statoil ASA 4,00 kroner per aksje, mens ekstraordinært utbytte var på 5,12 kroner per aksje.
Net operating income in the fourth quarter of 2007 was NOK 30.8 billion compared to NOK 35.2 billion in the fourth quarter of 2006. 
Driftsresultatet i fjerde kvartal 2007 var 30,8 milliarder kroner, sammenlignet med 35,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
The decrease was mainly due to restructuring and other costs arising from the merger amounting to NOK 10.7 billion and losses on derivatives of NOK 3.6 billion. 
Nedgangen var hovedsakelig knyttet til fusjonskostnader og andre kostnader som følge av fusjonen på 10,7 milliarder kroner og tap på derivater på 3,6 milliarder kroner.
The decrease in net operating income was partly offset by lower impairment of property plant and equipment charges and a 37% increase in lifted volumes of oil and gas in International E&P, which contributed NOK 2.0 billion and NOK 2.7 billion, respectively. 
Nedgangen i driftsresultatet ble delvis motvirket av lavere nedskrivning av anleggsmidler og 37 % økning av løftede volumer med olje og gass i internasjonal U&P, noe som bidro med 2,0 milliarder kroner, respektive 2,7 milliarder kroner.
In 2007, net operating income was NOK 137.2 billion compared to NOK 166.2 billion in 2006. 
I 2007 var driftsresultatet 137,2 milliarder kroner, sammenlignet med 166,2 milliarder kroner i 2006.
The decrease was mainly due to an increase in operating, selling and administrative expenses stemming in part from restructuring and other costs arising from the merger described above, losses on derivatives of NOK 10 billion, new fields coming on stream and increased activity levels. 
Nedgangen var hovedsakelig knyttet til en økning i drifts-, salgs- og administrasjonsutgifter delvis som følge av kostnader knyttet til omstilling og andre kostnader forbundet med ovennevnte fusjon, tap på derivater på 10 milliarder kroner, oppstart av nye felt, og økte aktivitetsnivåer.
Total oil and gas entitlement production in the fourth quarter of 2007 was 1.818 mmboe per day, compared to 1.748 mmboe per day in the fourth quarter of 2006. 
Total egenproduksjon olje- og gass i fjerde kvartal 2007 var 1,818 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,748 mmfoe per dag i fjerde kvartal 2006.
Annual equity production was 1.839 mmboe in 2007. 
Årlig egenproduksjon i 2007 var 1,839 mmfoe.
Total oil and gas liftings in the fourth quarter of 2007 were 1.786 mmboe per day, compared to 1.705 mmboe per day in the same period of 2006. 
Samlet olje- og gassløfting i fjerde kvartal 2007 var 1,786 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,705 mmfoe per dag i tilsvarende periode i 2006.
This is equivalent to an underlift of 32 mboe per day in the fourth quarter of 2007. 
Dette tilsvarer et overløft på 32 mfoe per dag i fjerde kvartal 2007.
In 2007, total oil and gas liftings were 1.735 mmboe per day compared to 1.698 mmboe per day 2006. 
I 2007 var samlet olje- og gassløfting 1,735 mmfoe per dag, sammenlignet med 1,698 mmfoe per dag i 2006.
Exploration expenditure in the fourth quarter of 2007 was NOK 5.2 billion, compared to NOK 5.0 billion in the fourth quarter of 2006. 
Leteutgiftene i fjerde kvartal 2007 var 5,2 milliarder kroner, sammenlignet med 5,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
In 2007 the exploration expenditure was NOK 14.2 billion, compared to NOK 13.4 billion in 2006. 
I 2007 var leteutgiftene 14,2 milliarder kroner, sammenlignet med 13,4 milliarder kroner i 2006.
The increase in exploration expenditure was mainly due to higher drilling activity and increased expenditures on seismics internationally. 
Økningen i leteutgiftene var hovedsakelig knyttet til høyere boreaktivitet og et omfattende seismikkprogram internasjonalt.
Exploration expenditure reflects the period’s exploration ,activities. 
Leteutgiftene gjenpeiler letevirksomheten i perioden.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period’s change in capitalised exploration expenditure. 
Letekostnadene i perioden omfatter leteutgifter justert for periodens endring i balanseførte leteutgifter.
Exploration expenses in the fourth quarter of 2007 amounted to NOK 4.5 billion compared to NOK 4.0 billion in the fourth quarter of 2006. 
I fjerde kvartal 2007 var letekostnadene 4,5 milliarder kroner, sammenlignet med 4,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
Annual exploration expenses amounted to NOK 11.3 billion and NOK 10.7 billion in 2007 and 2006, respectively. 
Årlige letekostnader var 11,3 milliarder kroner og 10,7 milliarder kroner i henholdsvis 2007 og 2006.
A total of 18 exploration and appraisal wells were completed in the fourth quarter of 2007, four on the NCS and 14 internationally. 
Totalt ble 18 lete- og avgrensningbrønner fullført i fjerde kvartal 2007, fire på norsk sokkel og 14 internasjonalt.
Five wells were confirmed discoveries. 
Fem brønner er bekreftede funn.
The number of exploration wells completed in the fourth quarter of 2006 was 17. 
Antall letebrønner som ble fullført i fjerde kvartal 2006 var 17.
In addition, one exploration extension well was completed. 
I tillegg ble en leteforlengelse boret.
Drilling in 16 appraisal and exploration wells and two exploration extension wells was ongoing at the end of 2007. 
Boring av 16 avgrensnings- og letebrønner og to leteforlengelser pågikk ved utgangen av 2007.
In 2007, a total of 71 exploration and appraisal wells were completed, 24 on the NCS and 47 internationally. 
I 2007 ble til sammen 71 lete- og avgrensningbrønner fullført, 24 på norsk sokkel og 47 internasjonalt.
Two exploration extension wells were completed in the same period. 
To leteforlengelser ble fullført i samme periode.
Thirty-four of the exploration and appraisal wells were confirmed discoveries, 16 on the NCS and 18 internationally. 
Trettifire av lete- og avgrensningsbrønnene var bekreftede funn, 16 på norsk sokkel og 18 internasjonalt.
Both exploration extension wells were discoveries. 
Begge leteforlengelser var funn.
The number of exploration and appraisal wells completed in 2006 were 73. 
Antall lete- og avgrensningsbrønner som ble utført I 2006 var 73.
Five exploration extension wells were completed in 2006. 
Fem leteforlengelser ble fullført i 2006.
Proved reserves at the end of 2007 were 6,010 mmboe, compared to 6,101 mmboe at the end of 2006, a decrease of 91 mmboe. 
Påviste reserver ved utgangen av 2007 var 6,010 mmfoe, sammenlignet med 6,101 mmfoe ved utgangen av 2006, en nedgang på 91 mmfoe.
In 2007, 542 mmboe were added through revisions, extensions and discoveries, compared to additions of 383 mmboe in 2006, also through revisions, extensions and discoveries. 
I 2007 var det et tillegg på 542 mmfoe grunnet revisjoner, forlengelser og funn, sammenlignet med et tillegg på 383 mmfoe i 2006, som også skyldtes revisjoner, forlengelser og funn.
The reserve replacement ratio was 86% in 2007, compared to 61% in 2006, while the average three-year replacement ratio, including the effects of sales and purchases, was 81% at the end of 2007, compared to 76% at the end of 2006. 
Reserveerstatningsraten var 86 % i 2007, sammenlignet med 61 % i 2006, mens den gjennomsnittlige treårige erstatningsraten, inkludert effektene av salg og kjøp, var 81 % ved utgangen av 2007, sammenlignet med 76 % ved utgangen av 2006.
Adjusted for restructuring costs and other costs arising from the merger, the production cost per boe for the 12 months ended 31 December 2007 was NOK 35.7. 
Justert for fusjonskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen, var produksjonskostnaden 35,7 kroner per foe for de siste 12 månedene ved utgangen av 2007.
This amount includes NOK 2.5 related to purchase of gas for reinjection. 
Dette beløpet omfatter 2,5 kroner som var knyttet til kjøp av gass for reinjeksjon.
Net financial items amounted to a loss of NOK 0.7 billion in the fourth quarter of 2007, compared to an income of NOK 3.1 billion in the fourth quarter of 2006. 
Netto finansposter utgjorde et tap på 0,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007, sammenlignet med en inntekt på 3,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
Net financial items in 2007 amounted to an income of NOK 9.6 billion, compared to an income of NOK 5.1 billion in 2006. 
Netto finansposter i 2007 utgjorde en inntekt på 9,6 milliarder kroner, sammenlignet med en inntekt på 5,1 milliarder kroner i 2006.
Attachments: - Press release - Financial statement and review 
Vedlegg på www.newsweb.no - Pressemelding - Kvartalsberetning og regnskap (eng.)
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 ( office) 
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 90 64 91 44 (mobil) +47 51 99 77 90
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile), + 47 22 97 22 88 (office) Kai Nielsen, public affairs manager, + 44 78 24 32 68 93 
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil) + 47 22 97 22 88(kontor)
Financial statements and review PDF 1 MB 
Financial statements and review PDF 1 MB
Net income in the fourth quarter of 2007 amounted to NOK 6.2 billion, compared to NOK 15.0 billion in the fourth quarter of 2006. 
Resultatet for fjerde kvartal 2007 var på 6,2 milliarder kroner, sammenlignet med 15,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2006.
For these assets StatoilHydro will pay Anadarko USD 1.8 billion, plus a maximum pre-tax value of USD 300 million related to the Peregrino field to be earned by 2020, conditional on future oil prices above pre-defined threshold levels. 
For disse andelene betaler StatoilHydro 1,8 milliarder amerikanske dollar, pluss en mulig tilleggskompensasjon på opptil 300 millioner dollar før skatt knyttet til Peregrino-feltet, avhengig av fremtidige oljepriser over forhåndsdefinerte nivå, innen 2020.
“This acquisition strengthens our position in Brazil and adds an important new legacy operatorship to StatoilHydro’s international portfolio. 
– Dette kjøpet styrker vår posisjon i Brasil og gir oss et betydelig internasjonalt operatørskap.
“These assets have an excellent strategic fit both in Brazil and in the Gulf of Mexico where we will utilise our increased oil recovery experiences together with our project management skills for large offshore developments. 
Vi kan bygge på vår erfaring og kompetanse både innen økt oljeutvinning og prosjektledelse for store offshoreprosjekter.
The transaction underpins our medium and long term production growth by adding significant reserves and resources,” he adds. 
Den understøtter produksjonsvekst både på medium og lang sikt ved å tilføre betydelige reserver og ressurser, sier han.
The Peregrino field is located in the Campos Basin offshore Brazil. 
Peregrino-feltet er lokalisert i Campos-bassenget offshore Brasil.
Expected reserves in this heavy oil field are estimated at approximately 500 million barrels, excluding identified upsides. 
Forventede reserver fra tungoljefeltet er anslått å være cirka 500 millioner fat, eksklusiv oppsider.
The field is expected to come on stream in 2010, adding new production to StatoilHydro. 
Feltet ventes å komme i produksjon i 2010 og gir StatoilHydro ny produksjon.
StatoilHydro sees a significant upside in the recoverable resources in Peregrino, both by a further increase in today’s 20% recovery factor and by including additional resources outside the Peregrino main field. 
StatoilHydro ser en betydelig oppside i de utvinnbare reservene i Peregrino, både ved å øke dagens antatte 20 prosents utvinningsgrad ytterligere, og ved å inkludere ressurser utenom hovedfeltet på Peregrino.
Additional potential resources were indicated by the high-resolution 3D seismic acquired in 2007, and some of these resources were proven by the new well drilled in 2007 (the 3-PRG-0001-RJS). 
Potensielle tilleggsressurser er indikert ved 3D-seismikk og ble delvis påvist ved boring av en ny brønn i 2007 (3-PRG-0001-RSJ).
Additional appraisal wells are required to prove the remaining upside in the southwest and south extensions of the field. 
Ytterligere avgrensningsbrønner er nødvendig for å bekrefte gjenværende oppsider i den sørvestlige og sørlige forlengelsen av feltet.
The field is being developed with a Floating Production Storage and Offloading vessel (FPSO) and two platforms. 
Feltet bygges ut med et flytende produksjons- og lagerskip (FPSO) og to plattformer.
Planned plateau production from the field is to be 100 000 bbls/d which is expected to be reached within the first year of production. 
Planlagt platåproduksjonen er 100.000 fat per dag, noe som forventes allerede i første produksjonsår.
The transaction valuation is based on the latest update on cost and schedule. 
Verdsettingen av transaksjonen baserer seg på de siste oppdaterte kostnads- og tidsplaner.
Kaskida is one of the largest deep water discoveries in the US Gulf of Mexico in recent years. 
Kaskida er et av de største dypvannsfunnene i Mexicogolfen de siste årene.
Kaskida adds resources to StatoilHydro and will contribute to long term growth post 2015. 
Kaskida tilfører ressurser og gir langsiktig vekst etter 2015 for StatoilHydro.
“The Kaskida discovery has significant resource potentials. 
– Kaskida-funnet har betydelig ressursmessig potensial.
By leveraging our deepwater technologies, we believe we can add even more value to the discovery. 
Ved å bidra med vår dypvannsteknologi, mener vi å kunne gi ytterligere verdi til funnet.