natgillin/translations-raw huggingface dataset:
R&M will emphasise training and use of local labour under the contract, and has among other things signed a collaboration agreement with the local company Hammerfest Maritime Service (HMS). 
R&M vil satse på opplæring og bruk av lokal arbeidskraft under kontrakten, og har blant annet inngått en samarbeidsavtale med det lokale firmaet Hammerfest Maritime Service (HMS).
Snøhvit is the first development in the Norwegian sector of the Barents Sea and the first LNG (liquefied natural gas) plan in Europe. 
Snøhvit er første utbygging i norsk del av Barentshavet og det første anlegget for LNG (flytende naturgass) i Europa.
Unprocessed well stream from the subsea installations on the field will be brought to Hammerfest LNG for processing and shipment when the plant comes on stream in 2007. 
Fra havbunnsinstallasjonene ute på feltet skal ubehandlet brønnstrøm føres inn til Hammerfest LNG for prosessering og utskipning når anlegget kommer i drift i 2007.
Statoil is operator for the development and operation of Snøhvit. 
Statoil er operatør for utbygging og drift av Snøhvit.
Statoil has, on behalf of the partners in the Snøhvit licence, awarded the contract for insulation, scaffolding and surface treatment (ISO) of the onshore plant Hammerfest LNG in the operating phase to Rheinhold & Mahla Industrier as. 
Statoil har på vegne av partnerne i Snøhvit-lisensen tildelt Rheinhold & Mahla Industrier as kontrakten på isolering, stillas og overflatebehandling (ISO) av landanlegget Hammerfest LNG i driftsfasen.
The contracts have a total value of NOK 3.6 billion. 
Avtalene har en samlet verdi på 3,6 milliarder kroner.
Aker Kværner Offshore Partner’s maintenance and modification contract for the Tampen area in the North Sea is thus extended. 
Aker Kværner Offshore Partner får forlenget vedlikeholds- og modifikasjonskontrakten for alle plattformene på Tampen-området i Nordsjøen.
The contract is worth NOK 2 billion. 
Avtalen har en verdi på 2 milliarder kroner.
Also Vetco Aibel’s contract for the Troll/Sleipner area in the North Sea and the process plant at Kollsnes in Western Norway is extended. 
Vetco Aibel får forlenget avtalen for Troll/Sleipner-området i Nordsjøen og prosessanlegget på Kollsnes i Hordaland.
The value of the contract is some NOK 800 million. 
Kontrakten er verd om lag 800 millioner kroner.
Aker Reinertsen will maintain the responsibility for maintenance and modification in the Halten/Nordland area of the Norwegian Sea. 
I Halten/Nordland-området i Norskehavet skal Aker Reinertsen fortsatt ha ansvaret for vedlikehold og modifikasjoner.
Also this contract is worth about NOK 800 million. 
Denne kontrakten er også verd om lag 800 millioner kroner.
”Good and close collaboration with the maintenance and modification suppliers is of great importance to Statoil. 
– Et godt og tett samarbeid med leverandører innenfor vedlikehold og modifikasjon er av stor betydning for Statoil.
The three suppliers have performed well with regard to efficiency and safety,” says Terje Overvik, executive vice president, Exploration & Production Norway. 
Vi har gode erfaringer med de tre leverandørene med hensyn til effektivitet, og sikkerhet, sier Terje Overvik, konserdirektør for forretningsområdet Undersøkelse og produksjon Norge.
The maintenance and modification contracts will initially last until the end of February 2007, with an option for three additional 2-year periods. 
Kontraktene for vedlikehold og modifikasjon varer i utgangspunktet til slutten av februar 2007.
Statoil has extended three contracts for maintenance and modification on platforms operated by the group on the Norwegian continental shelf. 
Statoil forlenger tre kontrakter for vedlikehold og modifikasjon på plattformer selskapet opererer på norsk sokkel.
This new data point will be an important contribution in the efforts to find more oil and gas in the region,” say Kjersti Seim, exploration manager for the Norwegian Sea deep-sea area. 
Dette nye datapunktet vil være et viktig bidrag i arbeidet med å påvise mer olje og gass i området, sier Kjersti Seim, som er letesjef Norskehavet dypvann.
The well was drilled to a total depth of 4095 metres below sea level. 
Brønnen ble boret til et totalt dyp på 4095 meter under havoverflaten.
The drilling rig Eirik Raude performed the drilling in 1720 metres of water. 
Boreriggen Eirik Raude utførte boringen på 1720 meter vanndyp.
The purpose was to examine the potential for oil and gas in possible sandstones from the Cretaceous period in the Edvarda prospect. 
Hensikten var å undersøke potensialet for olje og gass i mulige sandsteiner av kritt alder i Edvarda-prospektet.
Edvarda is located some 100 kilometres north-west of the gas field Ormen Lange in the southern part of the Norwegian Sea, some 230 kilometres northwest of Kristiansund. 
Edvarda ligger rundt 100 kilometer nordvest for gassfeltet Ormen Lange i den sørlige delen av Norskehavet, om lag 230 kilometer nordvest av Kristiansund.
Statoil is operator for production licence 322, with an interest of 90%., whereas 10% is owned by Shell. 
Statoil er operatør for utvinningstillatelse 322, med en andel på 90 prosent.
Alf Morten Sirevaag has been nominated for this year's ONS award for health, safety and environment for his work on the lifeboat project. 
Alf Morten Sirevaag er nominert til årets ONS-pris for helse, miljø og sikkerhet for arbeidet med livbåtprosjektet.
(Photo: Øyvind Hagen) The lifeboat project was initiated after weaknesses were discovered last year on six free-fall lifeboats on the Kristin platform in the Norwegian Sea and the Veslefrikk B platform in the North Sea. 
Foto: Øyvind Hagen Livbåtprosjektet ble satt i gang etter at det i fjor ble oppdaget svakheter på seks frittfall-båter på Kristin-plattformen i Norskehavet og Veslefrikk B-plattformen i Nordsjøen.
The boats sustained superstructure damage during testing. 
Båtene fikk skader på overbygget under testing.
Alf Morten Sirevaag, senior engineer in Statoil, has headed the lifeboat project. 
Alf Morten Sirevaag, overingeniør i Statoil, har ledet livbåtprosjektet.
”The current international standard is too general," Mr Sirevaag says. 
– Dagens internasjonale standard er for generell.
"The past year’s pioneering work is expected to drive a new standard. 
Nybrottsarbeidet det siste året vil trolig tvinge fram en ny standard.
Neither the buyers, nor the sellers, have been aware of the dynamics of the forces exerted during a free fall. 
Verken kjøpere eller selgere har vært klar over dynamikken i de krefter som påføres under stup.
Weaknesses have been discovered on several boat types.” 
Flere båttyper har hatt svakheter, sier Sirevaag.
The original purpose of the project was to analyse the skid-launched lifeboats with weaknesses on Veslefrikk B and Kristin. 
Prosjektets opprinnelige formål var å analysere sliskelivbåtene med svakheter på Veslefrikk B og Kristin.
The project was later extended. 
Siden er det blitt utvidet.
All of the 14 types of free-fall boats used on the Norwegian continental shelf have been tested in the past year. 
Det siste året har alle de 14 typer av frittfall-båter som benyttes på norsk sokkel blitt testet.
Both model testing and physical full-scale testing have been performed. 
Det er både utført modelltesting og fysisk fullskalatesting.
Almost 5000 tests, both in calm waters and under different wave conditions, have been performed at Marintek in Trondheim. 
Nærmere 5000 tester, både i stille vann og under ulike bølgeforhold, er gjennomført ved Marintek i Trondheim.
Pending a new international standard the oil industry now tightens up its own requirements. 
I påvente av ny internasjonal standard skjerper oljeindustrien egne krav.
”Based on knowledge gained through the project we have now established much stricter requirements for new lifeboat purchases,” Mr Sirevaag says. 
– Erfaringene fra prosjektet gjør at vi nå stiller langt strengere krav ved innkjøp av livbåter.
”New specifications will be developed.” 
Nye spesifikasjoner vil bli utarbeidet, sier Sirevaag.
After weaknesses in one boat type from the producer Umoe Schat-Harding was discovered last year, it was soon established that another boat from the same producer had similar superstructure weaknesses. 
Etter at det ble oppdaget svakheter ved én båttype fra produsenten Umoe Schat-Harding i fjor, ble det raskt konstatert at enda en båt fra samme produsent hadde lignende svakheter i overbygget.
”We notified all users of this lifeboat, and last autumn the Norwegian Oil Industry Association (OLF) got involved in the project. 
– Vi varslet alle som bruker denne livbåten, og i fjor høst knyttet Oljeindustriens Landsforening (OLF) seg til prosjektet.
Also a network of operators and drilling companies take part,” says Mr Sirevaag, who has been nominated for the this year’s health, safety and environment award granted by the Petroleum Safety Authority Norway and Offshore Northern Seas (ONS) 2006. 
Også et nettverk av operatører og boreselskaper deltar, sier Sirevaag, som på grunn av sitt omfattende arbeid er nominert til årets helse-, miljø- og sikkerhetspris i regi av Petroleumstilsynet og ONS 2006.
Tests have also revealed a slight risk of compression of the roofs and walls in certain lifeboats from the producer NorSafe. 
Tester har også avdekket mindre risiko for inntrykking av tak og vegger på enkelte livbåter fra produsenten NorSafe.
Teams on five platforms have been involved in reinforcement work on 56 lifeboats since June. 
Siden midten av juni har fem arbeidslag jobbet på fem plattformer for å forsterke overbygget på 56 livbåter, så langt er 25 ferdigstilt.
25 have been completed so far, and all boats with weaknesses will be reinforced by 1 October. 
Innen 1. oktober skal alle båter med svakheter være forsterket.
There are a total of 211 free-fall lifeboats on the Norwegian continental shelf, half of which are located on Statoil-operated installations. 
Det finnes totalt 211 frittfallbåter på norsk sokkel, halvparten av disse er på Statoil-opererte installasjoner.
Pioneering work by Statoil and the Norwegian Oil Industry Association (OLF) may drive a new international lifeboat standard. 
Nybrottsarbeid i Statoil og Oljeindustriens Landsforening kan bidra til å få fram en ny internasjonal standard for livbåter.
This means improved safety and reduced emissions. 
Det betyr bedre sikkerhet og reduserte utslipp.
The system will be delivered in March 2007. 
Systemet skal leveres i mars 2007.
The technology makes it possible both to see and quantify invisible gas leaks and is supplementary to the other gas detection systems at Kårstø. 
GVS-teknologien gjør det mulig både å se og kvantifisere usynlige gasslekkasjer, og kommer i tillegg til de andre detekteringssystemene på Kårstø.
GVS consists of several camera lenses that are connected to a data processing unit where images and information can be displayed on-screen and analysed. 
GVS består av flere kameralinser som knyttes opp mot en databehandlingsenhet, hvor bilder og informasjon kan hentes fram på skjerm og analyseres.
In the long term the system will be connected to the fire and gas warning systems at the plant. 
På sikt skal systemet knyttes opp mot brann- og gassvarslingssystemene på anlegget.
If the cameras locate a leak, they trigger video recording as well as the gas alarm. 
Dersom kameraene oppdager en lekkasje, starter de opptak samtidig som de starter gassalarmen.
The size of the leak and its location is shown in a normal picture on a computer monitor where the operator can choose to see still images or video. 
Lekkasjens størrelse og hvor den er lokalisert vises i et helt vanlig bilde på en dataskjerm, der operatøren kan velge å se det som enkeltbilde eller film.
“Proving the presence of the gas cloud and its scale at an early stage allows for increased safety in an emergency response situation where we need to send in trained personnel to reduce the scale of the damage,” says Ms Hagland. 
– Påvisning av gasskyen og omfanget av den på et tidlig stadium, gir økt sikkerhet i beredskapssituasjoner hvor vi må sende inn innsatspersonell for å redusere skadeomfanget, sier Hagland.
Statoil’s wholly-owned subsidiary Statoil Innovation has the share majority in GasOptics. 
Statoils heleide datterselskap Statoil Innovation har aksjemajoriteten i GasOptics.
With the help of infrared cameras and advanced electronics, the gas processing plant at Kårstø will uncover leaks. 
Ved hjelp av infrarøde kameraer og avansert elektronikk skal gassprosesseringsanlegget på Kårstø avdekke lekkasjer.
In the first six months of 2006, net income was NOK 20.0 billion compared to NOK 13.5 billion in the first six months of 2005. 
Resultatet for første halvår 2006 var 20,0 milliarder kroner, sammenlignet med 13,5 milliarder kroner i første halvår 2005.
"The second quarter is characterised by continued high earnings mainly driven by strong oil markets. 
– Andre kvartal karakteriseres av fortsatt høy inntjening hovedsakelig drevet av sterke oljemarkeder.
Industrially we have delivered important milestones in our international business, a high level of exploration activity and a strong downstream performance," says chief executive Helge Lund. 
Vi har levert viktige industrielle milepæler internasjonalt, gjennomført høy leteaktivitet og oppnådd sterke nedstrømsresultater, sier konsernsjef Helge Lund.
"I am pleased that we're continuing to report high earnings in a competitive market,” says Mr Lund. 
– Jeg er tilfreds med at Statoil viser fortsatt høy inntjening til tross for midlertidig lavere produksjon på norsk sokkel dette kvartalet.
"It's also encouraging to see that we're making progress towards our goal for health, safety and environmental indicators. 
Samtidig er det gledelig å se fremgangen i våre HMS-indikatorer.
The frequency of serious incidents has been halved since 2001.” 
Siden 2001 har frekvensen av alvorlige hendelser blitt halvert, sier Lund.
The 44% increase in net income from the second quarter of 2005 to the second quarter of 2006 was mainly due to: 
Resultatøkningen på 44 prosent fra andre kvartal 2005 til andre kvartal 2006 var hovedsakelig knyttet til:
• A 33% increase in the average realised oil price measured in NOK 
• 33 prosent økning i gjennomsnittlig realiserte oljepriser målt i norske kroner
• A 34% increase in natural gas prices measured in NOK 
• 34 prosent økning i gasspriser målt i norske kroner
• Improved downstream results; and 
• Forbedret nedstrømsresultat
• Increased contribution from net financial items. 
• Økt bidrag fra netto finansposter
The increase in income was partly offset by a 3% decrease in oil and gas liftings. 
Den økte inntekten ble delvis motvirket av en reduksjon i løfting av olje og gass på 3 prosent.
Strong return on average capital employed after tax Return on average capital employed after tax (ROACE) (1) for the 12 months ended 30 June 2006 was 30.4%, compared to 25.5% for the 12 months ended 30 June 2005. 
Høy avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE)* for de siste 12 månedene var 30,4 prosent ved utgangen av andre kvartal 2006, sammenlignet med 25,5 prosent ved utgangen av andre kvartal 2005.
This increase was mainly due to higher oil and gas prices, improved downstream results, as well as an increase in lifting of oil and gas in the period. 
Økningen skyldes i hovedsak økte olje- og gasspriser, forbedret nedstrømsresultat i tillegg til en økning i olje- og gassløftingen i perioden.
ROACE is defined as a non-GAAP financial measure*. 
ROACE er definert som et "non-GAAP" finansielt måltall*.
Higher earnings per share In the second quarter of 2006, earnings per share were NOK 4.50 (USD 0.72) compared to NOK 3.12 (USD 0.48) in the second quarter of 2005. 
Økt inntjening per aksje I andre kvartal 2006 var resultat per aksje 4,50 kroner, sammenlignet med 3,12 kroner i andre kvartal 2005.
For the first six months of 2006, earnings per share were NOK 9.24 (USD 1.49), compared to NOK 6.24 (USD 0.95) for the same period in 2005. 
For de seks første månedene av 2006 var resultat per aksje 9,24 kroner, sammenlignet med 6,24 kroner i samme periode 2005.
Increased income before financial items, income taxes and minority interest Income before financial items, income taxes and minority interest in the second quarter of 2006 was NOK 29.8 billion compared to NOK 21.9 billion in the second quarter of 2005. 
Økt resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser var 29,8 milliarder kroner i andre kvartal 2006, sammenlignet med 21,9 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
The increase was mainly due to a 33% increase in the average oil price and a 34% increase in gas prices, both measured in NOK, as well as an increase in downstream results of NOK 1.2 billion and an increase in other income of NOK 0.6 billion related to sales and exchanges of assets. 
Økningen var hovedsakelig knyttet til en 33 prosent økning i gjennomsnittlig oljepris og en 34 prosent økning i gassprisen, begge målt i norske kroner, i tillegg til en økning i nedstrømsresultatet på 1,2 milliarder kroner og en økning på 0,6 milliarder kroner i andre inntekter knyttet til salg og bytte av eiendeler.
The increase in income before financial items, income taxes and minority interest was partly offset by a decrease in oil and gas liftings of 3%. 
Økningen i resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser ble delvis motvirket av en reduksjon i olje- og gassløftingen på 3 prosent.
In the first half of 2006, income before financial items, income taxes and minority interest was NOK 60.8 billion compared to NOK 43.4 billion in the first half of 2005. 
I første halvår 2006 var resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser 60,8 milliarder kroner, sammenlignet med 43,4 milliarder kroner i første halvår 2005.
The increases in both the second quarter and first half of 2006 were partly offset by an increase in expenses compared to the same periods in 2005, mainly due to higher activity. 
Kostnadene økte i både andre kvartal og i første halvår 2006 sammenlignet med samme perioder i 2005, hovedsakelig på grunn av økt aktivitet.
First half 
Hittil i år
105,295 
105 295
93,061 
93 061
13% 
13%
213,692 
213 692
175,709 
175 709
22% 
22%
(57%) 
-57%
223 
223
(70%) 
-70%
1654% 
1654%
106,073 
106 073
93,408 
93 408
215,090 
215 090
176,530 
176 530
57,385 
57 385
121,521 
121 521
105,393 
105 393
7,990 
7 990
7,092 
7 092
1,762 
1 762
1,684 
1 684
3,885 
3 885
3,118 
3 118
4,994 
4 994
4,501 
4 501
10,385 
10 385
8,972 
8 972
1,167 
1 167
36% 
36%
2,233 
2 233
61% 
61%
76,292 
76 292
71,523 
71 523
154,332 
154 332
133,157 
133 157
29,781 
29 781
21,885 
21 885
60,758 
60 758
43,373 
43 373
265% 
265%
32,348 
32 348
21,066 
21 066
54% 
54%
64,958 
64 958
40,823 
40 823
59% 
59%
(14,112) 
-14 112
58% 
58%
(44,532) 
-44 532
(26,946) 
-26 946
65% 
-65%
(280) 
-280
37% 
37%
(414) 
-414
17% 
-17%
20,012 
20 012
Income before financial items, income taxes and minority interest for the 
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser
segments 
for segmentene
21,620 
21 620
44,870 
44 870
33,578 
33 578
2,992 
2 992
6,510 
6 510
3,863 
3 863
69% 
69%
2,390 
2 390
114% 
114%
5,745 
5 745
115% 
115%
2,766 
2 766
1,575 
1 575
3,993 
3 993
3,512 
3 512
109% 
109%
(360) 
-360
(43%) 
-43%
2,165, 208,287 
2 165 208 287
2,165, 262,582 
2 165 262 582
2,165, 740,054 
2 165 740 054
Earnings per share 
Resultat per aksje (kroner)
4.50 
4,50
30.4% 
30,4%
25.5% 
25,5%
16.8 
16,8
(18%) 
-18%
(50%) 
-50%
(28%) 
-28%
68.5 
68,5
64.5 
64,5
6.23 
6,23
(3%) 
-3%
1.91 
1,91
1,076 
/ dag)*
1,128 
1 076
1,156 
1 156
1,158 
1 158
1,168 
1 168
Production cost (NOK/boe, last 12 months) 
Produksjonskostnad (NOK per fat o.e., siste 12 mnd.)
24.2 
24,2
21.4 
21,4
Based on an oil price of USD 60 per barrel in 2006 Statoil's oil and gas production is expected to be in the range of 1,175,000-1,200,000 boe per day in 2006. 
Basert på en oljepris på 60 USD per fat i 2006 forventes Statoils olje og gassproduksjon å være i området 1 175 000-1 200 000 fat o.e. per dag i 2006.
Statoil's oil and gas production target for 2007 is based on an average oil price of 30 USD per barrel (bbl) in the period 2005-2007. 
Statoils 2007-mål for olje- og gassproduksjon er basert på en oljepris på 30 USD per fat i perioden 2005-2007.
Based on the actual oil and gas prices, the group's estimated average reduction in entitlement production under PSAs for the first six months of 2006 was 19,000 boe per day*. 
Oppnådde olje- og gasspriser i perioden ga selskapets et estimert bortfall av egenproduksjon fra internasjonale felt under PSA for de seks første månedene av 2006 på gjennomsnittlig 19 000 fat o.e. per dag.*
Total oil and gas liftings in the second quarter of 2006 were 1,104,000 boe per day, compared to 1,142,000 boe per day in the same period of 2005. 
Total olje- og gassløfting i andre kvartal 2006 var 1 104 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 142 000 fat o.e. per dag i andre kvartal 2005.
This is equivalent to an overlift of 28,000 boe per day in the second quarter of 2006. 
Dette tilsvarer et overløft i andre kvartal 2006 på 28 000 fat o.e. per dag.
In the first half of 2006, total oil and gas liftings were 1,168,000 boe per day compared to 1,165,000 boe per day in the corresponding period of 2005. 
I første halvår 2006 var total olje- og gassløfting 1 168 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 165 000 fat o.e. per dag i tilsvarende periode i 2005.
Increased exploration activity Exploration expenditure in the second quarter of 2006 was NOK 1.9 billion, compared to NOK 1.3 billion in the second quarter of 2005. 
Økt leteaktivitet Undersøkelsesutgiftene i andre kvartal 2006 var 1,9 milliarder kroner, sammenlignet med 1,3 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
In the first half of 2006 the exploration expenditure was NOK 3.5 billion, compared to NOK 2.0 billion in the first half of 2005. 
I første halvår 2006 var undersøkelsesutgiftene 3,5 milliarder kroner, sammenlignet med 2,0 milliarder kroner i første halvår 2005.
The increase in exploration expenditure was mainly due to higher activity and generally more expensive wells. 
Økningen skyldtes hovedsakelig økt leteaktivitet og generelt mer kostbare brønner.
Exploration expenses in the second quarter of 2006 amounted to NOK 1.2 billion, compared to NOK 0.9 billion in the second quarter of 2005. 
Undersøkelseskostnadene i andre kvartal 2006 var 1,2 milliarder kroner, sammenlignet med 0,9 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
The increase in exploration expenses of NOK 0.3 billion is mainly due to increased exploration activity. 
Økningen i undersøkelseskostnad på 0,3 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til økt leteaktivitet.
1,857 
1 857
74% 
74%
(796) 
-796
(51%) 
-51%
(1,459) 
-1 459
(92%) 
-92%
In the first half of 2006 a total of 13 exploration and appraisal wells were completed, five on the NCS and eight internationally. 
I første halvår 2006 ble totalt 13 lete- og avgrensningsbrønner ferdigstilt, fem på norsk sokkel og åtte internasjonalt.
Six of the exploration and appraisal wells resulted in discoveries, of which three at the NCS and three internationally. 
Seks av disse brønnene resulterte i funn, hvorav tre på norsk sokkel og tre internasjonalt.
Production cost per boe was NOK 24.2 for the 12 months ended 30 June 2006, compared to NOK 21.7 for the 12 months ended 30 June 2005*. 
Produksjonskostnaden per fat o.e. for de siste 12 månedene var 24,2 kroner ved utgangen av andre kvartal 2006, sammenlignet med 21,7 kroner ved utgangen av andre kvartal 2005*.
Normalised at a NOK/USD exchange rate of 6.00 and adjusted for the estimated volume reduction due to PSA effects, the production cost for the 12 months ended 30 June 2006 was NOK 23.7 per boe, compared to NOK 21.4 per boe for the 12 months ended 30 June 2005*. 
Normalisert til en NOK/USD valutakurs på 6,00 og justert for en estimert volumreduksjon som følge av PSA-effekter var produksjonskostnaden per fat 23,7 kroner ved utgangen av andre kvartal 2006, sammenlignet med 21,4 kroner ved utgangen av andre kvartal 2005*.
The 2007 target for production cost per boe is based on an average oil price of 30 USD per bbl in the period 2005-2007. 
Vårt 2007-mål for produksjonskostnad per fat er basert på en oljepris på 30 USD per fat i perioden 2005-2007.