natgillin/translations-raw huggingface dataset:
If viable reserves are confirmed, these licences close to the Mariner and Bressay fields, recently acquired from Chevron, could become part of a development plan for the area. 
Dersom det stadfestes at det er tilstrekkelige reserver, kan disse lisensene, som ligger i nærheten av feltene Mariner og Bressay som nylig ble kjøpt fra Chevron, bli en del av en samlet utbyggingsplan for området.
Hydro’s experience from the heavy oil fields Grane in the North Sea and Peregrino offshore Brazil will be valuable in search of viable solutions for a development plan. 
Hydros erfaring fra tungoljefeltene Grane i Nordsjøen og Peregrino utenfor kysten av Brasil vil være verdifull når det gjelder å finne gode løsninger i en utbyggingsplan.
‘’By adding this cooperation to the acquisition of Mariner and Bressay, we have now an important heavy oil portfolio on the UK continental shelf for which I am very pleased. 
− Sammen med oppkjøpet av Mariner og Bressay gjør dette samarbeidet at vi nå har en viktig tungoljeportefølje på britisk sokkel, noe jeg er svært fornøyd med.
It also confirms our ambition to create a hub in this area with multiple tie-ins,’’ says Torgeir Kydland, head of International Business Development in Hydro's Oil & Energy business area. 
Det er også en bekreftelse på våre ambisjoner om å opprette et knutepunkt i dette område med flere tilknytninger, sier Torgeir Kydland, leder for internasjonal forretningsutvikling i Hydros forretningsområde Olje & Energi.
Silverstone and Wilderness each hold 50 % in the licences today. 
Silverstone og Wilderness har 50 prosent hver i lisensene i dag.
HISTORIC: "An historic milestone," says Hydro's Ormen Lange and Langeled project director Tom Røtjer. 
HISTORISK: En historisk milepæl, konstaterer Hydros prosjektdirektør for Ormen Lange/Langeled-utbyggingen, Tom Røtjer.
(Photo: Vegar Stokset) 
(Foto: Vegar Stokset)
"This is a historic milestone, not only for Hydro, but also for the license partners and the Norwegian industry as a whole. 
– Dette er en historisk milepæl for norsk industri, våre lisenspartnere og Hydro.
We are thrilled to be able to deliver gas from the Ormen Lange field to the UK and continental market, as planned," says Tom Røtjer, Hydro’s director for Ormen Lange and the Langeled pipeline. 
Vi er fornøyd med å kunne levere gass fra Ormen Lange-feltet forutsigbart til markedene i Storbritannia og Kontinentet som planlagt, sier Hydros prosjektdirektør for Ormen Lange/Langeled-utbyggingen, Tom Røtjer.
10 years from discovery to start-up 
10 år fra funn til oppstart
The development and operation plans for the Ormen Lange field and the Langeled gas pipeline were approved unanimously by the Norwegian Parliament on April 2, 2004. 
Plan for utbygging og drift for Ormen Lange-feltet, samt plan for anlegg og drift for gassrørledningen Langeled, ble 2. april 2004 enstemmig godkjent av Stortinget.
Phase 1 of the development, involving the Langeled gas pipeline, the land-based process plant at Nyhamna and offshore installations on the Ormen Lange gas field itself, was completed within the total budget of NOK 50 billion (in 2003 Norwegian krone terms). 
Fase 1 av utbyggingen omfatter gassrørledningen Langeled, prosessanlegget på Nyhamna og offshore-installasjonene på Ormen Lange-feltet, som dermed er ferdigstilt innenfor totalbudsjettet på 50 milliarder kroner i 2003-kroneverdi.
READY: The processing plant at Nyhamna in the Aukra municipality is ready to receive gas from the Ormen Lange field. 
ALT KLART: Landanlegget på Nyhamna på øya Gossen i Aukra står klart til å behandle gassen fra Ormen Lange.
(Photo: Øivind Leren) 
(Foto: Øivind Leren)
"We have developed the Ormen Lange field 10 years since it was first proved by Hydro, thanks to meticulous planning ensuring the most predictable conditions possible during the development stage. 
– Vi har bygd ut Ormen Lange-feltet 10 år etter at det ble påvist av Hydro, takket være grundig planlegging som forutsetning for en mest mulig forutsigbar utbyggingsfase.
In addition, we have been privileged to have utilized service companies of the highest caliber and have worked very closely with our partners, including Shell, who will take over operatorship from December 1. 
I tillegg har vi nytt godt av en leverandørindustri i verdensklasse og et nært samarbeid med feltpartnere, inkludert Shell som vil overta operatørskapet for feltet 1. desember.
Completion of the project would probably not have been possible without the committed engage ment of the of the entire Møre & Romsdal community in Norway," says Røtjer. 
Prosjektet hadde heller ikke vært mulig å gjennomføre uten det tette eierskapet til prosjektet i hele Møre og Romsdal, sier Røtjer.
Maximum daily exports from the Ormen Lange field will amount to 70 million cubic meters of gas and 50,000 barrels of condensate. 
Ormen Lange vil maksimalt kunne eksportere 70 millioner kubikkmeter gass og 50.000 fat kondensat daglig.
The gas will be piped to the UK through the Langeled pipeline which, along with Vesterled, is the second direct export pipeline to the UK from the Norwegian continental shelf. 
Gassen vil nå forbrukere i Storbritannia gjennom røredningen Langeled, som etter Vesterled er den andre direkte eksportrørledningen til Storbritannia fra norsk kontinentalsokkel.
With annual exports of more than 85 billion cubic meters, Norway is currently the world’s third-largest exporter of natural gas. 
Norge er i dag verdens tredje største gasseksportør med en årlig gasseksport på mer enn 85 milliarder kubikkmeter.
GAS: After processing the gas is exported 1,200 kilometers through the world's longest underwater gas pipeline, Langeled, to Easington on the east coast of England. 
GASS: Etter prosessering blir gassen sendt 1.200 kilometer gjennom verdens lengste undersjøiske gassrørledning til Easington i England.
After Troll, Ormen Lange is the largest gas field on the Norwegian continental shelf. 
Nest etter Troll er Ormen Lange det største gassfeltet på norsk sokkel.
The field, which is located in the North Sea about 120 kilometers from the Norwegian coastline, was discovered by Hydro in 1997. 
Feltet ble oppdaget av Hydro i 1997 og ligger i Norskehavet om lag 120 kilometer nordvest for kysten til Møre og Romsdal.
From a depth of 800 to 1,100 meters, the gas is transported by pipeline through demanding subsea terrain to Nyhamna on the island of Gossen in the municipality of Aukra in Møre and Romsdal. 
Fra mellom 800 og 1.100 meters havdyp transporteres gassen gjennom rør i krevende og iskalde havbunnsforhold inn til Nyhamna på øya Gossen i Aukra kommune.
There the gas is processed before being exported 1,200 kilometers through the world’s longest underwater gas pipeline, Langeled, to Easington on England’s east coast. 
Der blir gassen prosessert før den sendes 1.200 kilometer gjennom verdens lengste undersjøiske gassrørledning til Easington i England.
"To enable us to produce gas at such depths and in such cold conditions, the Ormen Lange development has meant that we have had to develop pioneering technology. 
– Med Ormen Lange-utbyggingen har vi utviklet og tatt i bruk banebrytende teknologi for å produsere gass på store dyp langt fra land i krevende og kalde forhold.
This will enable us to make an important contribution to other technically challenging oil and gas developments in the future," says Røtjer. 
Ormen Lange-utbyggingen kan derfor bli et viktig bidrag for andre teknologisk krevende olje- og gassutbygginger i framtiden, sier Røtjer.
Ormen Lange Norsk Hydro is operator with responsibility for the planning and development phase of Ormen Lange. 
Ormen Lange Hydro er operatør og ansvarlig for planlegging- og utbyggingsfasen av Ormen Lange.
Shell takes over as operator on December 1, 2007. 
Shell vil ta over som operatør 1. desember 2007.
Shell has been responsible for drilling the production wells on behalf of the operator. 
Shell har vært ansvarlig for boring av produksjonsbrønner på vegne av utbyggingsoperatøren.
Ormen Lange partners Hydro – 18.0728 %, operator in the development phase Shell – 17.0375 %, operator in the operational phase Petoro – 36.4750 % Statoil – 10.8441% DONG Energy – 10.3420 % ExxonMobil – 7.2286 % 
Partnerselskapene i Ormen Lange Hydro – 18,0728 prosent, operatør i utbyggingsfasen Shell – 17,0375 prosent, operatør i driftsfasen Petoro – 36,4750 prosent Statoil – 10,8441 prosent DONG Energy – 10,3420 prosent ExxonMobil – 7,2286 prosent
Langeled The joint venture company Langeled, which consisted of the owners of Ormen Lange and additionally ConocoPhillips and Gassco, was established to construct, operate and own the gas transport system from Nyhamna to Easington. 
Langeled Joint venture-selskapet Langeled, som har bestått av eierne i Ormen Lange pluss ConocoPhillips og Gassco, ble etablert for å bygge, drive og eie transportsystemet fra Nyhamna til Easington.
Gassco took over as operator for Langeled on September 1, 2006. 
Gassco overtok som operatør for Langeled 1. september 2006.
The southern section of Langeled from Sleipner to Easington commenced normal operation as planned on October 1, 2006. 
Den sørlige delen av Langeled fra Sleipner til Easington kom i regulær drift som planlagt 1. oktober 2006.
Hydro has been responsible, on behalf of Gassco, for the completion of Langeled from Sleipner to Nyhamna. 
Hydro har vært ansvarlig for ferdigstillelsen av Langeled fra Sleipner til Nyhamna på vegne av Gassco.
Statoil headed the gas export pipeline project on behalf of Hydro. 
Statoil har ledet rørledningsprosjektet for gasseksporten på vegne av Hydro.
The companies presently have several partnership agreements within exploration and production in Brazil, Angola, Nigeria and the Gulf of Mexico. 
Selskapene har i dag flere konkrete samarbeidsprosjekter innen undersøkelse og produksjon i Brasil, Angola, Nigeria og i Mexicogolfen.
The partners also formed a technology partnership in 2003 that includes drilling, exploration and subsea operations. 
I oktober 2003 inngikk partene også et teknologisamarbeid som blant annet omfatter boring, leting og undervannsoperasjoner.
The new collaboration involves both companies studying several oil and gas business development opportunities, in Brazil and internationally. 
Den nye samarbeidsavtalen innebærer at selskapene skal studere flere muligheter for forretningsutvikling innen olje- og gassvirksomhet, i og utenfor Brasil.
“Statoil and Petrobras have high international growth ambitions,” says Mr Lund. 
– Statoil og Petrobras har store ambisjoner for internasjonal vekst.
“The agreement opens for new strategic opportunities to achieve our goals.” 
Samarbeidsavtalen gir selskapene nye strategiske muligheter for å nå målene, sier Lund.
The two companies are also working together on a corporate social responsibility (CSR) project in Brazil. 
De to selskapene samarbeider også i forbindelse med et prosjekt for samfunnsansvar (Corporate Social Responsibility - CSR) i Brasil.
“Both companies emphasise responsible behaviour which safeguards society and the environment as well as creating value for the community at large,” Mr Lund says. 
– Begge selskapene legger vekt på å opptre på en ansvarlig måte som ivaretar samfunn og miljø og skaper verdier for omgivelsene, sier Lund.
Statoil wants to involve itself in the forward-looking production of biofuels that satisfies the company’s sustainability and social responsibility requirements. 
Statoil ønsker å engasjere seg i fremtidsrettet produksjon av biodrivstoff som tilfredsstiller selskapets krav til bærekraft og sosialt ansvar.
“Through a partnership with Petrobras, we will gain new experience from one of the world’s most well-developed biofuel markets,” Mr Lund says. 
– Gjennom et samarbeid med Petrobras vil vi vinne nye erfaringer fra et av verdens mest utviklede biodrivstoffmarkeder, sier Lund.
(Photo: Heiko Junge, Scanpix) 
(Foto: Heiko Junge, Scanpix)
The memorandum of understanding (MoU) was signed in Oslo on 14 September by Helge Lund and José Sergio Gabrielli de Azevedo, chief executives of Statoil and Petrobras respectively. 
Avtalen (Memorandum of Understanding - MOU) ble signert i Oslo, 14. september, av Statoils konsernsjef Helge Lund og konsernsjef i Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo.
The shares have been acquired at a price of NOK 180.24 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 180,24 kroner.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 1,959,418 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har Aksjespareprogrammet 1.959.418 aksjer.
On behalf of Statoil (OSE:STL, NYSE:STO), DnB NOR has on 14 September 2007 purchased 239,000 shares for use in the group`s share saving plan. 
På vegne av Statoil (OSE:STL, NYSE:STO) har DnB NOR 14. september 2007 kjøpt 239.000 aksjer til bruk i Statoils aksjespareprogram.
“We have confidence in the lifeboats as evacuation vessels, but have implemented certain restrictions on some platforms during special weather conditions,” says Gunnar Breivik, who heads up Health, Safety & Environment (HSE) in the Operations sector of Hydro's Oil & Energy business area. 
– Vi har tillit til livbåtene som evakueringsmidler, men vi har innført visse begrensninger på enkelte plattformer under spesielle værforhold, sier direktør Gunnar Breivik, ansvarlig for helse, miljø og sikkerhet (HMS) i Drift-sektoren i Hydros forretningsområde Olje & Energi.
Trials conducted using models at Marintek’s facility in Trondheim have shown that Type FF48 lifeboats are too slow in getting away from the platform in certain weather and wave conditions. 
Forsøk ved Marinteks modelltank i Trondheim har vist at livbåter av typen FF 48 ikke har tilstrekkelig framdrift til å bevege seg raskt nok bort fra plattformen under visse vær- og bølgeforhold.
The majority of platforms have lifeboats positioned on various sides of the platform. 
De fleste plattformer har livbåter på flere sider.
This means that crews can deploy other lifeboats if strong winds and high waves on one side of the platform inhibit the use of the lifeboats there. 
Dette innbærer at man kan bruke alternative båter dersom sterk vind og høye bølger fra en kant forhindrer bruk av livbåtene på en gitt side.
The Troll B platform is equipped with lifeboats on one side only. 
Troll B-plattformen er utrustet med livbåter på én side.
“As a consequence of this we have introduced operational limits on the use of lifeboats in certain wind conditions when wave heights of over 9 meters are forecast. 
– Vi har tatt konsekvensene av dette og har innført en operasjonell begrensning for bruk av livbåter når værvarselet tilsier vind fra en gitt sektor og en varslet signifikant bølgehøyde på over ni meter.
In these conditions, which statistically happen very seldom, the offshore installation manager will shut down production and reduce manning to a minimum. 
Ved disse forholdene, som statistisk inntreffer svært sjelden, vil plattformsjefen stenge ned produksjon og redusere bemanningen til minimumsnivå.
Our primary evacuation method is by helicopter,” says Breivik. 
Vårt primære evakueringsmiddel er helikopter, sier Breivik.
Breivik points out that the uncertainties surrounding lifeboat improvements have been acknowledged by the joint lifeboat project. 
Han understreker at usikkerhet rundt livbåtenes framdrift har vært kjent for det partssammensatte Livbåtprosjektet.
“First we had to provide the resources to evaluate the situation and take measures to improve the superstructure of the lifeboats while increasing the safety of the personnel on board. 
– Vi måtte først sette inn ressursene på å evaluere og sette inn tiltak for å forbedre livbåtenes overbygg og for å forbedre sikkerheten for personell ombord i livbåtene.
We believe this has been the right priority. 
Vi mener dette har vært en riktig prioritering.
In phase two of the project, which has now begun, we are concentrating on the question of improved speed of departure and the other challenges posed. 
I fase to av Livbåtprosjektet, som er i gang nå, ser vi nærmere på framdriftsproblematikken og andre problemstillinger som måtte komme opp.
Improved speed of departure is a central issue in our current efforts to develop a new standard for lifeboats,” says Breivik. 
Krav til framdrift er også et sentralt tema i arbeidet som pågår med å utforme en ny standard for livbåter, sier Breivik.
Troll B and central Hydro HSE representatives have actively contributed to evaluating the test results and to shaping the limitations introduced. 
Representanter fra verneapparatet på Troll B og sentralt i Hydros driftsorganisasjon har deltatt aktivt i evaluering av testresultater og utforming av de innførte begrensningene.
14.291.848 shares have been redeemed and annulled from the Norwegian state, represented by the Ministry of Petroleum and Energy. 
14 291 848 aksjer er innløst fra den norske stat, representert ved Olje- og energidepartementet.
In addition 5.867.000 own shares have been annulled. 
I tillegg er 5 867 000 egne aksjer slettet.
This is in accordance with the resolution made by the Extraordinary General Meeting on 5 July 2007 and relates to the share repurchase authorization granted by the Annual General Meeting on 10 May 2006. 
Dette er i henhold til vedtak fattet på ekstraordinær generalforsamling 5. juli 2007 og relaterer seg til tilbakekjøpsfullmakt gitt av generalforsamlingen den 10. mai 2006.
Following the capital reduction the total number of shares issued is 2.145.984.867 each with a par value of 2.50 NOK per share. 
Etter kapitalnedsettelsen er antall utstedte aksjer 2 145 984 867, hver pålydende kroner 2,50 per aksje.
Contact: Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, Statoil, telephone +47 90 64 91 44 
Kontakt: Lars Troen Sørensen, direktør Investor Relations: telefon: + 47 90 64 91 44 (mobil), + 47 51 99 77 90 (kontor)
Statoil ASA has completed a capital reduction through redemption and annulment of in total 20.158.848 shares with a par value of 2,50 NOK per share. 
Statoil ASA har gjennomført en kapitalnedsettelse gjennom innløsning og sletting av i alt 20 158 848 aksjer pålydende 2,50 kroner per aksje.
"It is encouraging that Statoil has made an oil discovery in a little-explored exploration model that is close to our North Sea infrastructure," says Frode Fasteland, acting exploration manager for the North Sea. 
- Det er oppløftende at Statoil har gjort et oljefunn i en lite utforsket letemodell i nærområdet til vår infrastruktur i Nordsjøen, sier Frode Fasteland, fungerende letesjef på norsk sokkel.
The find was made in exploration well 16/2-3 in production licence 265, which lies 35 kilometres east of the Statoil-operated Gudrun discovery. 
Funnet ble gjort i undersøkelsesbrønn 16/2-3 i utvinningstillatelse 265, som er lokalisert trettifem kilometer øst for det Statoil-opererte Gudrun-funnet.
"The oil was proven in Cretaceous rocks with complex reservoir conditions," says Mr Fasteland. 
– Oljen ble påvist i kalksteiner med kompliserte reservoarforhold.
"Together with our partners in the licence we have therefore decided to drill the appraisal well 16/2-4 in the structure when the first well is completed." 
Sammen med partnerne i lisensen har vi derfor besluttet å bore avgrensningsbrønn 16/2-4 på strukturen når den første brønnen er ferdig.
Statoil has carried out an extensive compilation of data and taken samples which will be analysed. 
Statoil har utført en omfattende datainnsamling og prøvetaking som skal analyseres nærmere.
The well was drilled to a total depth of 1,856 metres below sea level. 
Brønnen ble boret til en total dybde på 1856 meter under havflaten.
The water depth in the area is 113 metres. 
Havdypet er 113 meter.
The exploration well is now being permanently plugged and abandoned by the West Epsilon jack-up rig. 
Undersøkelsesbrønnen blir nå permanent plugget og forlatt av den oppjekkbare boreinnretningen West Epsilon.
This is the fifth exploration well drilled by West Epsilon for Statoil this year and hydrocarbons have been proven in all of the wells. 
Det er den femte letebrønnen Statoil borer med West Epsilon i år, og det er påvist hydrokarboner i alle brønnene, opplyser Fasteland.
The licensees are Statoil, operator, with 30%, Petoro (30%), Den norske Oljeselskap ASA ( 30%) and Talisman (10%). 
Rettighetshaverne er operatøren Statoil med 30 prosent, Petoro (30), Det Norske Oljeselskap (30) og Talisman (10).
A new oil discovery has been made by Statoil in the Ragnarrock prospect near the Sleipner area in the North Sea. 
Statoil har gjort et nytt oljefunn på Ragnarrock-prospektet nær Sleipner-området i Nordsjøen.
Brent Blend reference crude has traded below USD 18 per barrel over the past couple of days, the lowest level since the summer of 1999. 
Prisen på referanseoljen Brent Blend har vært under 18 dollar de siste par dagene, dette er det laveste nivået siden sommeren 1999.
The well is located about five kilometers northwest of the Njord A platform on the so-called Njord Northwest Flank. 
Brønnen er lokalisert om lag fem kilometer nordvest for Njord A-plattformen på den såkalte Njord Nordvestflanken.
The point of the well was to prove petroleum in Jurassic reservoir rock. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i jura reservoarbergarter.
The size of the find is estimated at between one to six billion standard cubic meters recoverable gas and between 0.5 to 2.5 million Sm3 recoverable condensate. 
Størrelsen på funnet er anslått til mellom en og seks milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass og mellom 0,5 og 2,5 millioner Sm3 utvinnbart kondensat.
The well was not production tested, but significant data collection and core samples have been done. 
Brønnen ble ikke produksjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
The well is the seventh exploration well in license 107. 
Brønnen er den sjuende letebrønnen i utvinningstillatelse 107.
The license was awarded in 1985 in the 9th concession round. 
Tillatelsen ble tildelt i 1985 i niende konsesjonsrunde.
The latest well was drilled to a vertical depth of 3,646 meters beneath the surface of the sea and concluded in Lower Jurassic. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3.646 meter under havflaten og ble avsluttet i nedre jura bergarter.
The sea depth was 334 meters. 
Havdypet var 334 meter.
Well 6407/7-7S was drilled by the rig Transocean Winner, which will now continue drilling branch well 6407/7-B-1 Y1H on the Northwest Flank. 
Brønn 6407/7-7S ble boret av boreinnretningen "Transocean Winner", som nå vil fortsette med boring av brønngren 6407/7-B-1 Y1H på Nordvestflanken.
Partners in license 107: Norsk Hydro Produksjon AS (operator) – 20 % Mobil Development Norway AS – 20 % Gaz de France Norge AS – 20 % Petoro AS – 7.5 % Endeavour Energy Norge AS – 2.5 % 
Rettighetshavere i utvinningstillatelse 107 Norsk Hydro Produksjon AS (operatør) – 20 prosent E.ON Ruhrgas Norge AS – 30 prosent Mobil Development Norway AS – 20 prosent Gaz de France Norge AS – 20 prosentPetoro AS – 7,5 prosent Endeavour Energy Norge AS – 2,5 prosent
Adviser Dagfinn Uthaug in Statoil's crude oil sales unit confirms that the trend towards larger vessels offers commercial benefits to the group. 
Rådgiver Dagfinn Uthaug ved Statoils område for råoljesalg bekrefter at trenden med større skip har forretningsmessige fordeler for Statoil.
"Shipping crude in bigger tankers means we can make more effective use of our berths. 
"Det at oljen går på større skip gjør at vi utnytter kaiene mer effektivt.
That in turn allows us to export larger volumes and increase activity by transshipping other types of crude." 
Dette åpner for større volumer og økt aktivitet gjennom omlasting av nye oljekvaliteter," sier Uthaug.
He makes particular mention of oil from the Norne and Åsgard fields in the Norwegian Sea, which can achieve higher prices in transatlantic markets. 
Han nevner spesielt olje fra feltene Norne og Åsgard, som kan oppnå høyere priser i de transatlantiske markeder.
Norsk Hydro ASA will then demerge its oil and gas activities which will subsequently be merged with Statoil ASA. 
Norsk Hydro ASA vil da skille ut (fisjonere) olje- og gassaktivitetene som så fusjoneres inn i Statoil ASA.
From this point, the company name will be StatoilHydro ASA. 
Fra og med dette tidspunkt endres navnet til StatoilHydro ASA.