natgillin/translations-raw huggingface dataset:
This is compensated for by the fact that Oseberg Sør, Oseberg C and Troll Oil are producing well above budget at present. 
Til gjengjeld produserer for eksempel Oseberg Sør, Oseberg C og Troll Olje godt over budsjett.
“A major effort by a great many people in our organization are behind the recent high production level. 
- Det ligger en stor innsats fra mange personer i vår organisasjon bak den høye produksjonen den siste tiden.
Fram Vest has also made good progress with production higher than forecast,” concludes Torgeir Kydland, president of the sector. 
Fram Vest har også kommet godt i gang og leverer en høyere produksjon enn forventet, avslutter sektordirektør Torgeir Kydland.
Hydro Oil & Energy recently set a new production record of 612,000 barrels oil equivalents per day. 
Hydro Olje & Energi satte nylig ny produksjonsrekord med 612.000 fat oljeekvivalenter per døgn.
Duke Energy Europe Northwest B.V. is a midstream player in the Dutch gas marketwith a portfolio of sourcing, sales, transportation and storage agreements. 
Duke Energy Europe Northwest B.V. er et selskap som driver midtstrøms virksomhet i det nederlandske gassmarkedet med en portefølje av innkjøp, salg, transport og lagringsavtaler.
The main customer is Hydro Agri's plant in Sluiskil. 
Den viktigste kunden er Hydro Agris produksjonsanlegg i Sluiskil.
The company is located in the Hague and has four employees. 
Selskapet ligger i Den Haag og har fem ansatte.
Norsk Hydro is a major gas player both as producer and trading company in the European gas market. 
Norsk Hydro er en betydningsfull aktør i det europeiske gassmarkedet både som produsent og handelsselskap.
Norsk Hydro's own production is nearly 8 billion cubic metres of gas this year, with an additional 11 billion cubic metres of third party sales and trading. 
Norsk Hydros egen produksjon er på nesten 8 milliarder kubikkmeter i år, med tillegg av ytterligere 11 milliarder kubikkmeter salg og handel med tredjeparter.
Norsk Hydro has, through its subsidiary Norsk Hydro Energy B.V., built a midstream gas business in the Dutch market with sourcing and sales contracts, constituting approximately 6% of the liberalised Dutch gas market. 
Norsk Hydro har gjennom sitt datterselskap Norsk Hydro Energy B.V. bygget opp en midtstrøms gassvirksomhet i det nederlandske markedet med kontrakter for kjøp og salg som dekker om lag 6% av det liberaliserte markedet.
The purchase of Duke Energy Europe Northwest B.V. will strengthen Norsk Hydro's position in the Dutch as well as the northwest European gas markets by improving Norsk Hydro's ability to develop new products and to reach new customers. 
Kjøpet av Duke Energy Europe Northwest B.V. vil styrke Norsk Hydros posisjon i Nederland og i gassmarkedet i det nordvestlige Europa gjennom å bedre Norsk Hydros evne til å utvikle nye produkter og nå ut til nye kunder.
Duke Energy Europe Northwest B.V. had a turnover of EUR 359 million in 2002, but this is forecasted to decrease due to expiry of many short term agreements. 
Duke Energy Europe Northwest B.V. hadde en omsetning på 359 millioner euro i 2002, men dette beløpet ventes å gå ned på grunn av at flere kortsiktige avtaler er utløpt.
The closing of the sale is expected to take place in the fourth quarter, subject to EU approval and effective 1st of January 2004. 
Overtakelsen finner sted i fjerde kvartal 2003 med effekt fra 1. januar 2004 og er underlagt EU-godkjenning.
Norsk Hydro Energy B.V. (indirect subsidiary of Norsk Hydro ASA) has signed an agreement with Duke Energy International for purchase of the gas sales and marketing organisation of Duke in the Netherlands, Duke Energy Europe Northwest B.V. 
Norsk Hydro Energy B.V. har undertegnet en avtale med Duke Energy International om kjøp av Duke Energy Europe Northwest B.V, Dukes salgs- og markedsføringsorganisasjon for gass i Nederland.
“That’ll help to cut operating costs, extend producing life and improve recovery from subsea fields. 
"Dette vil bidra til å redusere driftskostnadene, forlenge levetiden og øke utvinningen fra havbunnsfeltene.
This autumn’s campaign was pursued with the MSV Regalia light intervention rig owned by Prosafe. 
Kampanjen er gjennomført med den lette intervensjonsriggen MSV Regalia, i samarbeid med boreentreprenør Prosafe.
Operations on the Statfjord satellites and Visund in the North Sea, and on Åsgard in the Norwegian Sea, have confirmed that the technology represents a world-class breakthrough. 
Operasjoner på havbunnsfeltene Statfjord satellitter og Visund i Nordsjøen og Åsgard i Norskehavet har bekreftet at teknologien representerer et gjennombrudd i verdensklasse.
Statoil’s ambition is to improve the average recovery factor on Norwegian subsea fields from today’s 43 per cent to 55 per cent – equivalent to more than a billion barrels of oil overall. 
Statoils ambisjon er å øke utvinningen fra havbunnsfelt fra dagens nivå på 43 prosent til 55 prosent.
Cutting the cost of drilling and production is important in reaching this target, and the adoption of light well intervention will make a big contribution to boosting subsea profitability. 
For å nå dette målet er det viktig å redusere kostnader ved boring og drift.
The company now plans to submit the Plan for Development and Operation next year. 
Nå planlegger selskapet innlevering av Plan for Utbygging og Drift allerede neste år.
This may mean a new field development in 2006. 
Dette kan bety en ny feltutbygging i 2006.
The project on the Plan for Development and Operation (PDO) for Klegg (PL036) has already started. 
Prosjektet for å levere inn Plan for Utbygging og Drift (PUD) av Klegg (PL036) er allerede i gang.
The newly appointed senior vice president for Hydro’s Exploration and Development sector, Lars Christian Alsvik, has ambitions of developing this oil find in a record short time: 
Den nyutnevnte direktøren for Hydros lete- og utviklingssektor, Lars Christian Alsvik, har ambisjoner om å få oljefunnet utbygget i rekordfart:
“According to experience, it takes many years to plan operation and production solutions for this type of discovery. 
- Erfaringsmessig tar det flere år å planlegge drift- og utvinningsløsninger for denne typen funn.
We are now aiming for rapid completion, with the target of submitting a PDO before 1 December 2004, and production start in 2006,” says Alsvik. 
Vi satser nå på å få til en rask gjennomføring, med mål om å levere inn en PUD innen 1. desember i 2004, med produksjonsstart i 2006, sier Alsvik.
“It will apparently be possible to achieve a good rate of recovery due to natural pressure support from the water zone, although gas support will probably be necessary in the wells and pipeline. 
Trolig kan man oppnå en god utvinningsgrad basert på naturlig trykkstøtte fra vannsonen – selv om gassløft i brønnene og rørledning sannsynligvis blir nødvendig.
We envisage a subsea development linked to Heimdal or other installations in the area,” he continues. 
Vi ser for oss at dette blir en subsea-utvikling med tilknytning til Heimdal eller andre installasjoner i området.
Possible licence collaboration In addition to the evaluation of the discovery itself, Hydro is also considering the possibility of a collaboration between PL 036 Klegg and three other licences with proven oil resources in the area. 
Mulighet for områdeløsning I tillegg til en evaluering av selve Kleggfunnet vurderer nå Hydro om det er mulig å få til et samarbeid mellom PL 036 Klegg og tre andre lisenser med påviste oljeressurser i området.
These are in the Marathon-operated Alvheim field (PL203, PL 088 BS and PL036 C). 
Disse er Marathon-opererte og har fått navnet Alvheim (PL203, PL 088 BS og PL036 C).
“We know that Marathon is considering an independent development of Alvheim. 
- Vi vet at Marathon vurderer en selvstendig oljeutbygging av Alvheim.
However we believe it may be cost effective and socio-economically beneficial to develop the Alvheim and Klegg area jointly.” 
Likevel tror vi at det kan være kostnadseffektivt og samfunnsøkonomisk hensiktsmessig med en områdeløsning i fellesskap mellom Alvheim og Klegg – der en ny utbygging plasseres i nærheten av Heimdal.
Hydro is also considering other development solutions for Klegg oil. 
Hydro vurderer også andre utbyggingsløsninger for Kleggoljen.
New technology can make it possible to transport the oil in the pipeline from the gas field Vale. 
Ved hjelp av ny teknologi kan det være mulig å transportere oljen i rørledningen fra gassfeltet Vale.
A new era on the Norwegian continental shelf Klegg is a good example of what Hydro and other companies can expect to find on the Norwegian continental shelf in the future. 
Tar grep om ny virkelighet på norsk sokkel Klegg er et illustrerende eksempel på hva Hydro og andre selskaper kan forvente seg å finne på norsk sokkel i framtiden.
Klegg is not a large discovery like Ekofisk, Statfjord or Troll, but with the help of modern technology and expertise, Hydro hopes to make smaller discoveries profitable. 
Klegg er ikke gigantfunn som Ekofisk, Statfjord eller Troll, men ved hjelp av teknologi og kompetanse ønsker Hydro å gjøre mindre funn lønnsomme.
The goal is to bring these discoveries into production as soon as possible, and with maximum cost efficiency. 
Målet er å få satt slike funn i produksjon så raskt som mulig - mest mulig kostnadseffektivt.
“The latest calculations show that the Klegg discovery contains around 120 million barrels of oil. 
- De siste beregningene viser at Kleggfunnet inneholder om lag 120 millioner fat olje.
Hydro believes that the discovery can be developed in a profitable way. 
Hydro tror at funnet kan utvinnes på en lønnsom måte.
Hydro wishes, in other words, to adapt to the new situation on the Norwegian continental shelf. 
Hydro ønsker med andre ord å tilpasse seg den nye virkeligheten på norsk sokkel.
This means that we have to further develop our technology and expertise, and find new, smarter ways of working so that we are able to create value from smaller discoveries than before. 
For å få dette til må vi videreutvikle vår teknologi og kompetanse, og finne nye smartere måter å arbeide slik at vi kan skape verdier med mindre funnstørrelser enn før.
We believe that if the government authorities make changes to the frame conditions, it will be possible to maintain the level of activity on the Norwegian continental shelf in the future,” Alsvik points out. 
Vi har god tro på at endrete rammebetingelser fra myndighetene gjør at denne typen utbygginger kan opprettholde aktivitetsnivået på norsk sokkel framover, poengterer Alsvik.
“The time factor is important; we have to be able to use existing infrastructure, platforms and pipelines if these projects are to be profitable. 
- Det er tidskritisk å få slike ressurser i produksjon, og utnyttelsen av eksisterende infrastruktur, plattformer og rørledninger er avgjørende for å gjøre slike prosjekter lønnsomme.
Many fields are approaching or are already in tail-end production, and when they close down and the infrastructure is no longer there, it will be considerably more difficult to make these developments profitable.” 
Mange felt nærmer seg (eller er i) haleproduksjon, og når de stenger ned blir det betydelig vanskeligere å gjøre slik utbygginger lønnsomme, ettersom infrastrukturen ikke lenger finnes.
Hydro is operator on production licence 036 Klegg, with an ownership of 28.5 percent. 
Hydro er operatør på produksjonslisens 036 Klegg, med en eierandel på 28.5 prosent.
The other licensees are Marathon (46.9 percent) and Total (24.2 percent). 
De andre rettighetshavere er Marathon (46.9 prosent) og Total (24.2 prosent).
Two months ago, Hydro found oil in the Klegg prospectus between Heimdal and Vale in the North Sea. 
For to måneder siden fant Hydro olje i Klegg-prospektet mellom Heimdal og Vale i Nordsjøen.
This installation, which formed part of the Statpipe gas trunkline system until the autumn of 1998, is the first Statoil platform off Norway to be removed. 
Plattformen, som var en del av gassrørledningssystemet Statpipe fram til høsten 1998, er den første Statoil-opererte plattformen på norsk sokkel som fjernes.
The modules will be shipped to Lyngdal Recycling in southern Norway for conversion into a number of new products, including nails and running surfaces for sports arenas. 
Modulene skal fraktes til Lyngdal Recycling i Vest-Agder for gjenvinning.
The 2/4-S jacket will be scrapped later, probably at the same time as Ekofisk operator Phillips Petroleum removes other installations in the area. 
Understellet til 2/4-S-plattformen skal fjernes seinere, trolig samtidig med at Ekofisk-operatør Phillips fjerner andre installasjoner i det samme området.
Work on removing part of the 2/4-S riser platform in the Ekofisk area of Norway’s North Sea sector is about to start. 
I disse dager starter arbeidet med å fjerne deler av stigerørsplattformen 2/4-S i Ekofisk-området i Nordsjøen.
No traces of oil components have been found in fish, but alterations to DNA have been found that may be due to discharges. 
Det ikke er funnet spor av oljekomponenter i fisken, men det er påvist forandring på DNA som kan skyldes utslipp.
Gunnar Breivik, senior vice president for Health, Safety and Environment in Hydro, takes the finding of altered DNA in wild fish in the North Sea very seriously. 
Gunnar Breivik, direktør for helse, miljø og sikkerhet i Hydro, ser svært alvorlig på at det er påvist endringer i arvestoffet hos villfisk i Nordsjøen.
“It is, however, positive that neither polycyclic aromatic hydrocarbons (PAH) or alkylated phenols have been found in fish,” he says. 
– Likevel er det positivt at det verken er påvist polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH) eller alkylfenoler i fisken, sier han.
Studies have found raised levels of what are known as DNA adducts in fish. 
Forskningen påviser et forhøyet nivå av såkalte DNA-addukter i fisken.
DNA adducts are alterations to DNA that may be caused by exposure to polycyclic aromatic hydrocarbons (PAH). 
DNA-addukter er en endring på DNA som kan skyldes eksponering av polysykliske aromatiske hydrokarboner (PAH).
DNA adducts were found in fish from Egersundbanken, and from the Sleipner and Tampen areas, but levels were higher in the latter two. 
DNA-addukter ble påvist både i fisk fra Egersundbanken og fra Sleipner- og Tampenområdet, men antallet var høyere i de to sistnevnte.
“We know from previous exploration projects that PAH have potentially harmful effects on the environment, and we have therefore looked closely at what we discharge to find ways of reducing the risk of environmental damage from these substances,” says Breivik. 
- Vi vet fra tidligere forskningsprosjekter at PAH er en gruppe forbindelser som har potensiale for miljøskadelige effekter, og vi har derfor gått nøye igjennom våre utslipp for å se på muligheten for å redusere risikoen for miljøskade fra disse, sier Breivik.
The oil companies have, for several years, put in a good deal of work into the assessment and testing of different improvement measures to reduce environmentally harmful discharges. 
Oljeselskapene har gjennom flere år lagt ned betydelig arbeid i å vurdere og teste ut ulike forbedringstiltak for å redusere miljøskadelige utslipp.
The target is zero discharges during the course of 2005. 
Målet er null miljøskadelige utslipp i løpet av 2005.
“In connection with our work towards zero discharges, we have planned measures that will reduce the environmental risk from our installations by an estimated 80% by the end of 2005,” concludes senior vice president HSE, Gunnar Breivik. 
- Vi har i vårt arbeid mot null miljøskadelige utslipp planlagt tiltak som innen utgangen av 2005 vil redusere miljørisikoen fra våre installasjoner med anslagsvis 80 prosent, avslutter HMS-direktør Gunnar Breivik i Hydro.
The Institute of Marine Research has studied whether fish in the North Sea contain raised levels of pollutants as a result of discharges from the petroleum industry, and whether this pollution has biological effects. 
Havforskningsinstituttet har undersøkt om fisk i Nordsjøen inneholder forhøyede nivåer av forurensning som følge av utslipp fra petroleumsindustrien, og om denne forurensningen medfører biologiske effekter.
Plans call for the work to begin in January as part of the Kårstø expansion project (KEP2005), and continue until the summer of 2005. 
Arbeidet som omfattes av kontrakten skal etter planen starte i januar 2004, og vil pågå fram til sommeren 2005.
KEP2005 will equip the complex to accept and process rich gas from Statoil’s Kristin development in the Norwegian Sea. 
Utbyggingsprosjektet KEP2005 skal gjøre Kårstø-anlegget i stand til å ta i mot og prosessere rikgass fra Kristin-feltet på Haltenbanken.
Ethane capacity is also being increased by more than 50 per cent. 
I tillegg utvides kapasiteten på anlegget for gjenvinning av etan med over 50 prosent.
Costed at NOK 5.74 billion, the project is due to be completed by the time Kristin begins contractual gas deliveries on 1 October 2005. 
KEP2005 har en kostnadsramme på 5,74 milliarder kroner, og skal være sluttført innen 1. oktober 2005, når Kristin-feltet kommer i produksjon.
The Gassled partnership is financing the bulk of the investment in the development, with Etanor DA funding that part which relates to the ethane plant. 
Partnerskapet Gassled finansierer hoveddelen av investeringene i prosjektet.
As technical service provider for the Kårstø complex, Statoil is executing KEP2005 on behalf of Gassco. 
Statoil er teknisk driftsansvarlig for Kårstø gassprosesseringsanlegg, og gjennomfører KEP2005 på vegne av Gassco.
The group also operates Etanor. 
Statoil er operatør for Etanor DA.
Partners in Gassled are Petoro, with 38.3 per cent, Statoil 20.4 per cent, Norsk Hydro 11.1 per cent, Total nine per cent, Esso 5.2 per cent, Shell 4.7 per cent, Mobil 4.6 per cent, Norsea Gas three per cent, ConocoPhillips two per cent, Agip 0.9 per cent and Eni 0.8 per cent. 
Rettighetshavere i Gassled: Petoro (38,3), Statoil (20,4), Hydro (11,1), Mobil (4,6), Esso (5,2), Total (9), Shell Pipelines (4,7), Norsea Gas (3), ConocoPhillips (2), Agip (0,9), og Eni (0,8 prosent).
Partners in Etanor are Petoro 62.7 per cent, Statoil 16.4 per cent, Hydro 12.2 per cent, Shell five per cent, Mobil two per cent and ConocoPhillips 1.7 per cent. 
Rettighetshavere i Etanor: Petoro (62,7), Statoil (16,4), Hydro (12,2), Shell (5), Mobil (2), og ConocoPhillips (1,7 prosent).
Statoil has a 13.33 per cent interest. 
Statoils andel i blokken er 13,33 prosent.
Dubbed Marte, this find is the third to be made with four wildcats in the block. 
Funnet har fått navnet Marte og er det tredje som er påvist i blokk 31 av fire prøveboringer.
The first two were named Plutão and Saturno. 
De to første funnene har fått navnene Plutão og Saturno.
Block 31 was awarded in 1999. 
Blokk 31 ble tildelt i 1999.
Apart from Statoil, the licensees are BP with 26.67 per cent, Exxon Exploration and Production Angola, 25 per cent, Sonangol, 20 per cent, Marathon Petroleum Angola Block 31, 10 per cent, and EPA (Total), five per cent. 
Rettighetshavere er BP med 26,67 prosent, Exxon Exploration and Production Angola (25), Sonangol (20), Statoil (13,33), Marathon Petroleum Angola Block 31 (10) og EPA (Total) (5).
Participation in deepwater blocks 15, 17 and 31 - in all of which it has the same 13.33 per cent share – is important for Statoil because it can contribute and obtain useful expertise. 
For Statoil er det viktig å delta i dypvannsblokkene 15, 17 og 31, fordi selskapet bidrar med og tilføres nyttig kompetanse.
That point is made by Morten Rye-Larsen, the group’s exploration manager for western Africa in the International Exploration & Production business area. 
Det opplyser letesjef for Vest-Afrika i forretningsområdet Internasjonal undersøkelse og produksjon, Morten Rye-Larsen.
Activity off Angola has been high this year, with the Kizomba A, Kizomba B and Xikomba discoveries in block 15 all under development. 
Feltene Kizomba A, Kizomba B og Xikomba er under utvikling i blokk 15.
A new deepwater discovery has been made in block 31 off Angola in western Africa, according to operator BP and state oil company Sonangol. 
Det er gjort et nytt dypvannsfunn i blokk 31 utenfor kysten av det vest-afrikanske landet Angola, ifølge operatøren BP og det angolanske statsoljeselskapet Sonangol.
A separate agreement for service, maintenance, and assistance related to installation and rental of various tools for intervention and tie-in of the Ormen Lange-field has also been signed with FMC Kongsberg Subsea AS. 
En separat avtale for service, vedlikehold, assistanse i forbindelse med installasjon samt leie av ulike verktøy for overhaling og inntrekking på Ormen Lange-feltet er også inngått med FMC Kongsberg Subsea AS.
The Ormen Lange subsea production system includes initially two subsea templates with manifolds, eight Christmas trees, control systems, intervention system, tie-in tools, as well as end terminations and Tee’s for 30” gas pipelines. 
Undervannsanlegget for Ormen Lange omfatter initielt to brønnrammer med manifolder, åtte ventiltresystemer, kontrollsystem, overhalingssystem, inntrekkingsverktøy samt endetermineringer og T-koblingsstykker for 30-tommers gassrørledninger.
The contract also includes options for delivery of eight additional Christmas trees, including control systems, as well as potential further equipment deliveries in the future. 
Kontrakten inkluderer også opsjoner for leveranse av ytterligere åtte ventiltrær med tilhørende kontrollsystem samt leveranser for eventuelle ytterligere utstyrsleveranser i fremtiden.
This includes two additional complete templates, eight Christmas trees with control systems, tie-in tools and end terminations. 
Dette omfatter ytterligere to komplette brønnrammer, åtte ventiltrær med kontrollsystem, inntrekkingsverktøy og endetermineringer.
The agreement for technical services also includes and option for service and maintenance in the operations phase of the Ormen Lange field. 
Serviceavtalen inneholder også en opsjon for service og vedlikeholdsarbeid i driftsfasen av Ormen Lange-feltet.
Ormen Lange is the largest gas field under development on the Norwegian continental shelf. 
Størst under utbygging Ormen Lange er det største gassfeltet under utbygging på den norske kontinentalsokkelen.
Ormen Lange’s untreated well stream will be transported onshore to Nyhamna in Mid Norway in two 120 km long, 30” flowlines. 
Den ubehandlede brønnstrømmen fra Ormen Lange skal ilandføres til Nyhamna i Midt-Norge i to 120 km lange, 30-tommers strømningsrør.
Here it will be processed, before being exported in the 1,200 km long subsea transport pipeline to Easington in the UK. 
Her vil den bli prosessert, før den ferdige gassen blir eksportert i en nær 1200 kilometer lang rørledning til Easington i Storbritannia.
Shell is the production operator for the Ormen Lange field and onshore plant, while Gassco is the operator for the export pipeline in its operations and de-commissioning phases. 
Shell er operatør for Ormen Lange feltet og landanlegget i produksjonsfasen, mens Gassco er operatør for eksportrørledningen i driftsfasen.
Partners in the Ormen Lange licence: Norsk Hydro (17.956 %, operator development phase), Shell (17.200 %, operator production phase), Petoro (36.000 %), BP (10.888 %), Statoil (10.774 %) and ExxonMobil (7.182 %). 
Partnerne i Ormen Lange-lisensen er: Norsk Hydro (17,956 %, operatør i utbyggingsfasen), Shell(17,200 %, operatør i driftsfasen), Petoro (36,000 %), BP (10,888 %), Statoil (10,774 %), og ExxonMobil (7,182 % ).
FMC Kongsberg Subsea 
FMC Kongsberg Subsea
The contract also has an option to deliver and integrate valve modules into the pipeline for tie-in of flexible risers from the Visund platform, and to perform the tie-in to the Kvitebjørn line. 
Den inneholder også opsjoner for levering og installering av ventilmoduler integrert i rørledningen for tilknytning av fleksibelt stigerør til Visund-plattformen, og oppkobling til Kvitebjørn gassrør .
Line pipe for the Visund facility is under production in Japan, with laying work scheduled for 2004 or 2005. 
Leggearbeidet skal utføres i 2004 eller 2005.
The field is due to begin production on 1 October 2005. 
Visund-feltet skal levere gass fra 1. oktober 2005.