natgillin/translations-raw huggingface dataset:
A milestone for Statoil's international operations in 2003 was reached with the agreement whereby the group becomes joint operator for the In Salah and In Amenas gas fields in Algeria. 
En milepæl for Statoils internasjonale virksomhet i 2003 er avtalen som gjør Statoil til deloperatør for gassfeltene In Salah og In Amenas i Algerie.
Mr Hansen also mentions Angola, where the Jasmim and Xikomba fields started producing on schedule in 2003. 
Hansen trekker også fram Angola, hvor feltene Jasmim og Xikomba kom i produksjon i 2003 som planlagt.
"It is also gratifying to see that downstream operations are delivering increasingly better results," Mr Hansen notes. 
"Det er også gledelig å se at nedstrømsvirksomheten stadig leverer bedre resultater," sier Hansen.
Last year shows a positive trend for health, safety and the environment (HSE). 
Fjoråret gir et forbedret inntrykk når det gjelder helse, miljø og sikkerhet (HMS).
"We are on the right track when it comes to improving HSE statistics in general, particularly within the organisation. 
"Vi er på riktig vei når det gjelder å forbedre HMS-statistikken, spesielt i egen organisasjon.
The safe behaviour programme, which also covers contractor personnel, was launched by Statoil to improve safety. 
For å bedre på dette har Statoil lansert Kollegaprogrammet for bedre sikkerhet, som også inkluderer selskapets leverandører.
This programme represents the greatest ever focused efforts by Statoil on safety. 
Det er Statoils største satsing på sikkerhet noen sinne.
Statoil's fourth quarter and preliminary annual results for 2003 were presented today, 11 February. 
Foreløpig resultat for 2003 og fjerde kvartal 2003 ble lagt fram i dag, 11. februar.
The group's annual report and accounts will be presented on 31 March. 
Statoils årsrapport legges fram 31. mars.
Statoil's preliminary result for 2003 is financially strong. 
Statoils foreløpige resultat for 2003 er finansielt sterkt.
This represents a 13 per cent increase. 
Dette er en økning på 13 prosent.
Net income for the year was NOK 16.6 billion as against NOK 16.8 billion in 2002. 
Resultatet etter skatt og minoritetsinteresser for 2003 er på 16,6 milliarder kroner mot 16,8 milliarder kroner i 2002.
Net income for the quarter amounted to NOK 4.3 billion as against NOK 4.5 billion in the same period of 2002. 
Resultatet etter skatt og minoritetsinteresser var på 4,3 milliarder kroner, sammenlignet med 4,5 milliarder kroner i fjerde kvartal 2002.
Return on capital employed after tax1 was 18.7 per cent compared with 14.9 per cent in 2002. 
Avkastning på sysselsatt kapital etter skatt1 var 18,7 prosent sammenlignet med 14,9 prosent i 2002.
Adjusted for special items1, the return was 17.9 per cent as against 14.8 per cent. 
Justert for engangseffekter1 var avkastningen 17,9 prosent mot 14,8 i 2002.
Normalised1 for prices, margins and currency effects, the return came to 12.4 per cent compared with 10.8 per cent in 2002. 
Normalisert1 for priser, marginer og valuta var avkastningen for 2003 12,4 prosent sammenlignet med 10,8 for 2002.
"We are continuing to deliver strong results, including new production records for both oil and gas in the fourth quarter," says acting chief executive Inge K Hansen. 
"Statoil fortsetter å levere sterke resultater, blant annet med nye produksjonsrekorder for både olje og gass i fjerde kvartal.
"Greater production than expected, higher oil and gas prices and good results from downstream operations strengthened our income before financial items by comparison with 2002. 
Høyere produksjon enn forventet, høyere olje- og gasspriser og gode resultater fra nedstrømsvirksomheten gjør at vi styrker resultat før finansposter sammenlignet med 2002.
The 13 per cent increase in income before financial items, other items, income taxes and minority interest primarily reflects higher realised prices for oil and gas measured in Norwegian kroner. 
Statoil øker resultat før finans, andre poster, skatt og minoritetsinteresser i 2003 med 13 prosent sammenlignet med året før.
In addition come positive effects from the group’s improvement programme and higher margins than in 2002 for downstream operations - which made a substantial contribution to results. 
Dessuten har nedstrømsmarginene vært høyere i 2003 enn i 2002, noe som har gitt et betydelig resultatbidrag for nedstrømsvirksomheten.
Net financial income came to NOK 1.4 billion as against NOK 8.2 billion in 2002, a reduction of NOK 6.8 billion which primarily reflects a strengthening of the Norwegian krone by NOK 0.29 against the US dollar. 
Netto finansposter for 2003 var en inntekt på 1,4 milliarder kroner, sammenlignet med en inntekt på 8,2 milliarder kroner i 2002, en reduksjon på 6,8 milliarder kroner.
Since the equivalent improvement in 2002 was NOK 2.05, the currency gain, largely unrealised, on the Statoil group’s long-term debt, was substantially smaller in 2003. 
Valutagevinsten, hovedsakelig urealisert, knyttet til Statoilkonsernets langsiktige gjeld ble således vesentlig mindre i 2003.
Income taxes totalled NOK 27.4 billion compared with NOK 34.3 billion for 2002. 
Skattekostnaden for 2003 beløp seg til 27,4 milliarder kroner sammenlignet med 34,3 milliarder kroner i 2002.
Corresponding figures for the fourth quarter were NOK 9.7 billion in 2003, equivalent to a rate of 69.1 per cent, as against NOK 9.3 billion and 67.1 per cent the year before. 
Skattekostnaden i fjerde kvartal 2003 beløp seg til 9,7 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 69,1 prosent, sammenlignet med 9,3 milliarder kroner og 67,1 prosent for fjerde kvartal 2002.
Statoil has identified a number of improvement measures considered necessary for reaching its target of a normalised return of 12 per cent on capital employed in 2004. 
Statoil har konkretisert flere forbedringstiltak som anses nødvendige for å nå målet om en normalisert 12 prosent avkastning på sysselsatt kapital i 2004.
Nine wildcat and appraisal wells were completed on the Norwegian continental shelf in 2003, yielding six discoveries. 
I 2003 er det avsluttet ni lete- og avgrensningsbrønner på norsk sokkel hvorav seks har resultert i funn.
Internationally, 14 wildcat and appraisal wells were completed and yielded 11 discoveries. 
Internasjonalt er det avsluttet totalt 14 lete- og avgrensingsbrønner hvorav 11 har resultert i funn.
Three Norwegian fields came on stream in October - Mikkel and Vigdis Extension, operated by Statoil, and Fram West operated by Hydro. 
Tre nye felt startet opp på norsk sokkel i oktober, Mikkel og Vigdis Extension hvor Statoil er operatør og Fram Vest som opereres av Hydro.
With accounting effect from 1 January 2004, Statoil has acquired Hydro’s 10 per cent holding in the Snøhvit field in the Barents Sea. 
Med økonomisk virkning fra 1. januar 2004 har Statoil kjøpt Hydros andel på 10 prosent av Snøhvit-feltet i Barentshavet.
Statoil sold two per cent of its Kristin holding to Hydro. 
Samtidig selger Statoil 2 prosent av sin andel i Kristin-feltet til Hydro.
Internationally, Angolan fields Jasmim in block 17 and Xikomba in block 15 began producing on schedule during November 2003. 
Internasjonalt kom feltene Jasmim i blokk 17 og Xikomba i blokk 15 i Angola i produksjon i henhold til plan i november 2003.
An important milestone for Statoil’s international operations was a purchase agreement in Algeria, where the group will serve as joint operator for two major gas fields. 
En viktig milepæl for Statoils internasjonale virksomhet er avtale om kjøp i Algerie, der Statoil går inn som del-operatør for to store gassfelt.
This acquisition has been approved by the European Union, and the necessary consent of the Algerian authorities is now awaited. 
Avtalen er blitt godkjent av EU og Statoil avventer algeriske myndigheters nødvendige samtykke.
Development of the Ormen Lange gas field in the Norwegian Sea was sanctioned by the licensees on 4 December 2003, along with the construction of the Langeled pipeline from Nyhamna on the mid-Norwegian coast to Easington in the UK. 
Den 4. desember 2003 besluttet Ormen Lange lisensen utbyggingen av Ormen Lange-feltet og Langeled-røret fra Nyhamna til Easington i Storbritannia.
The southern leg of this line, from Sleipner East in the North Sea to Easington, is due to become operational in 2006. 
Den sørlige delen fra Sleipner til Easington vil etter planen være i drift i 2006.
Ormen Lange is scheduled to begin production in 2007. 
Ormen Lange-feltet kommer i drift i 2007.
Two fatal accidents involving contractor personnel hit the business in 2003. 
To dødsulykker rammet virksomheten i 2003 hvor to leverandøransatte har mistet livet.
The total recordable injury frequency per million working hours for Statoil and contractor personnel was 6.0 in 2003, on a par with the previous year. 
Personskadefrekvensen (antall skader hos Statoil-ansatte og hos våre leverandører, per million arbeidstimer) er 6,0 i 2003, og således på samme nivå som i 2002.
The serious incident frequency per million working hours improved from 3.8 in 2002 to 3.2 in 2003. 
Alvorlig hendelsesfrekvens (antall alvorlige hendelser per millioner arbeidstimer) er forbedret fra 3,8 i 2002 til 3,2 i 2003.
Statoil’s own employees show good progress for health, safety and the environment. 
Statoils egne ansatte viser god framgang på HMS-området.
Norway’s National Authority for Investigation and Prosecution of Economic and Environmental Crime has brought a preliminary charge against Statoil ASA alleging violations of the Norwegian general civil penal code provision concerning illegal influencing of foreign government officials. 
Den sentrale enhet for etterforskning og påtale av økonomisk kriminalitet og miljøkriminalitet (Økokrim) har utstedt foreløpig siktelse overfor Statoil ASA for overtredelse av bestemmelsene om ulovlig påvirkning av utenlandske offentlige tjenestemenn.
The authority is conducting an investigation to clarify whether any crime has been committed over a consultancy agreement concluded by Statoil in 2002 with Horton Investment relating to business development in Iran. 
De gjennomfører en undersøkelse for å få klarlagt om kriminelle handlinger har funnet sted angående en konsulentavtale knyttet til forretningsutvikling i Iran som Statoil inngikk i 2002 med Horton Investment.
Press: Wenche Skorge, +47 51 99 79 17 (office), +47 91 87 07 41 (mobile) Kristin Bremer Nebben, +47 51 99 13 77 (office), +47 95 72 43 63 (mobile) 
Presse: Wenche Skorge, + 47 51 99 79 17 (kontor), + 47 918 70 741 (mobil) Kristin Bremer Nebben, + 47 51 99 13 77 (kontor), + 47 957 24 363 (mobil)
Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) delivered a reported income before financial items, other items, income taxes and minority interest of NOK 48.9 billion in 2003, as against NOK 43.1 billion the year before. 
Statoil ASA (OSE: STL, NYSE: STO) leverte i 2003 et rapportert resultat før finans, andre poster, skatt og minoritetsinteresser på 48,9 milliarder kroner sammenlignet med 43,1 milliarder kroner i 2002.
Production is scheduled to begin on 1 January 2005. 
Planlagt produksjonsstart er 1. januar 2005.
The project ranks as one of the best being pursued at the moment by Statoil for improved oil recovery. 
Prosjektet er blant Statoils beste for økt utvinning for tiden.
Recoverable reserves in Smørbukk South will be increased by 26 million barrels, while production is accelerated. 
Utvinnbare reserver i Smørbukk Sør øker med om lag 26 millioner fat olje, samtidig som produksjonen aksellereres.
The subsea development will be one of the fastest of its kind on the Norwegian continental shelf, measured from the start of planning to the beginning of production. 
Utbyggingen blir en av de raskest utførte havbunns-utbygginger på norsk sokkel fra planlegging til produksjonsstart.
Contracts have already been awarded for steel deliveries, subsea equipment and rig services. 
Prosjektet har tidligere inngått kontrakter for stålleveranser, havbunnsutstyr og riggtjenester.
The two jobs awarded now are the last of the main assignments for the project. 
Med disse to kontraktene er de siste sentrale oppdragene for gjennomføring av prosjektet tildelt.
Two marine installation contracts worth NOK 175 million for the Åsgard Q template project in the Norwegian Sea have been awarded by operator Statoil on behalf of the field licensees. 
Statoil har på vegne av Åsgard-lisensen undertegnet kontrakter for marine installasjoner i forbindelse med Åsgard Q-prosjektet i Norskehavet.
The platform was brought ashore sooner than expected. 
Å få plattformen til land gikk kjappere enn forventet.
Favourable weather conditions meant that the operation did not take as long as estimated. 
Gunstige værforhold gjorde at operasjonen tok kortere tid en antatt.
The operation will begin some time this summer. 
Opphoggingen tar til i løpet av sommeren.
Statoil is responsible for following up the further work and for ensuring that the authorities’ requirements to health, safety and the environment are met. 
Statoil har ansvaret for å følge opp det videre arbeidet og ivareta myndighetenes krav til helse, miljø og sikkerhet.
Parts of the riser platform 2/4-S arrived in Lyngdal in southern Norway on the crane barge Thialf at the end of last week. 
Deler av stigerørsplattformen 2/4-S ankom Lyngdal i Vest-Agder på løftefartøyet Thialf i slutten av forrige uke.
Placed on behalf of the Snøhvit licence, this job embraces directional drilling, measurement while drilling (MWD) and mud logging. 
Arbeidet omfatter retningsboring (Directional Drilling), måling under boring (MWD) og slamlogging.
It applies for 10 wells due to be drilled up to July 2006, with two options for one-year extensions. 
Kontrakten gjelder for boring av 10 brønner fram til juli 2006 med opsjon på to ganger ett år.
“Schlumberger won this contract because it submitted the best bid, both technically and commercially,” says Thor Bensvik, drilling and well technology manager for Snøhvit. 
”Schlumberger har fått kontrakten fordi selskapet leverte det beste tilbudet, både teknisk og kommersielt.
A contract worth NOK 82 million for integrated drilling services on the Snøhvit field in the Barents Sea has been awarded to Schlumberger Norge by operator Statoil. 
Statoil har tildelt Schlumberger Norge kontrakt for integrerte boretjenester på Snøhvit-feltet i Barentshavet.
Hydro has been listed in Sweden since 1983 in the form of a depositary share (SDB). 
Hydro-aksjen har siden 1983 vært notert på Stockholmsbörsen i form av depotbevis.
In recent years, the turnover of this SDB has been very low, and the approximately 230,000 issued SDBs amount to less than 15 % of the total number of Hydro shares held by Swedish investors. 
I de senere år har omsetningen av dette depotbeviset vært svært lav, og de om lag 230.000 utstedte depotbevis utgjør mindre enn 15 prosent av det totale antall svenskeide Hydro-aksjer.
Viewed against this background, Hydro finds that the costs related to the listing in Sweden can no longer be justified. 
På bakgrunn av dette finner Hydro at kostnadene knyttet til børsnoteringen i Stockholm ikke lenger kan forsvares.
The owners of Hydro SDBs at that time will have the same rights to receive Yara shares as other shareholders. 
De som er eiere av Hydros depotbevis på dette tidspunktet, vil ha samme rettigheter til å motta Yara-aksjer som øvrige Hydro-aksjonærer.
The SDB programme will be phased out within the end of 2004. 
Depotbevis-ordningen vil bli avviklet innen utløpet av 2004.
After this, Hydro is listed on stock exchanges in Norway, USA, UK, France and Germany. 
Hydro vil etter dette være børsnotert i Norge, USA, Storbritannia, Frankrike og Tyskland.
Hydro's board on Friday decided to apply for delisting from the Swedish stock exchange Stockholmsbörsen. 
Styret i Hydro besluttet fredag å søke avnotering fra Stockholmsbörsen.
The former operator, Norsk Hydro, reached agreement with GdFN last autumn on transferring its 30 per cent holding in the find to the French company. 
Tidligere operatør, Norsk Hydro, inngikk i fjor høst en avtale med GdFN om overdragelse av sin 30 prosents andel.
The licence then recommended that Statoil serves as development operator for Gjøa, with GdFN taking over in the production phase. 
Lisensen anbefalte så at Statoil bygger ut funnet, mens GdFN blir operatør i driftsfasen.
This model has now been approved by the authorities. 
Denne modellen er nå godkjent av myndighetene.
“We see great value in a solution which lets us use our broad experience of picking development solutions,” says Statoil’s Alv Bjørn Solheim, vice president for business development in Exploration & Production Norway. 
- Vi ser stor verdi i en løsning hvor vi kan trekke på vår brede erfaring i valg av utbyggingsløsning.
“At the same time, it’s interesting to collaborate with companies which bring different experience to the Norwegian continental shelf.” 
Samtidig er det interessant å samarbeide med selskaper som bringer ny erfaring inn på norsk sokkel.
Gjøa will rank as the first GdFN operatorship on the NCS, and could allow the company to build up an operations organisation in Norway. 
Gjøa blir GdFN sitt første operatørskap på norsk sokkel.
It already cooperates with Statoil over the Snøhvit development in the Barents Sea, where the French company is a partner. 
Fra før samarbeider Statoil med GdFN i Snøhvit-prosjektet, hvor GdFN er partner.
Proven in 1989, Gjøa lies in blocks 35/9 and 36/7 about 70 kilometres north of Troll. 
Gjøa ble påvist i 1989 og ligger i blokkene 35/9 og 36/7, om lag 70 kilometer nord for Troll-feltet.
Recoverable reserves are put at 25 billion cubic metres of gas and almost 50 million barrels of oil. 
Utvinnbare reserver er beregnet til 25 milliarder kubikkmeter gass og nær 50 millioner fat olje.
Mr Solheim reports that several options are being considered in the search for a profitable development solution. 
I arbeidet med å finne en lønnsom utbyggingsløsning vurderes flere alternativ, ifølge Solheim.
The gas could be developed with a subsea template tied back to existing infrastructure in Norway’s nearby Tampen area or on the UK continental shelf, for instance. 
For eksempel kan gassdelen bygges ut med en havbunnsinstallasjon knyttet til infrastruktur i området.
If Gjøa is declared commercial, a plan for development and operation might be submitted in late 2005 or early 2006. 
Dersom Gjøa erklæres drivverdig, kan Plan for utbygging og drift sendes ved årsskiftet 2005-2006.
Production could then start in 2008. 
Produksjonsoppstart kan da bli i 2008.
Apart from GdFN with 30 per cent and Statoil with 20 per cent, partners in PL 153 are Petoro with 30 per cent, Shell with 12 per cent and RWE Dea Norway with eight per cent. 
Rettighetshavere i produksjonslisens 153 er nå: GdFN (30 prosent), Petoro (30), Statoil (20), Shell (12) og RWE Dea Norge ( 8).
The partners in production licence 153 have unanimously resolved that Gaz de France Norge (GdFN) and Statoil will split the operatorship for the Gjøa discovery in the North Sea. 
En enstemmig lisensgruppe går inn for at det franske petroleumsselskapet Gaz de France Norge (GdFN) og Statoil skal dele operatørskapet på Gjøa-funnet i Nordsjøen.
The existing Sleipner and Troll Gas developments, with Statoil as operator, and Norsk Hydro's Oseberg field are seeking to increase their delivery commitment. 
De eksisterende feltene Sleipner (Statoil), Oseberg (Norsk Hydro) og Troll (Statoil) søker om å levere mer gass enn de allerede har forpliktet seg til.
"We'll also be assessing how much Troll Gas is actually capable of delivering," explains Bjørn Laastad, project manager for the FU secretariat. 
"Når det gjelder Troll, vil vi også vurdere hvor mye gass feltet reellt sett kan levere.
When the invitation to apply for the allocation round was issued in June, licences were also offered the opportunity to submit data based on the Troll Swing model. 
Da innbydelsen til allokeringsrunden ble sendt ut i juni, fikk lisensene tilbud om også å melde inn data basert på Troll svingmodellen.
"Kvitebjørn in the North Sea is being evaluated on the basis of this model, as are Åsgard and Halten Bank South in the Norwegian Sea." 
Både Åsgard, Kvitebjørn og Haltenbanken Sør vurderes i forhold til denne modellen," sier Laastad.
However, the FU expects that this licence will submit an application later and that it could utilise Statoil's Åsgard facilities to process its production. 
FU regner imidlertid med at det kommer en søknad fra lisensen senere og at det kanskje blir aktuelt å benytte anleggene på Åsgard til behandling av produksjonsstrømmen.
"This means, for instance, that we'll consider whether Kvitebjørn should be tied back to the Troll Gas facilities at Kollsnes near Bergen or Norsk Hydro's Heimdal field." 
"Det betyr for eksempel at vi vil vurdere om Kvitebjørn bør knyttes opp mot gassanlegget på Kollsnes eller Heimdal-plattformen," sier Laastad.
The group is very pleased to have this special business opportunity. 
Statoil er godt fornøyd med den forretningsmuligheten som nå åpner seg for selskapet.
Regrettably, Statoil's web site originally stated in error that the LOI with Dominion is "non-binding". 
Beklageligvis het det ved en feil i meldingen som først ble offentliggjort at avtalen var ikke-bindende.
This release is intended to correct the record. 
Hensikten med denne meldingen er å gjøre oppmerksomt på dette.
The terms of the LOI are binding for the two companies. 
Intensjonsavtalen stadfester at den er bindende for begge parter.
The Cove Point transaction is subject to the successful negotiation of a final agreement and approval by the supervisory bodies of both companies. 
Detaljene i den endelige Cove Point-avtalen vil bli klar etter gjennomførte forhandlinger og godkjenning av begge selskapers styrende organer.
Statoil is pleased to continue working with Dominion for the group's important and expanding position in the US LNG and gas markets, with Cove Point as its anchor. 
Statoil ser fram til å fortsette samarbeidet med Dominion for å utvikle selskapets posisjon innen de amerikanske gass- og LNG-markedene med utgangspunkt i Cove Point-terminalen.
The group is looking forward to further strengthening its excellent business relationship with Dominion. 
Vi ser fram til å styrke våre allerede gode forretningsforbindelser med Dominion.
On Wednesday 11 February Statoil announced its letter of intent (LOI) with Dominion regarding the proposed expansion of the Cove Point liquefied natural gas (LNG) facility. 
Onsdag 11. februar offentliggjorde Statoil intensjonsavtalen med det amerikanske energiselskapet Dominion om økt kapasitetstilgang for flytende naturgass ved Cove Point-terminalen i delstaten Maryland i USA.
CHC Helikopter Service holds the contracts for all the flights from before. 
CHC Helikopter Service hadde kontrakt på alle disse flygingene fra før.
Worth NOK 675 million excluding options, the Kristiansund assignment covers Heidrun, Åsgard, Njord and Draugen in the Norwegian Sea. 
Oppdraget fra Kristiansund til feltene Heidrun, Åsgard, Njord og Draugen i Norskehavet trer i kraft 1. juli i år.
It comes into force on 1 July and will run for five years, with options to extend by a further five. 
Dette gjelder for fem år med muligheter til fornying for ytterligere fem år.
CHC Helikopter Service will be deploying the new Sikorsky S-92 at Kristiansund. 
CHC Helikopter Service skal sette inn det nye Sikorsky S-92 i Kristiansund.
(Photo: Sikorsky) 
(Foto: Sikorsky)
The Florø contract, covering Snorre and Visund in the North Sea, runs for three years from 1 June and is worth NOK 125 million. 
Denne kontrakten er verd 125 millioner kroner.
Covering Gullfaks, Statfjord, Troll A, Veslefrikk and Kvitebjørn in the North Sea, the three-year Bergen job begins on 1 January 2005 and is also worth NOK 152 million. 
Avtalen som omfatter flygingene fra Bergen til feltene Gullfaks, Statfjord, Troll A, Veslefrikk og Kvitebjørn i Nordsjøen er inngått fra 1. januar 2005.
The Florø and Bergen contracts include options to extend them by up to two years. 
Den gjelder for tre år, med opsjoner på opptil to år.
All three contracts provide room for greater flexibility in providing flights to and from other bases. 
De nye avtalene gir rom for økt fleksibilitet med flyginger fra flere baser.