natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The first phase was completed in 2004 and summary results are available on the CO2 Capture Project website at www.co2captureproject.org. 
Første fase ble fullført i 2004, og et sammendrag av de oppnådde resultatene er tilgjengelig på nettsiden til CO2 Capture Project, www.co2captureproject.org.
The second phase also aims to demonstrate that the geological storage of CO2 is secure and can provide an attractive greenhouse gas mitigation option. 
Andre fase skal også etter planen demonstrere at geologisk lagring av CO2 er trygt, og at det kan gi gode muligheter til reduserte klimagassutslipp.
The project has already received initial funding from the US Department of Energy and the Norwegian Research Council and plans to build on this with additional government support, forming a strong public/private partnership. 
Prosjektet har allerede mottatt foreløpig finansiering fra energidepartementet i USA og fra Norges Forskningsråd, og har planer om å bygge videre på dette med ytterligere statlig støtte slik at det kan dannes et sterkt offentlig/privat samarbeid.
Companies participating in the second phase of the CO2 Capture Project are BP, ChevronTexaco, ConocoPhillips, Eni, Hydro, Petrobras, Shell and Suncor. 
Selskapene som deltar i andre fase av CO2 Capture Project, er BP, ChevronTexaco, ConocoPhillips, Eni, Hydro, Petrobras, Shell og Suncor.
Significant Hydro contributions 
Betydelige bidrag fra Hydro
"The CO2 Capture Project has advanced the technology for CO2 capture and shown the potential for reducing, by more than 50 percent, the cost per ton CO2 avoided. 
– CO2 Capture Project har ført til mer avansert teknologi for å fange opp CO2, og har vist at det er mulig å redusere kostnaden pr. tonn oppfanget CO2 med mer enn 50 prosent.
The project, which has received international esteem, has also been highly commended by the funding agencies," Lars Ingolf Eide points out. 
Prosjektet har høy anseelse internasjonalt og har fått rosende omtale fra ulike finansieringsinstitusjoner, påpeker Lars Ingolf Eide.
Eide is chief engineer in gas and power technology at Hydro's Research Center in Porsgrunn, Norway, and represents Hydro on the CO2 Capture Project board. 
Han er sjefingeniør for gass og kraftteknologi ved Hydros forskningspark i Porsgrunn og representerer Hydro i prosjektets styret.
The CO2 Capture Project, co-funded by the Research Council of Norway, has enabled Hydro's Oil & Energy and Corporate Research Centers in Porsgrunn to develop a so-called Hydrogen Membrane Reformer (HMR). 
CO2-prosjektet, med støtte fra Norges Forskningsråd, har finansiert utviklingen av en såkalt "Hydrogen Membrane Reformer" (HMR) ved Hydros Olje & Energi-forskningssenter og konsernforskningssenter i Porsgrunn.
Hydro has filed a patent application for the HMR process and materials. 
Hydro har søkt om patent på HMR-prosessen og -materialet.
Even though it is considered a long term and challenging project, HMR technology shows the highest cost-reduction potential of various CO2 capture techniques. 
Selv om det blir vurdert som et langsiktig og utfordrende prosjekt, er det denne HMR-teknologien som viser det høyeste potensialet for kostnadsreduksjoner blant alle de ulike metodene som finnes for å fange opp CO2.
"The CO2 Capture Project has contributed to giving Hydro an international profile in CO2 capture and storage. 
– Prosjektet har også bidratt til å gi Hydro en internasjonal profil når det gjelder å fange opp og lagre CO2.
Hydro employees have contributed actively to most of the CO2 Capture Project's activities, thus demonstrating our technological expertise. 
Hydro-ansatte har bidratt aktivt i de fleste av aktivitetene i prosjektet, noe som viser selskapets teknologiske kompetanse og evner.
The project has also provided an efficient overview of current technologies," says Eide. 
Prosjektet har også skaffet oss en effektiv teknologiovervåking, sier Eide.
The CO2 Capture Project has announced the commencement of the second phase of an important strategic project to develop technologies that could mitigate greenhouse gas emissions. 
CO2 Capture Project har lansert andre fase av et viktig strategisk prosjekt for å utvikle teknologier som kan redusere utslipp av klimagasser.
Oil & Energy in Norway replaces up to 25 percent of its PCs every year. 
Olje & Energi bytter ut opp mot 25 prosent av sine PC-er hvert år.
Thus, the city will not incur major expenditures to make the PCs operational. 
Kommunen skal dermed slippe å få store utgifter til å gjøre maskinene operative.
Hydro signed an agreement with the City of Oslo's Education Authority on Wednesday that opens the doors of schools in the capital of Norway for receiving second-hand PCs from Hydro offices in the Oslo region. 
Hydro inngikk onsdag en avtale med Utdanningsetaten i Oslo kommune om etterbruk av PC-er fra Hydros kontorer i Oslo-området.
In addition, the group has increased its interests in discoveries and prospects in the Norne area as well as the Alve discovery in the Norwegian Sea. 
Videre øker Statoil sine andeler i funn og prospekter i Norne-området og i Alve-funnet i Norskehavet.
For its part, Shell is acquiring a share of the Statoil-operated Kvitebjørn licence in the North Sea. 
Avtalen gir Shell en andel i den Statoil-opererte Kvitebjørn-lisensen i Nordsjøen.
“This transaction strengthens our operatorship of Snorre as part of the harmonisation of licence interests in the Tampen area of the North Sea,” says Terje Overvik, executive vice president for Statoil’s Exploration & Production Norway business area. 
– Transaksjonen styrker Statoils operatørskap på Snorre som ledd i eierharmonisering i Tampen-området i Nordsjøen.
“At the same time, we are securing access to more reserves and exploration prospects around our Norne development. 
Samtidig får Statoil tilgang til økte reserver og leteprospekter rundt Norne, hvor Statoil er operatør.
The agreement means that Statoil is primarily swapping gas production for oil output. 
Avtalen innebærer at Statoil hovedsakelig bytter gass- mot oljeproduksjon.
This deepwater acreage is located in the Norwegian Sea, and plans call for exploration wells to be drilled on two of the licences during the present year. 
Etter planen skal det bores letebrønner på to av lisensene i år.
The agreement strengthens existing collaboration between the two companies in this part of the NCS. 
Denne nye avtalen styrker samarbeidet selskapene har i området.
The swap transaction is presented in the table below: 
Byttetransaksjonen er vist i tabellen nedenfor:
Interests being transferred 
Andeler som overdras
From Statoil 
Fra Statoil
To Statoil 
Til Statoil
Statoil's share after swap 
Statoils andeler etter byttet
6.45% 
6,45%
43.550% 
43,550%
Kvitebjørn Oil Transport 
Kvitebjørn oljetransportsystem
PL 057 (incl part of Snorre)* 
PL 057 (inkl. del av Snorre) (1)
4.90% 
4,90%
16.300% 
16,300%
PL 128/128B (Norne) 
PL 128/128B (Norne)
6.00% 
6,00%
31.000% 
31,000%
PL 128 (excl Norne) 
PL 128 (utenfor Norne)
10.00% 
10,00%
50.455% 
50,455%
Norne Gas Transport 
Norne gasstransportsystem
25.00% 
25,00%
75.000% 
75,000%
Statoil's share after sale 
Statoils andeler etter salget
PL 251 
PL 251
90% 
90%
PL 322 
PL 322
PL 327 
PL 327
70% 
70%
Statoil has concluded two agreements with Shell concerning licence transactions in different areas of the Norwegian continental shelf (NCS). 
Statoil har inngått to avtaler med Shell om lisenstransaksjoner på norsk sokkel.
These transactions mean that interests in the field will be the same as for Gullfaks in PL 050, where Statoil has 61 per cent, Petoro 30 per cent and Hydro nine per cent. 
Gjennom disse transaksjonene får Skinfaks samme eierfordeling som i Gullfaks-feltet, i utvinningstillatelse 050, hvor Statoil har 61 prosent, Petoro 30 og Hydro 9.
Plans call for Skinfaks to be tied back to the Gullfaks C platform on the Statoil-operated field. 
Skinfaks skal knyttes opp til Gullfaks C-plattformen.
The agreements will have accounting effect from 1 January 2005 and are conditional on the approval of the Norwegian authorities. 
Avtalene gjelder fra 1. januar 2005 og er effektive etter godkjennelse fra norske myndigheter.
Agreements concluded by Statoil on the purchase and sale of licence interests will simplify development and operation of its Skinfaks field in the North Sea. 
Statoil har inngått avtaler om kjøp og salg av eierandeler for å forenkle utbygging og drift av Skinfaks-feltet i Nordsjøen.
That applies particularly to natural gas which has been liquefied for shipment to Asia and the USA. 
Dette gjelder spesielt gass konvertert til flytende naturgass (LNG) som kan skipes til Asia og USA.
Statoil is opening an office in Doha, capital of Qatar, to extend the existing representation of its International Exploration & Production (INT) business area in the Middle East. 
Statoil åpner kontor i Qatars hovedstad Doha.
This is the first well ever to be drilled off the Faroes. 
Dette er den aller første letebrønnen utenfor øygruppen.
"It is an honour to be a party to the opening of a new area for oil and gas exploration," says Rolf Magne Larsen. 
"Det er en ære å delta i åpningen av et nytt undersøkelsesområde for olje og gass.
The Longan well is located in the Atlantic Margin area, stretching from Western Ireland to Norway, where Statoil holds substantial exploration acreage. 
Longan-brønnen ligger på Atlanterhavsmarginen, som strekker seg fra Vest-Irland til Norge.
The water depth for this operation exceeds 900 metres. 
Vanndybden på borestedet er på over 900 meter.
"We have used Statoil's extensive experience as an operator in the North Sea in our preparations for the drilling. 
"Vi har brukt Statoils utstrakte erfaring som operatør i Nordsjøen i våre forberedelser til boringen.
We therefore feel confident that the operations will be efficient and have minimal impact on the environment," says Mr Larsen. 
Derfor er vi trygge på at operasjonene blir effektive og kommer til å ha minimal innvirkning på miljøet," sier Larsen.
Statoil Faerøyene is drilling the Longan well on licence 003, which was awarded to the company by The Ministry of Petroleum of The Faroe Islands in August 2000. 
Brønnen ligger i lisens 003, som det færøyske Oljedepartementet tildelte i august 2000.
The prospect is located 130 kilometres south-east of the Faroes, close to the UK continental shelf. 
Prospektet ligger 130 kilometer sørøst for Færøyene, nær den britiske kontinentalsokkelen.
Statoil Faerøyene is operator and holds 35 per cent of the licence. 
Operatøren Statoil har en andel på 35 prosent i lisensen.
The other partners in the licence are Phillips Petroleum Europe Exploration (30 per cent), Enterprise Oil Exploration (20 per cent) and Veba Oil & Gas Faroes (15 per cent). 
De andre partnerne er Phillips Petroleum (30 prosent), Enterprise Oil (20 prosent) og Veba Oil & Gas (15 prosent).
Statoil Faerøyene AS started drilling the Longan well off the Faroe Islands yesterday, 11 July. 
Statoil Færøyene begynte i går, 11. juli, å bore Longan-brønnen.
The contract comprises modifications of the separator, water treatment system and pumps for the injection of produced water. 
Kontrakten omfatter blant annet ombygging av separator, vannrensing og pumper for innjeksjon av vann.
Contract value is approximately NOK 265 million. 
Verdien av kontrakten er om lag 265 millioner kroner.
Fram Øst is located 19 km north of the Troll field in 360 meters of water. 
Fram Øst ligger 19 kilometer nord for Troll C på 360 meters vanndyp.
It will be developed as a subsea satellite with five oil producers and two wells for water injection, tied into the Troll C platform. 
Feltet bygges ut som en undervannssatellitt til Troll C, med fem brønner for oljeproduksjon og to for injeksjon av vann.
Partners in the Fram licence are Norsk Hydro Produksjon a.s (operator) with a share of 25 %, Mobil Development Norway AS with 25 %, Statoil ASA with 20 %, Gaz de France Norge AS with 15 % and Idemitsu Petroleum Norge AS with 15 %. 
Fram-lisensen består av Norsk Hydro Produksjon a.s (operatør) med en eierandel på 25 prosent, Mobil Development Norway AS med 25 prosent, Statoil ASA med 20 prosent, Gaz de France Norge AS med 15 prosent og Idemitsu Petroleum Norge AS med 15 prosent.
Mr Øverland will continue to report to Statoil chief executive Helge Lund. 
Øverland vil fortsatt rapportere til konsernsjef Helge Lund.
This will entail the continued corporate responsibility for the petrochemical business, including the post as chair of the Borealis petrochemicals group. 
Dette vil blant annet omfatte fortsatt konsernansvar for petrokjemivirksomheten, herunder styreformannsvervet i Borealis.
He will also continue as chair of Statoil's pension funds. 
Han fortsetter også som styreleder i Statoils Pensjonskasser.
This follows extensive inspection and start-up work. 
Et omfattende inspeksjonsarbeid og oppstartsarbeid er utført etter hendelsen.
While Vigdis is producing as normal, Snorre A’s output is rather lower than before. 
Vigdis produserer som normalt, mens Snorre A har noe lavere produksjon enn tidligere.
“The reduction in Snorre A production reflects the fact that we’re not injecting gas,” explains Øivind Reinertsen, senior vice president for the Tampen cluster. 
– Vi har lavere produksjon på Snorre A fordi vi ikke injiserer gass, sier områdedirektør i Tampen, Øivind Reinertsen.
Suspending gas injection is not related to the incident. 
Årsaken til at det ikke injiseres gass er ikke relatert til hendelsen.
But new verification studies show that gas injection pressure under certain conditions could be higher than earlier thought. 
Nyere verifikasjonsstudier har imidlertid vist at gassinjeksjonstrykket under gitte situasjoner kan være høyere enn det som tidligere ble lagt til grunn.
This means that the pressure could exceed the design value for the risers. 
Trykket kan derved overstige designtrykket for stigerørene.
Until these studies have been completed, Statoil will abstain from injecting gas. 
Før disse studiene er endelig avsluttet vil Statoil ikke injisere gass.
New information will be issued in April.” 
Vi vil komme tilbake med ny informasjon i løpet av april, sier Reinertsen.
The combined production from the platform and the satellite was previously just over 200,000 barrels per day. 
Tidligere har samlet produksjon vært i overkant av 200.000 fat.
Statoil’s Snorre A platform and Vigdis satellite in the North Sea are up again after the uncontrolled well incident on 28 November 2004. 
Produksjonen på Snorre A-plattformen og Vigdis-feltet i Nordsjøen er oppe igjen etter den ukontrollerte brønnsituasjonen 28. november 2004.
Transocean was awarded a contract in January to drill production wells on the two fields, while the subsea installations were ordered from FMC Kongsberg Subsea last December. 
Transocean ble i januar tildelt en kontrakt for å bore produksjonsbrønner på de to feltene.
The drilling programme is to start this autumn. 
Boreprogrammet starter høsten 2005.
Plans call for production from the two satellites to begin in November 2006. 
Produksjonen skal etter planen starte i november 2006.
Licensees in the development are operator Statoil, with 61 per cent, Petoro with 30 per cent and Norsk Hydro with nine per cent. 
Rettighetshavere i utbyggingen er operatøren Statoil med en andel på 61 prosent, Petoro (30) og Hydro (9).
The expansion is necessary due to significant modification work for connection and processing the oil from the Fram Øst field in the North Sea. 
Utvidelsen av boligkvarteret på Troll C er nødvendig som følge av de store modifikasjonsarbeidene for tilknytning og prosessering av oljestrømmen fra Fram Øst-feltet i Nordsjøen.
The contract value is approximately NOK 55 million. 
Verdien av kontrakten til Leirvik Module Technology er om lag 55 millioner kroner.
It will be developed as a subsea satellite with five oil producers and two wells for water injection tied into the Troll C platform. 
Feltet bygges ut som en undervannssatellitt til Troll C, med fem brønner for oljeproduksjon og to for injeksjon av vann.
Partners in the Fram licence are Norsk Hydro Produksjon a.s (operator) with an owner share of 25 %, Mobil Development Norway AS with 25 %, Statoil ASA with 20 %, Gaz de France Norge AS with 15 % and Idemitsu Petroleum Norge AS with a share of 15 %. 
Fram-lisensen består av Norsk Hydro Produksjon a.s (operatør) med en eierandel på 25 prosent, Mobil Development Norway AS med 25 prosent, Statoil ASA med 20 prosent, Gaz de France Norge AS med 15 prosent og Idemitsu Petroleum Norge AS med en andel på 15 prosent.
Hydro has awarded Leirvik Module Technology AS an engineering, procurement and construction (EPC) contract for the expansion of living quarters on the Troll C platform. 
Hydro tildelte fredag en kontrakt for ingeniørtjenester, anskaffelse og bygging en såkalt EPC kontrakt til Leirvik Module Technology AS for utvidelse av boligkvarteret på Troll C-plattformen.
In its initial trade, Statoil sold 5,000 tonnes of carbon dioxide to EDF Trading, an arm of Electricité de France, for EUR 7.15 per tonne. 
Statoil solgte 5000 tonn CO2 til EDF Trading (Electricité de France) for 7,15 euro per tonn.
“This demonstrates that emission trading is an instrument which benefits the environment. 
Det viser at kvotehandel er et virkemiddel som gagner miljøet.
It’s important for us to get involved early to gain experience with how this market functions.” 
For oss er det viktig å komme tidlig i gang slik at vi får erfaring med hvordan dette markedet vil virke, sier Fredriksson.
EUAs traded by Statoil will primarily cover its obligations as the operator of plants subject to carbon quotas under Norwegian and European climate legislation. 
Kvotene Statoil handler skal i hovedsak dekke selskapets forpliktelser som operatør for anlegg som omfattes i den norske- og europeiske klimalovgivningen for kvotehandel.
They involve the Kalundborg and Mongstad refineries in Denmark and Norway respectively, and the methanol plant at Tjeldbergodden in mid-Norway. 
Anleggene omfatter Kalundborg-raffineriet i Danmark, Mongstad-raffineriet i Hordaland og metanolfabrikken på Tjeldbergodden i Møre og Romsdal.
In addition to trading on Nord Pool, Statoil will also conclude direct deals with European players who are net sellers of EUAs. 
I tillegg til å handle på Nord Pool kommer Statoil også til å gjøre direkte handelsavtaler med aktører i Europa som er nettoselgere av CO2-kvoter.
Statoil became the first company to trade carbon dioxide emission quotas – known as EU allowances (EUAs) – when Europe’s first market for such deals opened on 11 February. 
Statoil var først ute med å utføre en kvotehandel med karbondioksid (CO2) da Nord Pool åpnet Europas første handelsgulv for CO2 11. februar.
“This represents an increase of more than 50 per cent from the year before and is the best result we’ve ever achieved.” 
Det er mer enn 50 prosent høyere enn året før og det beste selskapet noensinne har oppnådd, sier konsernsjef Helge Lund.
The 2004 results are being presented at a press conference in Oslo today. 
Resultatet for 2004 legges frem på en pressekonferanse i Oslo i dag, 14. februar.
In addition to a very good performance for the full year and the fourth quarter, Statoil can report competitive profitability with a return on average capital employed (ROACE) of 23.5 per cent. 
I tillegg til et svært godt resultat både for året og kvartalet, kan Statoil vise til konkurransedyktig lønnsomhet, med avkastning på sysselsatt kapital (ROACE) på 23,5 prosent.
That corresponds to 12.3 per cent under normalised market conditions. 
Ved normaliserte markedsforhold tilsvarer dette 12,3 prosent ROACE.
“I’m pleased that the normalised ROACE exceeded our target of 12.0 per cent,” says Mr Lund. 
– Jeg er fornøyd med at normalisert avkastning på sysselsatt kapital på 12,3 prosent ble høyere enn målsetningen på 12 prosent.
“Our industrial and financial position has been greatly strengthened since the stock market listing in 2001. 
Statoils industrielle og finansielle posisjon er betydelig styrket siden børsnoteringen i 2001.
“Both the scorecard and the improvement programme have been important tools and a substantial driving force in improving our profitability.” 
Både måltavlen og forbedringsprogrammet har vært viktige redskaper og en betydelig drivkraft for å øke selskapets lønnsomhet, sier Lund.
An average output of 1 106 000 barrels of oil equivalent (boe) per day during 2004 was marginally below the production target for the year. 
Produksjonen på 1 106 000 fat oljeekvivalenter per dag er marginalt under målsetningen for året.
Combined with the effects of the high oil and gas prices, this has contributed to pushing up unit costs for discoveries and production on certain fields. 
Sammen med effekter av de høye olje- og gassprisene har dette bidratt til å presse opp enhetskostnadene for funn og produksjon på enkelte felt.
Cost and income improvements identified at 31 December 2004 contributed NOK 3.2 billion to the group’s annual income before financial items. 
Ved utgangen av 2004 er det identifisert forbedringer både på kostnads- og inntektssiden som bidrar med 3,2 milliarder kroner til konsernets årlige resultat før finans.
The improvement programme target was NOK 3.5 billion compared with 2001. 
Målsetningen for forbedringsprogrammet var 3,5 milliarder kroner i 2004 i forhold til 2001.
The difference primarily reflects rather lower output growth and higher unit production costs than expected in the international business since 2001. 
Hovedårsaken til differansen er en noe lavere produksjonsvekst og høyere produksjonsenhetskostnader enn forventet i 2001 i den internasjonale virksomheten.
“Although the results are good, we must get even better,” says Mr Lund. 
– Resultatene er gode, men vi må bli enda bedre.
“We have accordingly initiated new and important improvement programmes and set ambitious new targets. 
Vi har derfor satt i gang nye og viktige forbedringsprogram og nye ambisiøse mål er fastlagt.
Ambitions for 2007 are the next objective we must strive towards.” 
Ambisjonene i 2007 er de neste vi skal strekke oss mot, sier Lund.
The 2007 target is a normalised ROACE of 13 per cent and an average daily oil and gas output of 1.4 million barrels. 
2007-målet er en normalisert avkastning på sysselsatt kapital på 13 prosent kombinert med en gjennomsnittlig daglig olje- og gassproduksjon på 1,4 mill. fat o.e.
That calls for an average annual production growth of eight per cent over the next three years. 
Dette innebærer en gjennomsnittlig årlig produksjonsvekst på 8 prosent de neste tre årene.
“This is a powerful combination of profitability and growth which distinguishes us from the industry average,” comments Mr Lund. 
– Dette er en slagkraftig kombinasjon av lønnsomhet og vekst, som skiller Statoil fra gjennomsnittet for industrien, sier Lund.
He emphasises that the Statoil organisation’s expertise and drive have contributed to the strong position occupied by the group at the beginning of 2005. 
Han understreker at Statoil-organisasjonens kompetanse og gjennomføringskraft har bidratt til den sterke posisjonen selskapet har ved inngangen til 2005.
A big portfolio of projects, both in Norway and internationally, and good strategic positions will provide the basis for continued development and growth. 
En stor portefølje av prosjekter både i Norge og internasjonalt og gode strategiske posisjoner skal gi grunnlag for videre utvikling og vekst fremover.
Statoil also found 2004 a good year in terms of replacing reserves. 
Også når det gjelder reserveerstatningsrate, har 2004 vært et godt år for Statoil.
Its reserve replacement rate was 106, giving an average rate for the past three years of 101 per cent compared with a target of 100 per cent. 
En gjennomsnittlig reserveerstatningsrate for de siste tre år er på 101 prosent som er over målet som var satt på 100 prosent.
The group’s financial position is robust, and the board will propose to the annual general meeting that a total dividend of NOK 5.30 per share be paid for 2004, including NOK 2.10 as an extraordinary payment. 
Selskapets finansielle posisjon er robust og styret foreslår for generalforsamlingen et samlet utbytte for 2004 på 5,30 kroner per aksje, av dette er 2,10 kroner ekstraordinært.