natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Debottlenecking is also seen as the best solution for Statfjord, the oldest producer in the area, in meeting the goal of optimum resource recovery. 
Også for Statfjord-feltet, som er kommet lengst i løpet, vurderes dette som det beste alternativet for å utvinne mest mulig av ressursene i bakken.
Other concepts covered by the Statoil studies included a new Tampen platform to handle processing and exports for the fields, or the leasing of capacity on Britain’s Brent field. 
Andre alternativer som er utredet omfatter en ny plattform i området for felles prosessering og eksport, eller å leie prosesskapasitet på Brent-feltet på britisk side av Nordsjøen.
The report concludes that about 360 million additional barrels of oil equivalent could be recovered from Statfjord by improving operational efficiency and removing bottlenecks. 
Fra Statfjord-feltet er det mulig å hente ut ekstravolumer på om lag 360 millioner fat oljeekvivalenter ved å effektivisere driften og fjerne flaskehalser.
The solution calls for a reduction of just over 25 per cent in carbon dioxide emissions from the field and more than 35 per cent for nitrogen oxide emissions. 
Løsninger det skal arbeides videre med, innebærer en reduksjon av karbondioksid fra Statfjord på i overkant av 25 prosent og en tilsvarende reduksjon av nitrogenoksid på mer enn 35 prosent.
Statoil also recommends that produced water be cleaned with cost effective technology such as CTour in order to achieve the target of zero harmful discharges to the sea. 
Statoils anbefaling er å rense produsert vann med kostnadseffektiv teknologi, som for eksempel CTour, for å oppnå målet om null skadelige utslipp til sjø.
The area studies have shown that the extra value creation indicated earlier by Statoil is feasible, and a number of specific measures have been identified to help achieve this target. 
Områdestudiene har vist at det skal være mulig å realisere den ekstra verdiskapingen som Statoil tidligere har indikert.
“Our organisation has done a great job, which will be highly significant for future value creation in the Tampen area,” says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway. 
"Det er gjort et godt arbeid i organisasjonen som får stor betydning for den framtidige verdiskapingen i Tampen," sier Henrik Carlsen, konserndirektør i Undersøkelse og produksjon Norge.
The challenge ahead will be to continue optimising this project until the point at which a final decision is taken in the autumn of 2004. 
Utfordringen framover blir å optimalisere prosjektet fram til endelig beslutning høsten 2004.
This region of the northern North Sea embraces Gullfaks, Snorre and Visund as well as Statfjord, in addition to a number of subsea developments tied back to the main fields. 
Tampen omfatter hovedfeltene Statfjord, Gullfaks, Snorre og Visund samt en rekke undervannsutbygginger som er knyttet opp mot hovedfeltene.
Statfjord alone passed a milestone on 26 February 2003 when its total revenues topped NOK 1,000 billion. 
Statfjord-feltet nådde alene en milepæl 26. februar 2003 da de totale inntektene passerte 1000 milliarder kroner.
See Tampen map here. 
Se kart over Tampen-området her.
The most profitable approach to future development of the Tampen area in the Norwegian North Sea will be “debottlenecking” – upgrading and improving efficiency on the existing installations. 
Statoil anbefaler å effektivisere og utbedre eksisterende installasjoner, såkalt flaskehalsfjerning, som det beste utviklingskonseptet for Tampen-området i Nordsjøen.
The contract is valued at NOK 160 million and the extended hire period will run from 1 January to 1 September 2004. 
Kontraktsverdien er på 160 millioner norske kroner og den utvidede leieperioden er fra 1. januar til 1. september 2004.
Polar Pioneer was hired during 1994 to pre-drill production wells on Troll Oil, since which time the rig has been in operation almost continuously. 
Polar Pioner ble leid inn i 1994 for å forbore produksjonsbrønner på Troll Olje.
The development of advanced drill and well technology has helped to make Troll Oil the most productive field on the Norwegian shelf, with a daily production of some 400,000 barrels per day. 
Utvikling av avansert bore- og brønnteknologi har bidratt til at Troll Olje idag er det mestproduserende oljefelt på norsk sokkel med en døgnproduksjon på omlag 400.000 fat per dag.
This helps to reduce drill costs and increases the recovery of oil reserves. 
Dette bidrar til reduserte borekostnader og økt utnyttelse av oljereservene.
Hydro plans to have two drilling rigs in operation on Troll Oil in the immediate future in order to ensure a continued high level of production and value creation on the field. 
Hydro planlegger å ha to borerigger i aktivitet på Troll Olje i tiden fremover for å sikre høy produksjon og verdiskaping fra feltet.
Work on the contract is due to begin in August and will be completed in the summer of 2005. 
Arbeidet starter i august i år, og avsluttes sommeren 2005.
KEP2005 will equip the Kårstø complex to receive and process rich gas from Statoil’s Kristin development in the Norwegian Sea. 
KEP2005 skal gjøre anlegget i stand til å ta i mot og prosessere rikgass fra det Statoil-opererte Kristin-feltet i Norskehavet.
Work is due to be completed by 1 October 2005, when Kristin comes on stream 
Det skal være sluttført til 1. oktober 2005 når Kristin-feltet kommer i produksjon.
Kårstø already processes rich gas from fields in the Norwegian Sea and the Tampen area of the North Sea, as well as condensate from the Sleipner area further south. 
Kårstø prosesserer rikgass fra felt i Norskehavet og Tampen-området i Nordsjøen, samt ustabilisert kondensat fra Sleipner-feltene lengre sør.
Output from the complex includes liquefied petroleum gases – propane and butanes – as well as ethane, naphtha and stabilised condensate (light oil). 
Produktene fra Kårstø inkluderer flytende petroleumsgass (liquefied petroleum gases, LPG), etan, nafta og stabilisert kondensat.
The Kårstø processing complex and the KEP2005 expansion project are owned by the Gassled partnership. 
Anlegget på Kårstø og prosjektet KEP2005 eies av partnerskapet Gassled.
The owners in Gassled are: ConocoPhillips, Eni Norge, Esso Exploration and Production Norway/Mobil Development Norway, Norsea Gas, Norsk Agip, Norsk Hydro Produksjon, Petoro, Shell International Pipelines, Statoil and Total E&P Norge. 
Det består av ConocoPhillips, Eni Norge, Esso Exploration and Production Norway/Mobil Development Norway, Norsea Gas, Norsk Agip, Norsk Hydro Produksjon, Petoro, Shell International Pipelines, Statoil og Total E&P Norge.
Open the KEP2005 web -site >> (in norwegian only) 
For KEP2005 er det etablert eget nettsted >>
Positive results were achieved with the latest well in Tyrihans, which was drilled in the autumn of 2002. 
Siste brønn i Tyrihans ble boret høsten 2002, med positivt resultat.
A 7.9 per cent holding in the Tyrihans field on the Halten Bank in the Norwegian Sea has been sold by Statoil to Norsk Agip. 
Statoil har solgt 7,9 prosent av sine rettigheter i Tyrihans-feltet på Haltenbanken til Norsk Agip.
Bids must be submitted by mid-October. 
Svarfristen er satt til midten av oktober.
Invitations to tender for converting Statoil's Gullfaks A and C platforms were recently sent to a number of contractors. 
Anbudsinnbydelsen til ombygginger på plattformene Gullfaks A og C ble nylig sendt ut til en rekke kontraktører.
Statoil is ranked as number 122 among the 500 largest companies in the world. 
Statoil er rangert som nummer 122 blant de 500 største selskapene i verden.
In 2002, the group had a turnover of NOK 244 billion. 
I 2002 omsatte selskapet for 244 milliarder kroner.
Heidrun is still producing at its plateau level of just over 170,000 barrels of oil per day. 
Heidrun produserer fortsatt på platå, det vil si i overkant av 170.000 fat olje i døgnet.
Around 75,000 daily barrels of water accompanies this output. 
Sammen med oljen produseres rundt 75.000 fat vann (12.000 kubikkmeter) per dag.
The new injection facility will be able to handle just over 110,000 barrels of produced water per day when it becomes fully operational on 1 August. 
Det nye anlegget har kapasitet til å injisere vel 110.000 fat vann i døgnet når det er hundre prosent operativt, fra 1. august.
Heidrun in the Norwegian Sea has become the first Statoil field which can handle all produced water without any environmentally-harmful discharges. 
Som første Statoil-opererte felt kan Heidrun nå håndtere alt produsert vann uten miljøskadelige utslipp.
Achieved by acquiring Norske Skogindustrier’s shares in addition to the group’s existing 50 per cent holding, this move forms part of Statoil’s commitment to renewable energy. 
Oppkjøpet er en del av Statoils satsing på fornybar energi.
The pellets plant, which already ranks as the leading Norwegian producer of this renewable energy form, is to double its capacity to an annual output of 16-20,000 tonnes from 2004. 
Fra 2004 forventes det at årlig produksjon blir fra 16 til 20.000 tonn trepellet.
Norsk Trepellets will be investing NOK 9.5 million in the expansion, which includes a new raw materials reception facility, pellet press and silo for finished products. 
Norsk Trepellets investerer nå 9,5 millioner kroner for å utvide produksjonskapasiteten.
We expect demand for this product to increase.” 
"Vi forventer at etterspørselen etter pellet vil øke framover."
Norsk Trepellets was established in 2000 as a 50-50 venture between Statoil Norge and Norske Skogindustrier. 
Norsk Trepellets ble etablert i 2000 av Norske Skogindustrier og Statoil Norge med 50 prosent hver.
Norsk Trepellets, the wood pellet manufacturer located at Brumunddal north of Oslo, has become a wholly-owned subsidiary of Statoil Norge. 
Statoil Norge har kjøpt opp Norske Skogindustriers aksjeandel i Norsk Trepellets i Brumunddal, og blir nå eneeier.
The Troll field in the North Sea accounts for around 35 per cent of the gas delivered from the Norwegian continental shelf. 
Nordsjøfeltet Troll står for rundt 35 prosent av gassleveransene fra norsk sokkel.
As the gas is produced, the pressure in the reservoir drops. 
Etterhvert som gassen produseres, synker trykket i reservoaret.
From 2005 or 2006 the compressor capacity will have to be increased to counteract this pressure drop. 
Fra 2005 eller 2006 må kompressorkapasiteten økes for å motvirke trykkfallet.
Initially, two new compressors are planned, but gradually it will be necessary to double these to four. 
I første omgang er det planlagt to nye kompressorer, men det blir etterhvert nødvendig å doble til fire.
The operator Statoil has, together with the partners, evaluated two alternatives – electric power from land to the Troll A platform, and power generated by the field’s own gas. 
Operatøren Statoil har sammen partnerne vurdert to alternativer – elektrisk strøm fra land til Troll A-plattformen og kraftproduksjon basert på feltets egen gass.
Electricity from land is regarded as the best solution based on financial and environmental considerations. 
Elektrisitet fra land vurderes som den beste løsningen ut fra økonomiske og miljømessige forhold.
The solution is a continuation of the current form of operation. 
Løsningen er en videreføring av dagens driftsform.
Troll A is the only platform on the Norwegian continental shelf that is operated by electric power. 
Troll A er den eneste plattformen på norsk sokkel som drives med elektrisk kraft.
Continued use of electricity is considered to be the most environmentally friendly, since it is difficult to exploit the gas energy efficiently from the platform. 
Fortsatt bruk av strøm anses som mest miljøvennlig, siden det er vanskelig å utnytte gassenergien effektivt på plattformen.
Moreover, using electricity does not cause emissions of carbon dioxide or nitrogen oxides from the platform. 
Strømløsningen gir dessuten ingen utslipp av karbondikosid og nitrogenoksider fra plattformen.
Total investments are estimated at NOK 3 billion. 
Samlede investeringer anslås til tre milliarder kroner.
The impact analysis has been sent for comments. 
Program for konsekvensutredningen er sendt på høring.
The plan for development and operation (PDO) will be submitted to the Ministry of Petroleum and Energy at the end of this year. 
Plan for utbygging og drift oversendes Olje- og energidepartementet mot slutten av året.
Electricity from land will be the energy source when compressor capacity on the Troll field is increased to counteract the pressure drop in the reservoir. 
Strøm fra land blir energikilden når kompressorkapasiteten på Troll-feltet om få år skal bedres for å motvirke trykkfall i reservoaret.
Sigurd Geir Amland, currently operations vice president for Troll Gas, will now also be responsible for Kvitebjørn. 
Sigurd Geir Amland, som i dag er driftsdirektør i Troll, får nå også ansvar for driften av Kvitebjørn.
He says that a good integration job has been done in advance of the unification, together with the Kvitebjørn project team. 
Han sier det er gjort en god integreringsjobb i forkant i samarbeid med Kvitebjørns prosjektorganisasjon.
The first big challenge will be production drilling, which begins in August. 
Første store utfordring blir boreoperasjonene som tar til i august.
"We're pleased that a decision has now been reached, and that we can live with this solution," says Statoil executive vice president Terje Vareberg. 
"Vi er tilfreds med at det nå er truffet en beslutning, og at dette er en løsning som vi kan leve med," sier konserndirektør Terje Vareberg.
Preliminary plans call for well 6608/10-10 to be drilled to a total depth of 2,800 metres. 
Brønn 6608/10-10 skal i følge foreløpig plan bores til en total dybde på 2800 meter.
In addition to Statoil with 40,455 per cent, the partners in PL 128 are Norsk Hydro with 13.500 per cent, Norsk Agip 11,500 per cent, Shell/Enterprise 10 per cent and Petoro 24,545 per cent. 
Rettighetshavere i produksjonslisens 128 er operatøren Statoil med 40,455 prosent, Petoro 24,545, Norsk Hydro 13,500, Norsk Agip 11,500 og Shell/Enterprise 10,000 prosent.
A wildcat has been spudded on Statoil’s Gråspett oil prospect in the Norwegian Sea, and should take about a month to complete. 
Statoil har startet en leteboring på oljeprospektet Gråspett i Norskehavet.
The well was drilled south-west of the western Norwegian city of Florø at a sea depth of 370 meters. 
Letebrønnen ble boret sørvest for Florø på 370 meters havdyp.
It was drilled to a total depth of 3,803 meters below the sea’s surface into rock from the Mid-Jurassic period. 
Det ble boret til et totalt dyp på 3803 meter under havoverflaten til bergarter av midt-jura alder.
The well showed traces of hydrocarbons in rock from the Upper Jurassic period, which was the primary goal of the drilling operation, but the find is considered non-commercial. 
Brønnen påviste spor av hydrokarboner i bergarter av øvre jura alder som var primærmålet for boringen, men funnet vurderes som ikke kommersielt.
The well results are presently being evaluated by Hydro. 
Brønnresultatene evalueres nå av Hydro.
The drill rig Deepsea Delta has concluded drilling, plugged the well and is now proceeding to the Hydro-operated Tune field to do well intervention and completion work. 
Boreriggen Deepsea Delta har avsluttet boringen, plugget brønnen og skal nå videre til det Hydro-opererte Tune-feltet for brønnintervensjon og kompletteringsarbeider.
Hydro owns a 40 percent stake in PL 195, followed by Petoro with 35 percent and RWE DEA at 25 percent. 
Hydro har en eierandel på 40 prosent i den aktuelle lisens PL 195, mens Petoro har 35 prosent og RWE Dea har 25 prosent.
As operator of exploration and production license 195 in the North Sea, Hydro has concluded drilling exploration well 35/8-5 S in the so-called J10 prospect. 
Som operatør for utvinningstillatelse 195 i Nordsjøen har Hydro avsluttet boringen av undersøkelsesbrønnen 35/8-5 S i det såkalte J10-prospektet.
"The quarterly results confirm that the positive operational trend continues in all of Hydro's core areas," says President and CEO Eivind Reiten. 
Resultatet for andre kvartal bekrefter en fortsatt god driftsmessig utvikling i Hydros tre kjerneområder, sier generaldirektør Eivind Reiten.
Operating income in the second quarter was NOK 4,619 million, a decline of 9 percent compared with 2002. 
Driftsresultatet i andre kvartal utgjorde 4.619 millioner kroner, en nedgang på 9 prosent i forhold til 2002.
Income before cumulative effect of change in accounting principal for the first half of the year was NOK 4,525 million (NOK 17.50 per share), compared with NOK 4,972 million (NOK 19.30 per share) in the corresponding period of the previous year. 
Første halvår har gitt et resultat etter skatt, men før endring i regnskapsprinsipper på 4.525 millioner kroner (17,50 kroner per aksje), mot 4.972 millioner kroner (19,30 kroner per aksje) i tilsvarende periode i fjor.
Greater priority to profitability than growth 
Heller lønnsomhet enn vekst
"The quarterly results confirm that the positive operational trend continues in all of Hydro’s core areas," says President and CEO Eivind Reiten. 
– Kvartalsresultatet bekrefter en fortsatt god driftsmessig utvikling i alle Hydros tre kjerneområder, konstaterer generaldirektør Eivind Reiten.
"Oil and gas production and significant expansion projects are proceeding according to schedule. 
– Olje- og gassproduksjonen og viktige utbyggingsprosjekter utvikler seg i henhold til plan.
Within Aluminium it is encouraging to note that total costs in connection with our extensive improvement programs are lower than previously estimated and are proceeding according to plan. 
Innenfor aluminium er det gledelig å se at forbedringsprogrammene er i rute, og at utgiftene knyttet til disse er lavere enn tidligere antatt.
The aluminum market continues to be demanding and we do not expect any help from the market for the remainder of this year. 
Aluminiummarkedet er fortsatt krevende, og vi baserer oss ikke på særlig hjelp fra markedene i inneværende år.
Profitability continues to be given greater priority than growth. 
Lønnsomhet prioriteres fortsatt høyere enn vekst, understreker han.
"The preparations to establish Agri as an independent listed company are well underway and we are aiming to introduce Agri on the Oslo Stock Exchange in the course of the first half of 2004. 
– Forberedelsene til etablering av landbruksvirksomheten som eget, børsnotert selskap er godt i gang, og vi tar sikte på notering av Agri på Oslo Børs i løpet av første halvår 2004.
The Hydro group will thereafter concentrate entirely on developing Oil and Energy and Aluminium," he adds. 
Hydro-konsernet vil etter dette konsentrere seg fullt ut om utvikling av Olje og Energi og Aluminium, sier Reiten.
In the quarter Hydro achieved an average oil and gas production of 484,000 barrels of oil equivalent per day (boed), a level similar to that of the second quarter last year. 
Hydro oppnådde i kvartalet en gjennomsnittlig olje- og gassproduksjon på 484.000 fat oljeekvivalenter per dag, som er på samme nivå som andre kvartal i fjor.
Oil prices have been high, averaging USD 25.5 per barrel, though lower than in the second quarter of last year when measured in Norwegian kroner. 
Oljeprisene har vært gode, gjennomsnittlig 25,5 US-dollar per fat, men lavere enn i andre kvartal i fjor målt i norske kroner.
Exploration activity has been lower than in the previous year. 
Utforskingsaktiviteten har vært lavere enn i fjor.
Hydro is still favorably positioned to reach an average oil and gas production of 510,000 boed for the year. 
Hydro ligger fortsatt godt an til å nå målet for olje- og gassproduksjon for året på 510.000 fat oljeekvivalenter per dag.
The improvement programs being carried out in Hydro’s aluminium business are developing in a positive manner, while estimated expenses linked to these measures have been adjusted downwards by NOK 170 million. 
Forbedringsprogrammene i Hydros aluminiumvirksomhet viser en god utvikling, og forventede utgifter knyttet til disse forbedringstiltakene er nedjustert med 170 millioner kroner.
Market conditions remain demanding, especially for the extrusion and automotive area. 
Markedsforholdene er fremdeles krevende, spesielt innenfor ekstrudering og leveranser til bilindustrien.
The business area has made significant investments in order to further improve its relative cost position in primary production, including projects at Sunndal in Norway and Alouette in Canada, and has recently signed a long-term alumina agreement with Comalco. 
Virksomheten har gjort viktige investeringer for fortsatt å forbedre sin relative kostnadsposisjon innenfor primærproduksjon, blant annet i Sunndal og Alouette i Canada, og har nylig inngått en langsiktig alumina-avtale med Comalco.
Agri goes public 
Agri til børsen
Hydro Agri is delivering good results in a market characterized by buoyant prices for nitrogen fertilizer. 
Hydro Agri leverer gode resultater i et marked preget av høye priser for nitrogengjødsel.
However, high energy costs and a weaker US dollar against the Nowegian kroner and Euro countered the effect of the positive price trend. 
Høye energikostnader og svakere US-dollar i forhold til norske kroner og euro, bidro imidlertid til å motvirke effekten av en positiv prisutvikling.
Agri further strengthened its market positions in Europe and Latin America, and is well equipped to meet the new fertilizer season in Europe. 
Agri styrket sine markedsposisjoner ytterligere i Europa og Latin-Amerika, og står godt rustet for den nye gjødselsesongen i Europa.
Norsk Hydro’s Board of Directors decided in June to begin preparations for establishing Hydro Agri as an independent listed company with its headquarters in Oslo, Norway. 
Norsk Hydros styre vedtok i juni å starte forberedelser med sikte på å etablere Hydro Agri som et eget børsnotert selskap med hovedkontor i Oslo.
The process of combining the operations that currently comprise the Hydro Agri business area into a separate, new company structure has been initiated. 
Arbeidet er innledet med å samle de virksomheter som i dag inngår i forretningsområdet Hydro Agri, i en ny separat selskapsstruktur.
Because of its market positions, production plants, as well as commercial and technical expertise in the industry, the new company will assume a leading position within the global fertilizer industry. 
Med sine markedsposisjoner, produksjonsanlegg og sin kommersielle og teknologiske bransjekompetanse vil det nye selskapet innta en ledende posisjon innenfor den globale gjødselindustrien.
Different options regarding the spin-off and listing of the new company are being considered. 
Alternative løsninger for gjennomføring av utskillelse og børsnotering av det nye selskap er under vurdering.
The preparations for stock exchange introduction are being given a high priority, and the process is expected to be completed in the course of the first half of 2004. 
Arbeidet med børsnoteringen er høyt prioritert, og prosessen forventes gjennomført i løpet av første halvår 2004.
Taxes, investments, cash flow 
Avsetninger, investeringer og kontantstrøm
The provision for current and deferred taxes for the first half-year of NOK 5,262 million, represents approximately 54 percent of income before tax. 
I første halvår er det gjort avsetning til skatt på 5.262 millioner kroner, tilsvarende 54 prosent av resultat før skatt.
The tax provision has been influenced by amendments to the Norwegian tax regulations relating to the future costs of removing oil and gas installations from the Norwegian continental shelf after production has ceased. 
Skattekostnaden er sterkt påvirket av virkningene av endringer i skattereglene for fremtidige kostnader til fjerning av olje- og gassinstallasjoner på norsk sokkel etter fullført produksjon.
Because of this amendment, other income includes a non-cash negative non-recurring effect of NOK 2,207 million, while the tax provision includes a positive non-recurring effect of NOK 2,380 million. 
Som følge av denne skatteendringen, inkluderer skattekostnaden en positiv engangseffekt på 2.380 millioner kroner.