natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The crude oil refinery was out of operation for about 14 days as a result of the fire, with the loss of production and damage costed at some NOK 100 million. 
Råoljeanlegget var ute av drift i om lag 14 dager som følge av brannen.
A year after taking office as president and CEO of the group, he reviews the principal strategic challenges which have been identified. 
Ett år etter at han overtok som konsernsjef i Statoil minner Lund om de strategiske hovedutfordringene som er fastsatt:
“Put simply, we are going to maximise value creation on the Norwegian continental shelf while also building long-term international growth.” 
– Enkelt sagt skal vi maksimere verdiskapingen på norsk sokkel samtidig som vi skal bygge langsiktig, internasjonal vekst, sier Lund.
Projects 
Ni prosjekter besluttet
They include such important developments as Statfjord late life in the North Sea and Tyrihans in the Norwegian Sea. 
Blant disse er viktige utbygginger som Statfjord senfase i Nordsjøen og Tyrihans i Norskehavet.
“These projects will provide new production in coming years,” Mr Lund observes. 
– Dette er prosjekter som vil tilføre ny produksjon i årene som kommer.
“I’m also pleased that the Snøhvit process plant has been installed in the dock at Melkøya and that the Kristin platform is being readied for production out on the field.” 
I tillegg er jeg fornøyd med at prosessanlegget for Snøhvit-feltet nå er plassert i dokken på Melkøya og at Kristin-plattformen klargjøres for produksjon ute på feltet, sier Lund.
International 
Høy internasjonal produksjon
Activity has also been high in Statoil’s international business during the second quarter. 
Også innen den internasjonale virksomheten har aktiviteten vært høy i andre kvartal.
The group made its largest-ever acquisition outside Norway in April with the purchase of EnCana’s deepwater portfolio in the Gulf of Mexico for USD 2 billion. 
I april gjorde Statoil sitt største internasjonale oppkjøp noensinne med kjøpet av EnCanas dypvannsportefølje i Mexicogolfen for 2,0 milliarder US dollar.
A general agreement was also concluded with Russia’s Gazprom and Norway’s Norsk Hydro on collaboration over technology development and mapping petroleum resources in the far north. 
I tillegg ble det skrevet under en generell samarbeidsavtale mellom Gazprom, Statoil og Hydro om teknologiutvikling og kartlegging av olje- og gassressurser i nordområdene.
“Both the Gulf of Mexico transaction and the commitment to the Barents Sea are important building blocks for long-term growth,” observes Mr Lund. 
– Både transaksjonen i Mexicogolfen og satsingen i Barenshavet er viktige byggestener for langsiktig vekst.
Focus 
Ytterligere innsats
And continuous improvement work is needed with health, safety and the environment. 
Også innen helse, miljø og sikkerhet er kontinuerlig forbedringsarbeid nødvendig.
The main HSE indicators show an improvement in the second quarter compared with the same period of 2004. 
Hovedindikatorene viser en bedring i andre kvartal sammenlignet med samme kvartal i fjor.
“We can still get even better, and the goal of zero harm remains unchanged,” Mr Lund says. 
– Vi kan fortsatt bli enda bedre, og målet om null skader står fast, sier Lund.
“We passed a number of important milestones during the second quarter in our long-term efforts to develop Statoil,” says chief executive Helge Lund. 
– I løpet av andre kvartal har vi passert en rekke milepæler i det langsiktige arbeidet med å videreutvikle Statoil, sier konsernsjef Helge Lund.
First half 
Første halvår
Full year 
Total
(in millions) 
(i millioner)
change 
Endring
USD (1) 
USD (1)
29% 
29 %
27,056 
27 056
303,756 
303 756
Equity in net income of affiliates 
Resultatandel fra tilknyttede selskap
12% 
12 %
754 
754
1,209 
1 209
(52%) 
-52 %
(92%) 
-92 %
1,253 
1 253
Total revenues 
Sum driftsinntekter
93,095 
93 095
71,305 
71 305
14,239 
14 239
177,718 
177 718
138,335 
138 335
28% 
28 %
27% 
27 %
8,697 
8 697
106,183 
106 183
83,612 
83 612
16,241 
16 241
188,179 
188 179
7,113 
7 113
6,632 
6 632
7% 
7 %
14,330 
14 330
13,587 
13 587
5% 
5 %
1,802 
1 802
1,165 
1 165
55% 
55 %
3,358 
3 358
2,085 
2 085
61% 
61 %
6,298 
6 298
Depreciation, depletion and amortisation 
Av- og nedskrivninger
4,535 
4 535
3,908 
3 908
16% 
16 %
694 
694
9,041 
9 041
8,061 
8 061
1,383 
1 383
17,456 
17 456
Exploration expenses 
Undersøkelseskostnader
861 
861
1,385 
1 385
1,828 
1 828
Total expenses before financial items 
Sum kostnader før finansielle poster
10,886 
10 886
134,297 
134 297
108,065 
108 065
24% 
24 %
20,541 
20 541
241,111 
241 111
Income before financial items, income taxes and minority interest 
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser
21,920 
21 920
14,225 
14 225
6,641 
6 641
65,107 
65 107
Net financial items 
Netto finansposter
(860) 
-860
(144) 
-144
(497%) 
-497 %
(132) 
-132
(2,607) 
-2 607
(1,159) 
-1 159
(125%) 
-125 %
(399) 
-399
5,739 
5 739
Income before income taxes and minority interest 
Resultat før skatt og minoritetsinteresser
21,060 
21 060
14,081 
14 081
3,221 
3 221
40,814 
40 814
29,111 
29 111
6,242 
6 242
(9,665) 
-9 665
(46%) 
46 %
(2,158) 
-2 158
(26,937) 
-26 937
(19,892) 
-19 892
(35%) 
-35 %
Minority interest 
Minoritetsinteresser
(204) 
-204
(61) 
-61
(234%) 
234 %
(31) 
-31
(354) 
-354
(164) 
-164
(116%) 
-116 %
(54) 
-54
(505) 
-505
1,032 
1 032
13,523 
13 523
9,055 
9 055
49% 
49 %
2,068 
2 068
24,916 
24 916
Income before financial items, income taxes and minority interest for the segments 
Resultat før finans, skatt og
Second quarter 2004 
kvartal 2004
First half 2004 
halvår 2004
Full year 2004 
Total 2004
E&P Norway 
U&P Norge
17,106 
17 106
11,668 
11 668
47% 
47 %
2,616 
2 616
23,273 
23 273
44% 
44 %
5,136 
5 136
51,029 
51 029
International E&P 
Internasjonal U&P
2,236 
2 236
906 
906
138% 
138 %
4,188 
4 188
1,117 
1 117
1,193 
1 193
(6%) 
-6 %
2,672 
2 672
4,098 
4 098
409 
409
6,784 
6 784
Manufacturing & Marketing 
Foredling og Markedsføring
1,610 
1 610
633 
633
139% 
139 %
3,921 
3 921
(149) 
-149
(175) 
-175
(23) 
-23
(252) 
-252
(213) 
-213
(18%) 
-18 %
(39) 
-39
(815) 
-815
Financial data 
Finansielle data
Second quarter 
Andre kvartal
Weighted average number of ordinary shares outstanding 
Vektet gjennomsnittlig antall utestående aksjer
2,165, 828,391 
2 165 828 391
2,166, 143,715 
2 166 143 715
2,165, 929,863 
2 165 929 863
2,166, 142,636 
2 166 142 636
3.12 
3,12
0.48 
0,48
6.24 
6,24
4.18 
4,18
11.50 
11,50
ROACE (last 12 months) 
Avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd.)
25.5% 
25,5 %
19.0% 
19,0 %
23.5% 
23,5 %
ROACE (last 12 months normalised) 
Normalisert avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd.)
12.4% 
12,4 %
Cash flows provided by operating activities (billion) 
Kontantstrøm fra operasjonelle aktiviteter (mrd. kroner)
245% 
245 %
39.1 
39,1
48% 
48 %
38.8 
38,8
Gross investments (billion) 
Investeringer brutto (mrd. kroner)
33% 
33 %
23.7% 
23,7 %
Operational data 
Operasjonelle data
Average oil price (USD/bbl) [*] 
Gjennomsnittlig oljepris (USD per fat) [*]
50.3 
50,3
35.6 
35,6
41% 
41 %
48.4 
48,4
33.8 
33,8
43% 
43 %
NOK/USD average daily exchange rate 
Gjennomsnittlig valutakurs (NOK/USD)
6.39 
6,39
6.86 
6,86
(7%) 
-7 %
6.34 
6,34
(8%) 
-8 %
6.74 
6,74
321 
321
244 
244
32% 
32 %
257 
257
Gas prices (NOK/scm) 
Gasspris (NOK/sm3)
1.05 
1,05
26% 
26 %
Refining margin, FCC (USD/boe) [*] 
Raffineringsmargin (FCC) (USD per fat) [*]
3% 
3 %
Total oil and gas production (1,000 boe/day) [*] 
Total olje- og gassproduksjon (1000 fat o.e.
1,128 
/ dag) [*]
1,073 
1 073
1,106 
1 106
8% 
8 %
1,112 
1 112
1,093 
1 093
Production (lifting) cost (NOK/boe, last 12 months) 
Produksjonskostnad(NOK per fat o.e., siste 12 mnd.)
1% 
1 %
23.3 
23,3
Production (lifting) cost normalised (NOK/boe, last 12 months) [*] 
Normalisert produksjonskostnad (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.)
2% 
2 %
(1) Solely for the convenience of the reader, the second quarter of 2005 has been translated into US dollars at the rate of NOK 6.5381 to USD 1.00, the Federal Reserve noon buying rate in the City of New York on 30 June 2005. 
(1) Andre kvartal og første halvår 2005 er omregnet til USD til NOK/USD 6,5381 midtkurs i New York den 30. juni 2005
Total oil and gas liftings in the second quarter of 2005 were 1,142,000 boe per day compared to 1,058,000 boe per day in the second quarter of 2004. 
Total olje- og gassløfting var 1 142 000 fat o.e. per dag i andre kvartal 2005, sammenlignet med 1 058 000 fat o.e. per dag i andre kvartal 2004.
In the first half of 2005, total oil and gas liftings were 1,165,000 boe per day compared to 1,112,000 boe per day in the corresponding period of 2004. 
I første halvår 2005 var total olje- og gassløfting 1 165 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 112 000 fat o.e. per dag i tilsvarende periode i 2004.
Exploration expenditure in the second quarter of 2005 was NOK 1.3 billion, compared to NOK 0.7 billion in the second quarter of 2004. 
Undersøkelsesutgiftene i andre kvartal 2005 var 1,3 milliarder kroner, sammenlignet med 0,7 milliarder kroner i andre kvartal 2004.
Exploration expenses in the second quarter of 2005 amounted to NOK 0.9 billion, compared to NOK 0.4 billion in the second quarter of 2004. 
Undersøkelseskostnadene var 0,9 milliarder kroner i andre kvartal 2005, sammenlignet med 0,4 milliarder i andre kvartal 2004.
Exploration expenditure (activity) 
Periodens undersøkelsesutgifter (aktivitet)
1,284 
1 284
652 
652
97% 
97 %
2,014 
2 014
1,132 
1 132
78% 
78 %
308 
308
2,466 
2 466
304% 
304 %
368% 
368 %
(528) 
-528
(248) 
-248
(113%) 
-113 %
(81) 
-81
(760) 
-760
(440) 
-440
(73%) 
-73 %
(116) 
-116
(748) 
-748
In the first half of 2005 a total of nine exploration and appraisal wells were completed, five on the NCS and four internationally. 
I første halvår 2005 ble totalt ni lete- og avgrensningsbrønner ferdigstilt, fem på norsk sokkel og fire internasjonalt.
Four of these wells resulted in discoveries, and one well awaits final evaluation. 
Fire av disse brønnene resulterte i funn, mens én er under evaluering.
Production cost per boe was NOK 22.5 for the 12 months ended 30 June 2005, compared to NOK 22.2 for the 12 months ended 30 June 2004*. 
Produksjonskostnaden per fat o.e for de siste 12 månedene var 22,5 kroner ved utgangen av andre kvartal 2005, sammenlignet med 22,2 kroner for samme periode i 2004*.
Normalised at a NOK/USD exchange rate of 6.75, the production cost for the 12 months ended 30 June 2005 was NOK 22.6 per boe, compared to NOK 22.2 per boe for the 12 months ended 30 June 2004*. 
Normalisert til en NOK/USD valutakurs på 6,75 var produksjonskostnaden per fat for de siste 12 månedene 22,6 kroner ved utgangen av andre kvartal 2005, sammenlignet med 22,2 kroner for samme periode i 2004*.
Net financial items amounted to a cost of NOK 0.9 billion in the second quarter of 2005, compared to a cost of NOK 0.1 billion in the second quarter of 2004. 
Netto finansposter utgjorde en kostnad på 0,9 milliarder kroner i andre kvartal 2005, sammenlignet med en kostnad på 0,1 milliarder kroner i andre kvartal 2004.
Net financial items in the first half of 2005 were a cost of NOK 2.6 billion, compared to a cost of NOK 1.2 billion in the first half of 2004. 
Netto finansposter i første halvår 2005 utgjorde en kostnad på 2,6 milliarder kroner, sammenlignet med en kostnad på 1,2 milliarder kroner i første halvår 2004.
The increased cost was caused by increased currency losses, most of which related to realised losses on short balances in USD created by liquidity management and unrealised losses on long-term debt. 
Økningen i netto finanskostnad var relatert til valutatap knyttet til realiserte tap på korte valutaposisjoner i USD grunnet likviditetsstyring, samt tap på langsiktig gjeld.
The increased cost was partly offset by increased dividends received. 
Kostnadsøkningen ble delvis motvirket av økt mottatt utbytte.
Additionally, the second quarter financial cost was reduced by NOK 0.3 billion in increased income from investments in securities, whereas for the first half financial expenses were reduced by NOK 0.2 billion. 
I tillegg til dette ble finanskostnaden i andre kvartal 2005 redusert med 0,3 milliarder kroner på grunn av økte inntekter fra investeringer i verdipapirer, mens finanskostnadene i første halvår ble redusert med 0,2 milliarder kroner.
Exchange rates 
Valutakurser
6.90 
6,90
6.94 
6,94
6.33 
6,33
6.55 
6,55
For the first half of 2005 income taxes were NOK 26.9 billion, with a corresponding tax rate of 66.0 per cent. 
For første halvår 2005 var skattekostnaden 26,9 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 66,0 prosent.
In comparison, income taxes in the first half of 2004 were NOK 19.9 billion with a corresponding tax rate of 68.3 per cent. 
Til sammenligning var skattekostnaden 19,9 milliarder kroner i første halvår 2004,tilsvarende en skattesats på 68,3 prosent.
Year 
Året
Total recordable injury frequency 
Personskadefrekvens
Serious incident frequency 
Alvorlig hendelsesfrekvens
Unintentional oil spills (number) 
Antall utilsiktede oljeutslipp (antall)
265 
256
487 
487
Unintentional oil spills (volume, scm) 
Volum fra utilsiktede oljeutslipp (volum, Sm3)
* See end notes in the complete quarterly report. 
* Se fotnoter i den fullstendige kvartalsberetningen.
Important events since the beginning of the second quarter of 2005 are summarised below. 
Viktige hendelser siden starten av andre kvartal 2005 er oppsummert nedenfor.
The process plant for the Snøhvit LNG project was berthed in its dock at Melkøya on 13 July. 
Prosessanlegget til Snøhvit LNG ble satt i dokken på Melkøya 13. juli.
The pipeline from the field to the process plant and the carbon dioxide reinjection pipeline have also been successfully laid. 
Leggingen av rørledningen fra feltet til prosessanlegget og rørledningen for reinjeksjon av CO2 er også fullført.
Statoil submitted a plan for development and operation (PDO) of Tyrihans on behalf of the licensees in this Norwegian Sea field to the Ministry of Petroleum and Energy on 11 July. 
Statoil leverte den 11. juli inn Plan for utbygging og drift (PUD) for Tyrihans-feltet i Norskehavet til Olje- og energidepartementet på vegne av lisensen.
The plans for Statoil’s Statfjord late life and Tampen Link pipeline projects in the North Sea were approved by the Norwegian Storting (parliament) on 8 June. 
Planene for Statfjord senfase og rørprosjektet Tampen Link i Nordsjøen ble godkjent av Stortinget 8. juni.
The first exploration well on Statoil’s Tulipan prospect in the Norwegian Sea was spudded on 30 May. 
Boringen av den første letebrønnen på Tulipan-prospektet i Norskehavet startet 30. mai.
The Kristin platform was installed on the field in early April and is being prepared for production start-up. 
Kristin-plattformen ble installert på feltet tidlig i april og forberedes nå for produksjonstart.
Statoil acquired EnCana's deepwater assets in the Gulf of Mexico for USD 2.0 billion on 26 May. 
Statoil kjøpte EnCanas dypvannsportefølje i Mexicogolfen for 2,0 milliarder USD 26. mai.
A general collaboration agreement to identify oil and gas resources in the far north and develop technology for petroleum activities in the region was agreed by Gazprom, Hydro and Statoil on 20 June. 
En generell samarbeidsavtale for å identifisere olje- og gassressurser i nordområdene, samt å utvikle teknologi for petroleumsaktiviteter i regionen, ble inngått mellom Gazprom, Statoil og Hydro 20. juni.
The Kizomba B development in block 15 off Angola came on stream in July 2005, approximately five months ahead of schedule. 
Kizomba B i blokk 15 utenfor Angola startet produksjon i juli, omtrent fem måneder tidligere enn planlagt.
Production resumed in mid-June from the Lufeng field operated by Statoil in the South China Sea. 
Produksjonen fra det Statoil-opererte Lufeng-feltet i Sør-Kinahavet startet opp igjen i midten av juni.
The field was originally due to be shut down permanently in February 2004. 
Feltet skulle i utgangspunktet vært permanent nedstengt fra februar 2004.
In June 2005 Statoil agreed to sell its 50 per cent holding in Borealis A/S to IOB Holding A/S, a company jointly owned by International Petroleum Investment Company, UAE and OMV Aktiengesellschaft, Austria. 
Statoil inngikk i juni en avtale om å selge sin andel på 50 prosent i selskapet Borealis A/S til IOB Holding A/S, et selskap eid av International Petroleum Investment Company, UAE og OMV Aktiengesellschaft, Østerrike.
The transaction is expected to be closed in the second half of 2005. 
Avtalen forventes sluttført i andre halvår 2005.
Financial statements and review - second quarter 2005 MD&A Presentation set PDF version 
Kvartalsberetning og regnskap - 2. kvartal 2005 (engelsk tekst) MD&A Presentasjonsmateriale (engelsk tekst) PDF-versjon (engelsk tekst)
Net income for the Statoil group in the second quarter of 2005 was NOK 6.8 billion, compared to NOK 4.4 billion in the second quarter of 2004. 
Resultat etter skatt og minoritetsinteresser i andre kvartal 2005 var 6,8 milliarder kroner, sammenlignet med 4,4 milliarder kroner i andre kvartal 2004.
In the first six months of 2005, net income was NOK 13.5 billion compared to NOK 9.1 billion in the first six months of 2004. 
Resultatet for første halvår 2005 var 13,5 milliarder kroner, sammenlignet med 9,1 milliarder kroner i første halvår 2004.
"The improved result is mainly due to higher oil and gas prices, increased international production and good regularity in refining.” 
Resultatforbedringen er hovedsakelig knyttet til økte olje- og gasspriser, økt internasjonal produksjon og god regularitet innenfor raffinering,” sier konsernsjef Helge Lund.
“The level of activity on the Norwegian continental shelf is high. 
”Aktivitetsnivået på norsk sokkel er høyt.
So far this year a total of nine projects have been sanctioned, including large and important developments such as Statfjord late life and Tyrihans. 
Hittil i år er totalt ni prosjekter besluttet, inkludert store og viktige utbygginger som Statfjord senfase og Tyrihans.
The process plant for the Snøhvit field was successfully berthed in its dock at Melkøya on 13 July. 
Prosessanlegget for Snøhvit-feltet ble plassert i dokken på Melkøya 13. juli.
And following the sale of Statoil’s holding in Borealis in June, Statoil is now able to focus even more strongly on developing as an internationally competitive oil and gas company.” 
Og salget av Statoils eierandel i Borealis i juni gjør at vi kan fokusere enda sterkere på å utvikle Statoil som et internasjonalt konkurransedyktig olje- og gasselskap,” sier Lund.
Return on average capital employed after tax (ROACE)* for the twelve months ended 30 June 2005 was 25.5 per cent, compared to 19.0 per cent for the twelve months ended 30 June 2004. 
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (ROACE)* for de siste tolv månedene var 25,5 prosent ved utgangen av andre kvartal 2005, sammenlignet med 19,0 prosent for samme periode i 2004.
This increase was mainly due to increased oil and gas prices measured in NOK. 
Økningen skyldes i hovedsak økte olje- og gasspriser.
Normalised ROACE* for the twelve months ended 30 June 2005 was 12.5 per cent, compared to 12.6 per cent for the corresponding period in 2004. 
Normalisert ROACE* for de siste tolv månedene var 12,5 prosent ved utgangen av andre kvartal 2005, sammenlignet med 12,6 prosent for tilsvarende periode i 2004.
ROACE is defined as a non-GAAP financial measure*. 
ROACE er definert som et non-GAAP finansielt måltall*.
In the second quarter of 2005, earnings per share were NOK 3.12 (USD 0.48) compared to NOK 2.01 (USD 0.29) in the second quarter of 2004. 
I andre kvartal 2005 var resultat per aksje 3,12 kroner, sammenlignet med 2,01 kroner i samme kvartal i fjor.
For the first six months of 2005, earnings per share were NOK 6.24 (USD 0.95) compared to NOK 4.18 (USD 0.60) for the first six months of 2004. 
For første halvår 2005 var resultat per aksje 6,24 kroner, sammenlignet med 4,18 kroner for første halvår 2004.
Income before financial items, income taxes and minority interest increased from NOK 14.2 billion in the second quarter of 2004 to NOK 21.9 billion in the second quarter of 2005. 
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser økte fra 14,2 milliarder i andre kvartal 2004 til 21,9 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
This was mainly related to a 31 per cent higher average oil price measured in NOK and a 30 per cent increase in gas prices measured in NOK. 
Denne økningen er hovedsakelig knyttet til 31 prosent økning i oljeprisen og 30 prosent økning i gasspriser, målt i norske kroner.
Increased regularity and margins from the refineries were the main contributing factors to the NOK 1.0 billion increase in results from the downstream business. 
I tillegg var økt regularitet og høyere marginer i raffineringsvirksomheten de viktigste bidragsyterne til økningen i nedstrømsresultatet på 1,0 milliarder kroner.
The increase in cost items was mainly related to increased activity and the consolidation of Statoil Detaljhandel Skandinavia (SDS) from 1 July 2004. 
Økningen i kostnader var hovedsakelig knyttet til økt aktivitet og konsolideringen av Statoil Detaljhandel Skandinavia (SDS) fra 1. juli 2004.
However, these increases were more than offset by increased revenues from the same activities. 
Disse økningene blir mer enn motvirket av økte inntekter fra de samme aktivitetene.
In the first half of 2005, income before financial items, income taxes and minority interest was NOK 43.4 billion compared to NOK 30.3 billion in the first half of 2004. 
I første halvår 2005 var resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser 43,4 milliarder kroner, sammenlignet med 30,3 milliarder i første halvår 2004.
The increase was mainly due to a 32 per cent increase in the average oil price measured in NOK and a 26 per cent increase in gas prices measured in NOK. 
Økningen var hovedsakelig knyttet til 32 prosent økning i oljeprisen og 26 prosent økning i gasspriser, målt i norske kroner.
The increase was partly offset by the gain of NOK 0.6 billion from the sale of the shares in Verbundnetz Gas AG (VNG), which was included in income in the first quarter of 2004. 
Resultatøkningen ble delvis motvirket av en gevinst på 0,6 milliarder kroner fra salget av aksjeposten i Verbundnetz Gas AG (VNG), som ble resultatført i første kvartal 2004.
Total oil and gas production in the second quarter of 2005 amounted to 1,128,000 barrels of oil equivalent (boe) per day compared to 1,073,000 boe per day in the second quarter of 2004. 
Total olje- og gassproduksjon i andre kvartal 2005 var 1 128 000 fat o.e. sammenlignet med 1 073 000 fat o.e. per dag i andre kvartal 2004.
In the first half of 2005 total oil and gas production was 1,158,000 boe per day, compared to 1,128,000 boe per day in the first half of 2004. 
I første halvår 2005 var total olje- og gassproduksjon 1 158 000 fat o.e. per dag sammenlignet med 1 128 000 fat o.e. per dag i første halvår 2004.
A total of four exploration wells were completed in the second quarter of 2005, three on the Norwegian continental shelf (NCS) and one internationally. 
Totalt fire lete- og avgrensningsbrønner ble ferdigstilt i andre kvartal 2005, tre på norsk sokkel og én internasjonalt.
Three wells resulted in discoveries. 
Tre brønner resulterte i funn.
The number of exploration wells completed was in line with the second quarter of 2004. 
Antall ferdigstilte brønner i dette kvartalet er på nivå med andre kvartal 2004.
Income taxes in the second quarter of 2005 were NOK 14.1 billion, equivalent to a tax rate of 67.0 per cent. 
Skattekostnaden i andre kvartal 2005 var 14,1 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 67,0 prosent.
Income taxes in the second quarter of 2004 were NOK 9.7 billion, equivalent to a tax rate of 68.6 per cent. 
Skattekostnaden i andre kvartal 2004 var 9,7 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 68,6 prosent.
In general, there has been positive development within the HSE indicators this quarter as well as for the first half year compared with the same periods last year. 
Det har generelt vært en positiv utvikling i HMS-indikatorene i kvartalet og også for første halvdel av 2005, sammenlignet med samme perioder i 2004.