natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Preliminary findings indicate that this component was deformed by aerodynamic forces as the gas flowed through.
Den foreløpige konklusjonen er at metallplaten ble deformert etter at den ble utsatt for aerodynamiske krefter når gassen strømmet gjennom.
The plate came loose and was carried into the flare piping.
Metallplaten løsnet og gikk videre med gasstrømmen inn i fakkelrøret.
This system was ruptured when the plate hit a 90-degree bend, creating a hole about 50 centimetres in diameter.
Dette rørsystemet ble ødelagt da metallplaten møtte en 90 graders vinkel, og det oppstod et hull med en diameter på rundt 50 centimeter.
Visund is unlikely to resume production during the first quarter.
Produksjonen på Visund vil trolig ikke starte opp i første kvartal 2006.
The daily loss of output totals roughly 35,000 barrels of oil and about five million cubic metres of export gas.
Totalt bortfall av produksjonen fra Visund er om lag 35.000 fat olje og rundt 5 millioner kubikkmeter eksportgass per dag.
Statoil's share is 32.9 per cent.
Statoils andel av dette er 32,9 prosent.
A metal plate which came loose from the flare tank in the piping system for the flare was the direct cause of the gas leak which occurred on Statoil’s Visund platform in the North Sea on 19 January.
En metallplate som løsnet fra fakkeldunken i rørsystemet til fakkeltårnet er årsaken til gasslekkasjen på Visund-plattformen i Nordsjøen 19. januar.
"Phase two of the Vigdis extension project is an important improved oil recovery (IOR) initiative for the Vigdis field," says project manager Paul Struijk.
– Prosjektet, Vigdis extension fase 2, er et viktig IOR-tiltak (IOR, improved oil recovery) for Vigdis-feltet.
"With this project, the recovery factor from the Vigdis East reservoir will increase from 29 to 42 per cent."
Med dette prosjektet vil utvinningsgraden fra Vigdis Øst-reservoaret øke fra 29 til 42 prosent, sier prosjektleder Paul Struijk.
Plans call for a four-slot template to be installed on the field and, in accordance with the project's framework, one oil production well and and one water injection well will be drilled.
Etter planen skal det installeres en fireslissers brønnramme (mulighet for fire brønner) på feltet, og innenfor prosjektets rammer skal det bores én oljeprodusent og én vanninsjeksjonsbrønn.
The two vacant slots provide flexibility to further improve the recovery factor from Vigdis East, or to explore and produce from other nearby prospects at a later date.
De to ledige slissene gir fleksibilitet til å øke utvinningsgraden fra Vigdis Øst ytterligere eller til å utforske og produsere fra nærliggende prospekter på et seinere tidspunkt.
The new template will be tied back to existing seabed templates on the Vigdis field.
Den nye brønnrammen skal kobles opp mot eksisterende havbunnsinstallasjoner på Vigdis-feltet.
The project requires no new technology.
Prosjektet krever ingen ny teknologi.
Nor will it be necessary to modify the process plant on the Snorre A platform, where the Vigdis oil is treated.
Det blir heller ikke nødvendig å bygge om prosessanlegget på Snorre A-plattformen, hvor Vigdis-oljen behandles.
The template is due to be installed, and pipes and umbilicals connected up, this autumn.
Etter planen skal installasjonen av bunnrammen og oppknytningen av rør og kontrollkabler gjennomføres høsten 2006.
The first well will be drilled in the spring of 2007, with a view to starting production in the summer.
Den første brønnen skal bores våren 2007, og målet er produksjonsstart sommeren 2007.
"The biggest challenge for the project in terms of health, safety and the environment is the tight schedule in a period of high activity in the market and the heavy workload, for both Statoil and our suppliers," explains Mr Struijk.
– Den største utfordringen for prosjektet innen helse, miljø og sikkerhet er at vi har en stram tidsplan med svært høy aktivitet i markedet og høy arbeidsbelastning både internt og hos leverandørene, sier Paul Struijk.
The project is covered by the existing plan for development and operation from 2002 and the impact assessment for Vigdis extension.
Prosjektet er omfattet av den eksisterende planen for utvikling og drift (PUD) fra 2002 og konsekvensutredning for Vigdis extension.
The partners in the Vigdis licence are Petoro with 30 per cent, Statoil 28.22 per cent, Hydro 13.28 per cent, ExxonMobil 10.50 per cent, Idemitsu 9.60 per cent, Total 5.60 per cent og RWE Dea 2.80 per cent.
Partnerne i Vigdis-lisensen er Petoro (30 prosent), Statoil (28,22), Hydro (13,28), ExxonMobil (10,50), Idemitsu (9,60), Total (5,60) og RWE Dea (2,80).
The partners in the Statoil-operated Vigdis licence in the North Sea are investing NOK 1.2 billion to improve oil and gas recovery in the area.
Partnerne i den Statoil-opererte Vigdis-lisensen i Nordsjøen investerer 1,2 milliarder kroner for å kunne hente ut mer olje og gass fra området.
Worth about NOK 1.5 billion, the agreement covers assistance and maintenance of the facility during installation and operation.
Avtalen, som er verd rundt 1,5 milliarder kroner, omfatter også assistanse og vedlikehold av anlegget under installasjon og drift.
FMC Kongsberg will deliver 13 subsea trees and five template structures with manifolds.
FMC Kongsberg skal levere 13 ventiltrær og 5 brønnrammer med manifolder.
The agreement also includes production control systems and umbilicals and workover systems for well interventions.
Avtalen inkluderer også anlegg for kontroll- og styringssystemer og intervensjonssystem.
The Tyrihans oil and gas field will be developed with four subsea structures for production and gas injection and a template for injection of sea water.
Olje- og gassfeltet Tyrihans skal bygges ut med fire undervannsstasjoner for produksjon og gassinjeksjon samt én stasjon for injeksjon av sjøvann.
Water depth in the area is about 300 metres.
Havdypet i området er rundt 300 meter.
Gas from the Åsgard B platform will be injected into the Tyrihans reservoir for pressure support.
Gass fra Åsgard B-plattformen skal injiseres i Tyrihans-reservoaret for å holde trykket oppe.
Sea water will also be injected for pressure support and stabilisation of the oil zones.
Dessuten skal det injiseres sjøvann for trykkstøtte og for å stabilisere oljesonen.
According to the plan for development and operation (PDO), it will cost an estimated NOK 14.5 billion to bring Tyrihans on stream.
Utbyggingskostnadene i Plan for utbygging og drift er anslått til totalt 14,5 milliarder kroner.
Statoil has a 46.8 per cent share in Tyrihans.
Statoil har en andel på 46,8 prosent i Tyrihans-lisensen.
The other licensees are Total (26.51), Hydro (12), Eni (7.9) og ExxonMobil (6.75).
De andre rettighetshaverne er Total (26,51), Hydro (12), Eni (7,9) og ExxonMobil (6,75).
As operator for the Tyrihans field on the Halten Bank in the North Sea, Statoil has signed a letter of intent with FMC Kongsberg for the delivery of subsea systems to Tyrihans.
Operatøren Statoil har inngått en intensjonsavtale med FMC Kongsberg om leveranse av undervannsanlegget til Tyrihans-feltet på Haltenbanken .
The drilling operations have been performed without any harmful discharges to the sea.
Boreoperasjonene er gjennomført uten skadelige utslipp til sjø.
"The drilling campaign has on the whole been a success, and the wells have been drilled with great precision in terms of reservoir drainage," says Thor Bensvik, drilling and well manager for the Snøhvit project.
– Borekampanjen har stort sett vært en gjennomgående suksess, der brønnene er plassert med god presisjon i forhold til drenering av reservoarene, sier Thor Bensvik, bore- og brønnsjef i Snøhvit.
"We have drilled a total of 10 wells without any harmful discharges to the sea and within the original budget and schedule," he continues.
– Vi har gjennomført boring av totalt ti brønner uten skadelige utslipp til sjø.
Polar Pioneer started drilling on Snøhvit in December 2004.
Polar Pioneer startet boringen på Snøhvit i desember 2004.
Prior to the operation, the 20-year-old rig was modified to meet the environmental requirements of the discharge permit for drilling in the Barents Sea.
Før oppstart var den nå tjue år gamle riggen modifisert for å tilfredsstille miljøkravene i utslippstillatelsen for boring i Barentshavet.
Compliance with the environmental requirements has been important to Statoil.
Oppfylling av miljøkravene har vært viktig for Statoil.
The group has promoted the use and further development of new technology for this type of operation.
Selskapet har vært en pådriver for å ta i bruk og videreutvikle ny teknologi for denne type operasjoner.
"We have achieved the good operational and environmental results through thorough planning of the work tasks beforehand and great commitment by the entire Snøhvit team during the execution," explains Mr Bensvik.
– Vi har oppnådd de gode operasjonelle og miljømessige resultatene ved en grundig planlegging av arbeidsoppgavene i forkant, og et meget godt engasjement av hele Snøhvit-laget i utførelsen, forklarer Bensvik.
Polar Pioneer is now finishing the completion work on the wells.
Polar Pioneer skal nå fullføre kompletteringsarbeidene på brønnene.
The rig will then clean and prepare nine of the wells for production and one well for carbon dioxide injection.
Deretter skal riggen renske opp og klargjøre ni av brønnene for produksjon og én brønn for injeksjon av karbondioksid.
This work is expected to be finished before the summer.
Dette arbeidet er forventet avsluttet før sommeren.
The first phase of the Snøhvit project covers the Snøhvit and Albatross fields, which lie about 140 kilometres north-west of Hammerfest in northern Norway.
Første fase av Snøhvit omfatter feltene Snøhvit og Albatross, om lag 140 kilometer nordvest for Hammerfest.
The wells will come on stream when the Hammerfest LNG plant at Melkøya is completed in 2007.
Brønnene settes i produksjon når mottaksanlegget Hammerfest LNG på Melkøya står klar i 2007.
Statoil is operator for the development and operation of the Snøhvit project.
Statoil er operatør for utbygging og drift av Snøhvit.
The Polar Pioneer drilling rig completed drilling of the 10 Snøhvit wells in the Barents Sea on Tuesday 7 February.
Boreriggen Polar Pioneer fullførte tirsdag 7. februar boringen av de ti Snøhvit-brønnene i Barentshavet.
This work, which aims to recover volatile organic compounds (VOCs) from shuttle tankers, is supported by 18 oil companies.
I prosjektet har 18 oljeselskaper samarbeidet om å gjenvinne VOC (volatile organic compounds, flyktige organiske forbindelser) fra tankskip.
In addition, it makes a good contribution to fulfilling the goals set in last year's Kyoto protocol to the UN's framework convention on climate change and to meeting other environmental objectives.
Prosjektet er i tillegg et godt bidrag for å oppfylle målene i Kyoto-protokollen og andre mål som er knyttet til miljøgevinster.
Each of these aims to build a full-scale pilot plant to recondense VOCs which otherwise escape from shuttle tankers during loading.
Ideen bak teknologien er å kondensere oljedamp som ellers slippes ut fra bøyelasteskip under lasting.
This liquid is either stored and used to fuel the ship's engines, or returned to the cargo.
Væsken skal enten samles i en lagertank om bord og tilføres fremdriftsmotorene som drivstoff, eller sendes tilbake til lasten.
In assessing the four finalists for the HES prize, the jury emphasised that their initiatives must document positive effects in this area.
I sin vurdering av de fire finalistene har juryen lagt vekt på at deres initiativ skal dokumentere positive effekter på helse, miljø og sikkerhet.
In terms of volume, this represents 29 billion cubic metres of natural gas and roughly 70 million barrels of condensate.
I volum tilsvarer økningen 29 milliarder kubikkmeter gass og om lag 70 millioner fat kondensat.
The reason for the adjustment of the reserve estimation is that there is more condensate and gas in the reservoir than assumed.
Årsaken til at reserveanslaget økes er at det er mer kondensat og gass i reservoaret enn forutsatt:
"It is good news that new data shows that the reservoir is shallower, larger and of better quality than expected," says Sigurd Geir Amland, operations vice president for Troll Gas and Kvitebjørn.
– Det er gledelig at nye data viser at reservoaret ligger grunnere, er større og er av bedre kvalitet enn forventet.
"A find in the Cook formation has also made a positive contribution."
Et funn i Cook-formasjonen bidrar også positivt, sier Sigurd Geir Amland, produksjonsdirektør i Troll/Kvitebjørn-området.
The Kvitebjørn gas is sent ashore for treatment at Kollsnes near Bergen.
Kvitebjørn-gassen føres i land på Kollsnes i Hordaland, hvor den behandles.
The dry (sales) gas is sent through the transport network to the European market, while the NGL is sent on to the Vestprosess plant at Mongstad north of Bergen for fractionation to propane, butane and naphtha.
Tørrgassen sendes i transportnettet til det europeiske markedet, mens våtgassen sendes videre til Vestprosess-anlegget på Mongstad i Hordaland for splitting til propan, butan og nafta.
This increase in reserves thereby entails more than just extending the lifetime of the Kvitebjørn field.
Reserveøkningen innebærer dermed ikke bare økt levetid for Kvitebjørn-feltet:
"The upgrading will have positive spin-offs for the whole value chain of Kvitebjørn, Kollsnes, Vestprosess and Mongstad," says Mr Amland.
– Oppjusteringen får positive ringvirkninger for hele verdikjeden Kvitebjørn, Kollsnes, Vestprosess og Mongstad, sier Amland.
He also mentions specially the excellent work done by the Kvitebjørn organisation.
Produksjonsdirektøren trekker også fram det svært gode arbeidet som Kvitebjørn-organisasjonen har utført.
"Kvitebjørn was Statoil's first high pressure/high temperature (HPHT) field, and the project was delivered on time and to budget."
– Kvitebjørn var Statoils første såkalte HPHT-felt (høyt trykk, høy temperatur), og prosjektet ble levert på tid og budsjett, sier Amland.
The field has been on stream since the autumn of 2004 and now delivers at peak 20.7 million cubic metres of gas per day from seven wells.
Feltet har vært i produksjon siden høsten 2004, og leverer nå på topp 20,7 millioner kubikkmeter gass i døgnet fra sju brønner.
This is the first time that the Kvitebjørn reserves have been updated since the PDO was submitted in 2001.
Det er første gang at reservene i Kvitebjørn oppdateres etter at revidert Plan for utbygging og drift (PUD) ble levert i 2001.
Reserves were estimated at that time to be 52 billion cubic metres of gas and 135 million barrels of condensate.
Da ble reservene estimert til 52 milliarder kubikkmeter gass og 135 millioner fat kondensat.
These reserves are not recorded with the US Securities and Exchange Commission (SEC).
Disse reservene er ikke SEC-bokført.
The Kvitebjørn licensees are Statoil with 43.55 per cent, Petoro 30 per cent, Hydro 15 per cent, Total 5 per cent and Enterprise Oil Norge with 6.45 per cent.
Rettighetshaverne i Kvitebjørn er Statoil med 43,55 prosent, Petoro (30), Hydro (15), Total (5) og Enterprise Oil Norge (6,45).
For further information:
For mer informasjon:
Lars Troen Sørensen, senior vice president for investor relations, +47 90 64 91 44
Investor relations: Lars Troen Sørensen, telefon +47 90649144
Harald Schjelderup, public affairs manager, +47 95 70 94 35
Public affairs: Harald Schjelderup, telefon +47 95709435
Recoverable reserves in the Statoil-operated (OSE: STL, NYSE: STO) Kvitebjørn field in the North Sea have been upgraded by 50 per cent in relation to the estimation in the plan for development and operation (PDO).
De utvinnbare reservene i det Statoil-opererte Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen oppjusteres med 50 prosent i forhold til anslaget i Plan for utbygging og drift (PUD).
The team concluded that there is no need to repair the knock-out drums on Sleipner B at the moment, but they will be inspected in connection with the scheduled turnaround in June this year.
Gruppen konkluderte med at det ikke er nødvendig å reparere væskeutskillerne nå, men at de skal inspiseres i forbindelse med den planlagte revisjonsstansen i juni i år.
A team of specialists at Statoil has concluded that it is not necessary to repair the flare knock-out drums on the Sleipner B platform in the North Sea.
En spesialistgruppe i Statoil konkluderer med at det ikke er nødvendig å reparere væskeutskillerne til fakkeltårnet på Sleipner B-plattformen i Nordsjøen.
The agreement which is valid for one year, was signed in Oslo by Statoil's chief executive Olav Fjell and Amnesty Norway's secretary general Petter Eide.
Avtalen, som gjelder for ett år, ble signert av konsernsjef Olav Fjell og Amnestys generalsekretær Petter Eide i Oslo.
Through this deal, Statoil will provide NOK 1 million in support to Amnesty Norway.
Samarbeidet innebærer at Statoil støtter Amnesty Norge med én million kroner.
In addition, the group will collaborate with Amnesty in developing a training programme to help employees solve business dilemmas in connection with human rights issues.
Dessuten skal selskapet samarbeide med Amnesty om å utvikle et opplæringsprogram for ansatte i forretningsdilemmaer knyttet til menneskerettigheter.
"The main asset is that Statoil will gain insight into Amnesty's expertise concerning human rights and countries," says Geir Westgaard, vice president for country analysis and social responsibility in Statoil.
"Det viktigste er at Statoil får innsikt i Amnestys menneskerettighets- og landekspertise," sier Geir Westgaard, direktør for Landanalyse og samfunnsansvar i Statoil.
Mr Westgaard hopes to be able to raise the consciousness of all employees, but it is particularly important to reach personnel working in regions where violations of human rights have been reported.
Han håper å kunne bevisstgjøre alle ansatte, men særlig viktig er det å nå ansatte som arbeider i områder der det rapporteres om brudd på menneskerettighetene.
Petter Eide describes the agreement as extremely exciting:
Petter Eide beskriver samarbeidsavtalen som usedvanlig spennende:
"This could be the start of something really big," he says and adds that this sort of collaboration does in no way affect Amnesty's neutral position.
"Det kan bli starten på noe veldig stort," sier han og legger til at et slikt samarbeid over hodet ikke rokker ved Amnestys nøytralitet.
Mr Eide says further that Statoil stands for positive values:
Generalsekretæren sier videre at Statoil står for positive verdier:
"We have had talks with a lot of big Norwegian companies.
"Vi har hatt samtaler med mange store norske selskaper.
In several meetings I have noticed that Statoil displays knowledge and values which we admire."
I en rekke møter har jeg sett at Statoil har kunnskaper og verdier som vi setter pris på," sier han.
Statoil collaborates with Amnesty International already.
Statoil samarbeider allerede med Amnesty International.
Both parties participate in a United Nations project in Venezuela which is helping to train the country's judges and public defence lawyers in human rights.
Både selskapet og organisasjonen deltar i et FN-prosjekt i Venezuela som går ut på å trene landets dommere og offentlige forsvarere i menneskerettigheter.
Yesterday, 6 September, Statoil entered into a cooperation agreement with Amnesty International Norway.
I går, 6. september, inngikk Statoil en samarbeidsavtale med Amnesty International Norge.
US GAAP income
USGAAP resultatregnskap
Fourth quarter
Fjerde kvartal
USD[1]
USD[1]
15,955
15 955
390,540
390 540
57,906
57 906
(79%)
-79%
1,090
1 090
(10%)
-10%
1,592
1 592
558%
558%
1,668
1 668
16,206
16 206
393,298
393 298
306,218
306 218
9,144
9 144
235,722
235 722
8,666
8 666
7,472
7 472
4,497
4 497
Selling, general and administrative expenses
Salgs- og administrasjonskostnader
2,793
2 793
2,535
2 535
7,803
7 803
1,157
1 157
7,625
7 625
5,171
5 171
1,131
1 131
21,097
21 097
3,253
3 253
81,496
81 496
67,089
67 089
12,084
12 084
298,202
298 202
44,215
44 215
Income before financial items, income taxes and minority interest
Resultat før finans,skatt og minoritetsinteresser
27,803
27 803
18,746
18 746
4,122
4 122
95,096
95 096
(1,498)
-1 498
5,213
5 213
(129%)
-129%
(222)
-222
(3,562)
-3 562
(162%)
-162%
26,305
26 305
23,959
23 959
13,572
13 572
Income taxes
Skattekostnad
(17,601)
-17 601
(13,703)
-13 703
(8,902)
-8 902
(181)
-181
(15%)
-15%
(27)
-27
(765)
-765
(113)
-113
8,523
8 523
10,043
10 043
1,264
1 264
30,730
30 730
4,556
4 556
Income before financial items, income taxes and minority interest for
Resultat før finans, skatt og
Year ended 31 December
År
the segments
minoritetsinteresser for segmentene
(in million)
(i millioner)
USD [1]
USD[1]
22,538
22 538
15,204
15 204
3,342
3 342
74,132
74 132
10,992
10 992
826
826
1,051
1 051
(21%)
-21%
8,364
8 364
1,240
1 240
2,435
2 435
1,747
1 747
5,901
5 901
(13%)
-13%
875
875
2,695
2 695
1,434
1 434
7,646
7 646
1,134
1 134
(691)
-691
(690)
-690
(102)
-102
(947)
-947
(16%)
-16%
(140)
-140
2,165,464,649
2 165 464 649
2,166,139,433
2 166 139 433
2,165,740,054
2 165 740 054
3.94
3,94
4.64
4,64
0.58
0,58
14.19
14,19
2.10
2,10
27.6%
27,6%
11.7%
11,7%
(5.6)
-5,6
19.0%
19,0%
15.3%
15,3%
Average oil price (USD/bbl)
Gjennomsnittlig oljepris (USD per fat)*
57.3
57,3
53.6
53,6
6.63
6,63
6.45
6,45
(4%)
-4%
1.74
1,74
1.20
1,20
1.45
1,45
Refining margin, FCC (USD/boe)*
Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat)*
1,169
1 169
1,166
1 166
Reserve replacement rate (annual)
Reserveerstatningsrate årlig
102%
102%
106%
106%
Reserve replacement rate, 3-year average*
Reserveerstatningsrate 3-årssnitt
101%
101%
Proved reserves (mboe)
Sikre reserver mill. fat o.e.
4,295
4 295
4,289
4 289
(5%)
-5%
Total oil and gas liftings in 2005 were 1,166,000 boe per day compared to 1,093,000 boe per day in the corresponding period of 2004.
Total olje- og gassløfting i 2005 var 1 166 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 093 000 fat o.e. per dag i 2004.
This implies a small underlift in 2005, compared to an average underlifting of 12,000 boe per day in 2004.
Dette innebærer et lite underløft i 2005, sammenlignet med et gjennomsnittlig underløft på 12 000 fat o.e. per dag i 2004.
In the fourth quarter of 2005 total oil and gas liftings were 1,252,000 boe per day compared to 1,172,000 boe per day in the fourth quarter of 2004.
I fjerde kvartal 2005 var total olje- og gassløfting 1 252 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 172 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2004.
This implies an average overlifting of 20,000 boe per day in the fourth quarter of 2005 compared to an average underlifting of 30,000 boe per day in the fourth quarter of 2004.
Dette innebærer et gjennomsnittlig overløft på 20 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2005, sammenlignet med et gjennomsnittlig overløft på 30 000 fat o.e. per dag i fjerde kvartal 2004.
Exploration expenditure in 2005 was NOK 4.3 billion, compared to NOK 2.5 billion in 2004.
Undersøkelsesutgiftene i 2005 var 4,3 milliarder kroner, sammenlignet med 2,5 milliarder kroner i 2004.
Exploration expenditure in the fourth quarter of 2005 amounted to NOK 1.1 billion, compared to NOK 0.8 billion in the fourth quarter of 2004.
I fjerde kvartal 2005 var undersøkelsesutgiftene 1,1 milliarder kroner, sammenlignet med 0,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2004.
The increase in exploration expenditure was mainly due to an increase in the exploration activity in 2005 compared to 2004.
Økningen i undersøkelsesutgiftene skyldes hovedsakelig økt leteaktivitet i periodene.
Exploration expenditure reflects the period's exploration activities.
Undersøkelsesutgifter reflekterer periodens leteaktivitet.
Exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period's change in capitalised exploration expenditure.
Periodens undersøkelseskostnader fremkommer ved at undersøkelsesutgiftene justeres for periodens endring i balanseførte undersøkelsesutgifter.
Exploration expenses in 2005 amounted to NOK 3.3 billion, compared to NOK 1.8 billion in 2004.
Undersøkelseskostnadene i 2005 ble således 3,3 milliarder kroner, sammenlignet med 1,8 milliarder kroner i 2004.
In the fourth quarter of 2005 exploration expenses amounted to NOK 0.7 billion, compared with NOK 0.6 billion in the fourth quarter of 2004.
I fjerde kvartal 2005 ble undersøkelseskostnadene totalt 0,7 milliarder kroner, sammenlignet med 0,6 milliarder kroner i fjerde kvartal 2004.