natgillin/translations-raw huggingface dataset:
According to the main plan for the Ormen Lange field, a compression platform will be installed once the natural pressure in the reservoir is no longer sufficient to transport the gas to land. 
Hovedplanen for Ormen Lange-feltet innebærer at det skal installeres en kompresjonsplattform når det naturlige trykket i reservoaret ikke er høyt nok til å transportere gassen til land.
“If we succeed with this project, we will be able to replace a 25,000-tonne platform with a subsea installation weighing around 3,500 tonnes. 
– Hvis vi lykkes med dette prosjektet, vil vi kunne erstatte en plattform på 25.000 tonn med en undervannsutbygging på rundt 3.500 tonn.
The development costs for future offshore compression for the Ormen Lange field will potentially be reduced by 50 per cent, which means a saving of many billion NOK. 
Utbyggingskostnadene for fremtidig offshore kompresjon for Ormen Lange feltet vil kunne reduseres til 50 prosent, noe som innebærer mange milliarder kroner spart.
In addition, we will be able to halve operating costs over a 20-year period,” Røtjer says. 
I tillegg vil også driftskostnadene over 20 år kunne halveres, sier Røtjer.
Testing at Nyhamna The outlined subsea compression station includes four compressor trains. 
Testes på Nyhamna Den skisserte undervannsstasjonen omfatter fire kompressortog.
During the testing at Nyhamna, one compression train module will be placed in a water-filled reservoir that was blasted out during development of the site for the land-based gas processing facility. 
Under uttestingen på Nyhamna skal et kompressortog plasseres i et vannfylt basseng som ble sprengt ut under opparbeidelsen av tomta for landanlegget.
“The pool is an important part of the testing facility to be built at Nyhamna, with the aim of qualifying subsea compression. 
– Bassenget inngår som en viktig del av et testanlegg som skal bygges på Nyhamna for det formål å kvalifisere undervannskompresjon.
The testing facility must simulate operating conditions out on the Ormen Lange field. 
Testanlegget skal simulere driftsforholdene ute på Ormen Lange.
In addition, it will be used to verify procedures for installation and removal of the subsea compression modules,” Røtjer explains. 
I tillegg vil testanlegget bli brukt til å verifisere installasjons- og opptrekkingsprosedyrer, sier Røtjer.
The reservoir is 30 metres long, 20 metres wide, and 12 metres deep. 
Bassenget er 30 meter langt, 20 meter bredt og 12 meter dypt.
The compression train to be tested in this pool has a gas capacity equivalent to 25 per cent of the actual land-based processing facility at Nyhamna. 
Kompressortoget som skal testes i dette bassenget, har en gasskapasitet som tilsvarer 25 prosent av selve landanlegget på Nyhamna.
It is envisaged that this compression train will later be used out on the field. 
Senere er det planen at dette kompressortoget skal kunne benyttes ute på feltet.
“The testing facility will also be used for future completion and verification of all modules prior to installation out on the Ormen Lange field,” Røtjer says. 
– Testanlegget vil også bli benyttet til fremtidig ferdigstillelse og verifikasjon av alle modulene før installasjon ute på Ormen Lange feltet, sier Røtjer.
Installation in 2015? 
Installeres i 2015?
According to the plan, a decision regarding whether a platform or subsea station will be built for compressing the gas will be taken in 2011. 
En beslutning om hvorvidt det skal bygges en plattform eller en undervannsstasjon for å komprimere gassen, skal etter planen tas i 2011.
Installation on the field is planned for around 2015, but the need for compression will depend on the properties of the gas reservoir. 
Installasjonen på feltet er aktuell omkring 2015, men behovet for kompresjon vil avhenge av reservoaregenskapene.
If a subsea solution is chosen, the subsea compression station will be placed between the two templates that are installed on the sea floor 120 kilometres west of Kristiansund. 
Hvis en undervannsløsning blir besluttet utbygd, skal kompresjonsstasjonen plasseres mellom de to brønnrammene som er installert på havbunnen 120 kilometer vest for Kristiansund.
The compression station will cover an area of the sea floor measuring 60 metres in length by 40 metres in width. 
Kompressorstasjonen vil dekke et 60 meter langt og 40 meter bredt område på havbunnen.
Each of the compression modules to be installed in this station will weigh around 200 tonnes. 
Hver av modulene som skal installeres på denne stasjonen vil veie omkring 200 tonn.
Licence holders on the Ormen Lange field: 
Rettighetshavere på Ormen Lange-feltet:
18.0728 % 
18,0728 %
Shell 
Shell
17.0375 % 
17,0375 %
36.4750 % 
36,4750 %
10.8441 % 
10,8441 %
Esso 
Esso
7.2286 % 
7,2286 %
DONG 
DONG
10.3420 % 
10,3420 %
In the summer of 2006, Aker Kværner Subsea AS was chosen as EPC contractor (engineering, procurement and construction) for the pilot station with a subsea compression system. 
Sommeren 2006 ble Aker Kværner Subsea AS valgt som EPC-kontraktor (ingeniørtjenester, innkjøp, og konstruksjon) for pilotstasjonen med undervannskompresjonssystemet.
Vetco Aibel AS was chosen as EPC contractor for the long step-out power supply for the pilot compression station. 
Vetco Aibel AS ble valgt som EPC-kontraktor for krafttilførselen til pilotstasjonen.
Future-oriented The technology that is being qualified by the Ormen Lange partners will potentially be of great significance for future gas and condensate field developments, both on the Norwegian continental shelf and elsewhere. 
Fremtidsrettet Teknologien som kvalifiseres av Ormen Lange-partnerne, vil kunne få stor betydning for fremtidige utbygginger av gass- og kondensatfelt både på norsk sokkel og internasjonalt.
“By using a subsea compression facility in order to increase pressure in the well stream, it will be easier to transport gas and condensate over long distances to a land-based processing facility, or to existing platforms. 
– Ved å bruke et undervanns kompresjonsanlegg for å øke trykket i brønnstrømmen, vil man lettere kunne transportere gass og kondensat over lange strekninger inn til et landanlegg eller til eksisterende plattformer.
This is also an efficient way of increasing recovery rates from existing subsea fields.” 
Dette er også en effektiv løsning for å øke utvinningsgraden fra eksisterende undervannsfelt.
“A big advantage of using a subsea compression station is that the development can be divided into two phases – first, an early phase where compression is not required for pressure support during transportation, and then a later phase when the pressure in the reservoir drops, and a compression station can be installed to increase the pressure and thereby maintain the production rate from the subsea wells,” Røtjer explains. 
– En stor fordel med en undervanns kompresjonsstasjon er at man kan dele utbyggingen – i en tidlig fase hvor det ikke er nødvendig med kompresjon for transportstøtte og i en senere fase, når trykket fra reservoaret faller, hvor man kan installere kompresjonsstasjonen for å øke trykket og dermed opprettholde produksjonsraten fra undervannsbrønnene, sier Røtjer.
The partners in the Ormen Lange field in the Norwegian Sea are to spend NOK 2.5 billion on developing a subsea compression station. 
Partnerne på Ormen Lange-feltet i Norskehavet investerer 2,5 milliarder kroner til utvikling av en undervanns kompresjonsstasjon.
Mr Overvik is to take up the position as managing director of Gaz de France Norge on 1 September. 
Overvik begynner 1. september som administrerende direktør i Gaz de France Norge (GdF).
Terje Overvik has a PhD in engineering from the Norwegian University of Science and Technology (NTNU) in Trondheim. 
Terje Overvik er dr.ing. fra NTNU i Trondheim og begynte i Statoil i 1983.
He joined Statoil in 1983 and has had a number of key posts in the Statoil group, including platform manager and operations vice president for the Statfjord field. 
Han har hatt en rekke sentrale stillinger i konsernet, blant annet plattformsjef og produksjonsdirektør for Statfjord-feltet.
He was executive vice president for Technology before he took over responsibility for Norwegian continental shelf (NCS) operations in 2004. 
Han var konserndirektør for Teknologi før han overtok ansvaret for virksomheten på norsk sokkel i 2004.
“Terje has a very robust career behind him at Statoil,” says chief executive Helge Lund. 
– Terje har en meget sterk karriere bak seg i Statoil.
“In recent years he has been one of the driving forces in the revitalisation that has taken place on the NCS. 
Han har de siste årene vært en av drivkreftene bak den revitalisering som har skjedd på norsk sokkel.
Terje has the ability to combine long-term, strategic thinking with a focus on the daily operations. 
Terje kombinerer evnen til langsiktig, strategiske tenkning med daglig operativt fokus.
He has made his mark not least in his involvement in very active HSE work. 
Han vil ikke minst etterlate seg spor for sitt engasjement knyttet til et meget aktivt HMS-arbeid.
I wish him good luck with the new challenges he will come to meet in Gaz de France, and we in Statoil look forward to a continuing good collaboration with both Terje and Gaz de France.” 
Jeg ønsker ham lykke til med de nye utfordringer som etter hvert møter ham i GdF, og vi i Statoil ser frem til et fortsatt godt samarbeid både med Terje og GdF, sier konsernsjef i Statoil, Helge Lund.
Until Mr Overvik leaves Statoil, matters relating to Gaz de France will be dealt with by Rune Bjørnson, executive vice president for Statoil’s Natural Gas business area. 
Fram til Overvik fratrer i Statoil, vil saker relatert til Gaz de France håndteres av konserndirektør for forretningsområdet Naturgass, Rune Bjørnson.
The executive vice president for Statoil’s Exploration & Production Norway business area, Terje Overvik (55), will withdraw from the corporate executive committee as of 1 June this year. 
Konserndirektør for forretningsområdet Utvikling og Produksjon Norge, Terje Overvik (55), trer fra 1. juni ut av konsernledelsen i Statoil.
On Friday 9 March, EU member states and heads of government approved a European energy policy that addresses global climate challenges. 
EU-landenes stats- og regjeringssjefer vedtok fredag 9. mars en energipolitikk for Europa som adresserer de globale klimautfordringene.
They agreed to reduce greenhouse gas emissions by at least 20% by 2020. 
EU-landene ble enige om å redusere klimagassutslippene med minst 20 prosent innen 2020.
The target will be reached by an increased focus on renewables, bio-fuels and carbon management. 
Målet skal nås ved økt satsing på fornybare energikilder, biodrivstoff og CO2-håndtering.
EU countries approved important principles for carbon management technology development. 
EU-landene vedtok viktige prinsipper for teknologiutvikling innen CO2-håndtering.
The aim is that Europe will have 12 pilot plants for carbon capture and storage by 2015. 
Målet er at Europa skal ha 12 pilotanlegg for CO2-fangst og lagring innen 2015.
The EU Commission will now establish mechanisms that encourage governments and industry to develop carbon management technology. 
EU-kommisjonen skal nå etablere mekanismer som stimulerer myndigheter og industri til å utvikle teknologi for CO2-håndtering.
Statoil is presently world-leading in technology development and carbon management research. 
Statoil er i dag verdensledende innen teknologiutvikling og forskning på CO2-håndtering.
The ambition is that the Mongstad energy project (EVM) and Halten carbon dioxide project can become pilot facilities for carbon management in Europe. 
Ambisjonen er at Energiverk Mongstad og Halten CO2 kan bli pilotanlegg for CO2-håndtering i Europa.
Delegates also agreed that 20% of European energy consumption should be met by renewables. 
EU-toppmøtet vedtok også at 20 prosent av Europas energiforbruk skal dekkes av fornybare energikilder.
At the same time, 10% of the European transport sector will run on bio-fuels. 
På samme tid skal 10 prosent av transportsektoren i Europa forbrenne biodrivstoff.
"Statoil is well poised to compete in both these markets," says Mr Thorvik. 
– Statoil er godt posisjonert til å kjempe på begge disse markedene, sier Thorvik.
The European Union's (EU) goal of reducing greenhouse gas emissions will give Statoil new and important market opportunities up to 2020. 
EUs ambisjoner om å redusere utslippene av klimagasser vil gi Statoil nye og viktige markedsmuligheter fram mot 2020.
Hydro’s shareholders will own 32.7% and Statoil’s shareholders will own 67.3% of the merged company. 
Hydros aksjonærer vil eie 32,7 prosent og Statoils aksjonærer vil eie 67,3 prosent av det sammenslåtte selskapet.
As recompense for the transfer of Hydro’s petroleum division, Hydro’s shareholders will receive a 0.8622 share in the merged company for every share they own in Hydro. 
Som vederlag for overføringen av Hydros petroleumsvirksomhet skal aksjonærene i Hydro motta 0,8622 aksjer i det sammenslåtte selskapet for hver aksje de eier i Hydro.
The reason for the merger is a mutual desire to create a globally competitive player in the petroleum industry and to be the world's biggest offshore operator. 
Begrunnelsen for sammenslåingen er et felles ønske om å skape en konkurransedyktig global aktør i petroleumsindustrien og bli verdens ledende operatør offshore.
The boards have emphasized that the merger is a growth-oriented response to the challenges facing the industry, that strengthened international competitiveness will be achieved and long-term growth secured on the Norwegian Continental Shelf. 
Styrene har lagt vekt på at sammenslåingen er et vekstorientert svar på de utfordringene bransjen står overfor, at det oppnås styrket konkurransekraft internasjonalt og sikres langsiktig vekst på norsk sokkel.
Once the merger has been completed, the new company will comprise around 31,000 employees, of which around 5,000 will come from Hydro. 
Etter gjennomføring av sammenslåingen vil det nye selskapet bestå av om lag 31.000 ansatte, hvorav om lag 5.000 kommer fra Hydro.
The name of the merged company will from the date of merger completion be called StatoilHydro ASA. 
Navnet på det sammenslåtte selskapet skal fra gjennomføringstidspunktet være StatoilHydro ASA.
The parties will submit their merger proposals for approval at extraordinary general meetings in Statoil and Hydro. 
Partene vil fremlegge sammenslåingsplanen for godkjennelse på ekstraordinære generalforsamlinger i Statoil og Hydro.
Statoil will shortly submit a registration document on Form F-4 to the US Securities and Exchange Commission (SEC) that contains a draft prospectus regarding the merger. 
Statoil vil om kort tid innlevere et registreringsdokument på Form F-4 til det amerikanske verdipapirtilsynet SEC (US Securities and Exchange Commission).
The Board of Directors of Statoil and Hydro have now signed the final plan to demerge Hydro as part of the planned merger of Hydro's petroleum activities with Statoil. 
Styrene i Statoil og Hydro har nå undertegnet den endelige planen for fisjon av Hydro som ledd i sammenslåingen av Hydros petroleumsvirksomhet med Statoil.
The boards of directors have emphasised that the merger is a growth-oriented response to the challenges facing the industry, that strengthened international competitiveness will be achieved and long-term growth secured on the Norwegian continental shelf. 
Styrene har lagt vekt på at sammenslåingen er et vekstorientert svar på de utfordringene bransjen står overfor, at det oppnås styrket konkurransekraft internasjonalt og sikres langsiktig vekst på norsk sokkel.
The parties will submit their merger proposals for approval at the extraordinary general meetings of Statoil and Hydro, respectively. 
Partene vil fremlegge sammenslåingsplanen for godkjennelse i generalforsamlingene i henholdsvis Statoil og Hydro.
After the SEC has approved the registration document, a final information document will be sent to Statoil and Hydro shareholders, no later than coincident with the notice of the extraordinary general meetings which will consider the merger plan. 
Etter at registreringsdokumentet er godkjent av SEC, vil det bli utarbeidet et endelig informasjonsdokument som vil bli sendt til aksjonærene i Statoil og Hydro senest samtidig med innkallingen til de ekstraordinære generalforsamlingene som skal behandle sammenslåingsplanen.
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president IR +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 (kontor)
The boards of directors of Statoil and Hydro have now signed the final plan for the demerger of Hydro as part of the merger between Hydro’s petroleum division and Statoil ASA. 
Styrene i Statoil og Hydro har nå undertegnet den endelige planen for fisjon av Hydro som ledd i sammenslåingen av Hydros petroleumsvirksomhet med Statoil ASA.
The 16/4-4 wildcat in production licence 339 was drilled to a total depth of 2,360 metres below sea level. 
Undersøkelsesbrønn 16/4-4 i utvinningstillatelse 339 ble boret til et totalt dyp på 2360 meter under havoverflaten.
"We will assess whether to produce the find using the Sleipner platform," says Tim Dodson, Statoil's senior vice president for exploration in Exploration & Production Norway (EPN). 
– Vi vil vurdere å produsere funnet mot Sleipner-feltet.
"An evaluation and analysis of the gathered data will now be carried out to determine the find's resource potential. 
Det vil nå bli gjennomført evaluering og analyse av de innsamlede dataene for å avklare ressurspotensialet i funnet.
"Biotitt is a good start in a comprehensive exploration programme in the North Sea in the next few years," he says. 
– Biotitt er en god start på et omfattende leteprogram i Nordsjøen de kommende år, sier Dodson.
The Biotitt find lies approximately 20 kilometres north-east of the North Sea's Sleipner field. 
Funnet i Biotitt-prospektet ligger 20 kilometer nordøst for Sleipner-feltet i Nordsjøen.
The well was drilled using the West Epsilon drilling rig in 91 metres of water. 
Brønnen ble boret med boreinnretningen West Epsilon på 91 meters vanndyp.
Statoil has a three-year contract with the Seadrill company for hire of the jack-up rig which can operate at depths of up to 120 metres. 
Statoil har en treårig kontrakt med selskapet Seadrill for leie av den oppjekkbare riggen som kan operere på havdyp ned til 120 meter.
West Epsilon is now being moved to its next location which is the Ermintrude prospect in block 15/6 in production licence 303, 10 kilometres north of the Sleipner field. 
West Epsilon flyttes nå til neste lokasjon som er Ermintrude-prospektet i blokk 15/6 i utvinningstillatelse 303, 10 km nord for Sleipner-feltet.
The licensees in exploration licence 339, awarded in 2004, are Statoil with a 70% share and ExxonMobil with 30%. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 339, tildelt i 2004, er Statoil (70 prosent) og ExxonMobil (30).
Media Ola Morten Aanestad, vice president media relations +47 48 08 02 12 (mobile), +47 51 99 13 77 (office) 
Media Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør + 47 48 08 02 12 (mobil), +47 51 99 13 77 (kontor)
For the first time, Statoil has submitted a simplified PDO. 
For først gang har Statoil levert en forenklet PUD.
This is cost-saving and more effective for both the operator and the government. 
Dette er kostnadsbesparende og mer effektivt for både operatøren og myndighetene.
Total investments are estimated at NOK 2.4 billion. 
De totale investeringene er beregnet til 2,4 milliarder kroner.
The licence wants to develop the field with one subsea template with four drilling slots. 
Lisensen ønsker å bygge ut feltet med én bunnramme med fire brønnslisser.
"The development will secure effective, continuous exploitation of available capacity on the Norne drilling vessel and in the Åsgard transport pipeline," says Mr Bratsberg. 
– Utbyggingen vil sikre god og kontinuerlig utnyttelse av ledig kapasitet på Norne-skipet og i rørledningen Åsgard transport.
"It is gratifying that we can now start on yet another satellite development project tied back to Norne." 
Det er gledelig at vi nå kan kommer i gang med enda et satellittutbyggingsprosjekt mot Norne, sier Bratsberg.
Water depth in the area is 390 metres. 
Vanndypet i området er på 390 meter.
Recoverable reserves are estimated to be 6.78 billion cubic metres of gas and 8.3 million barrels of condensate. 
De utvinnbare reservene er anslått til 6,8 milliarder kubikkmeter gass og 8,3 millioner fat kondensat.
The other licensees are Danish Oil and Natural Gas (Dong) with 15% and Hydro with 10%. 
De øvrige rettighetshaverne er Dansk olie- og naturgass (DONG) (15 prosent) og Hydro (10 prosent).
The plan for development and operation (PDO) of the Alve gas and condensate field in the Norwegian Sea has been given ministerial approval today, 16 March. 
Plan for utbygging og drift (PUD) av gass- og kondensatfeltet Alve i Norskehavet er godkjent i statsråd i dag, 16. mars.
Work tasks and personnel will be officially transferred from 1 January 2002, but six to eight people have already been seconded to Gassco to prepare for the takeover, reports Ørjan Aarthun, head of the human resources function for Kårstø and Bygnes. 
Formelt skal arbeidsoppgaver og personell overføres fra 1. januar 2002, men allerede nå er seks-åtte personer utlånt til Gassco for å forberede overtakelsen, ifølge Ørjan Aarthun, leder for personalfunksjonen i Nord-Rogaland.
According to the Working Environment Act, workers who are fully employed in that part of the operation which is being transferred are entitled to go over to Gassco. 
Arbeidsmiljøloven gir arbeidstakere som er fullt beskjeftiget i den del av virksomheten som overføres rett til å gå over til Gassco.
In practice, this affects Statoil's employees in the product management unit at Bygnes, which includes, for instance, the control centre for gas transport. 
I praksis angår dette Statoils ansatte i Produktstyring på Bygnes, som blant annet kontrollsenteret for gasstransport tilhører.
This involves approximately 55 employees – 45 in gas, and 10 in information technology. 
Det omfatter rundt 55 ansatte – 45 innen gass og 10 innen informasjonsteknologi.
A further 20 employees can transfer to Gassco if they wish to do so. 
I tillegg kan 20 ansatte gå over til Gassco dersom de ønsker det.
Mr Aarthun emphasises that cooperation with union officials in the process has been good. 
Aarthun framhever at samarbeidet med tillitsvalgte i prosessen er godt.
Should more Statoil employees apply for transfer to Gassco, it may mean that the group will have to recruit new personnel. 
Dersom flere Statoil-ansatte søker seg over til Gassco, kan det føre til at konsernet må rekruttere nytt personell.
Altogether Statoil has approximately 600 employees at Kårstø and Bygnes. 
Statoil har til sammen rundt 600 ansatte på Kårstø og Bygnes.
Statoil is transferring the operator responsibility for about 5000 kilometres of pipeline in total. 
Til sammen overfører Statoil operatøransvaret for rundt 5000 kilometer rørledning.
Statoil will still carry out the technical operation of the gas processing plant at Kårstø, the pipelines and associated platforms and terminals. 
Statoil skal fortsatt utføre teknisk drift av gassprosessanlegget på Kårstø, rørledningene med tilhørende plattformer og terminalene.
The transfer of personnel from Statoil at Bygnes and Kårstø, north of Stavanger, to Gassco, the new operator company for the transport of natural gas, has begun. 
Overføringen av personell fra Statoil på Bygnes og Kårstø i Rogaland til Gassco, det nye operatørselskapet for transport av naturgass, har startet.
The US subsidiary is to concentrate on four buildings in downtown Boston, where the university has facilities for medical research. 
I henhold til kontrakten skal rehabiliteringen gjennomføres i fire bygninger i sentrum av Boston der universitetet har lokaler for medisinsk forskning.
A contract to rehabilitate the energy infrastructure at Tufts University in Boston, Massachusetts, has been awarded to Statoil Energy. 
Statoil Energy har inngått en kontrakt med Tufts University i Boston, USA for rehabilitering av dets infrastruktur for energi