natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The conference opened Monday morning, May 1. 
Konferansen åpnet mandag formiddag 1. mai.
That evening, Hydro's President and CEO Eivind Reiten welcomed invited guests at a reception held at The Houston Museum of Natural Science. 
Samme kveld ønsket konsernsjef Eivind Reiten velkommen ved Hydros mottakelse for inviterte gjester.
On Tuesday, May 2, a technical session presented as part of the conference program featured the Grane field, from discovery to production and the transport of heavy oil. 
Tirsdag 2. mai var en teknisk sesjon i konferanseprogrammet viet Grane-feltet i Nordsjøen, fra funn til produksjon og transport av tungolje.
Grane is Hydro’s first heavy oil field, and experiences from the operation are being used in Hydro’s focus on the Chinook field offshore Brazil. 
Grane er Hydros første tungoljefelt, og erfaringer fra dette feltet vil benyttes i selskapets satsing i tungoljefeltet Chinook utenfor Brasil.
On Wednesday, May 3, the head of Hydro's Gulf of Mexico business unit, Helge Hove Haldorsen, presented “Hydro utilizing its core values in deepwater partnerships” during a panel session entitled “Changing dynamics of deepwater ownership.” 
Onsdag 3. mai holdt lederen for Hydros forretningsenhet for Mexicogolfen, Helge Hove Haldorsen, innlegget ”Hydro Utilizing Its Core Values in Deepwater Partnerships” i et panel med tittel “Changing dynamics of deepwater ownership”.
Growing Norwegian participation 
Bred norsk deltakelse
Norwegian participation at the OTC conference and exhibition has now become bigger than ever. 
Den norske deltakelsen på OTC-konferansen i Houston var denne gang større enn noensinne.
In addition to a few companies with their own exhibition stands, some 40 companies were presenting themselves at the joint, 1,000 square meter Norwegian exhibition stand. 
I tillegg til at en håndfull selskaper hadde separate utstillinger, presenterte flere enn 40 bedrifter seg på en norsk fellesstand på over 1.000 kvadratmeter.
Hydro could be visited at stand no. 4255 at the Offshore Technology Conference in Houston 
Hydro kunne besøkes på stand nr.
The conference and exhibition was held in Houston, May 1-4. 
4255 på OTC-messen i Houston 1.-4. mai.
With a complement of roughly 80 people at any given time, the rig has maintained a high level of activity over this period on the Norwegian Sea field. 
I løpet av denne tiden har det vært stor aktivitet på riggen, som til enhver tid har om lag 80 personer om bord.
"It's a bit of a rarity." 
Eilertsen i Åsgard ressursutvikling.
He adds that the good result primarily reflects a good community spirit on the rig, with personnel looking out for each other. 
Han sier at det gode resultatet først og fremst skyldes et godt miljø om bord, hvor folk tar vare på hverandre.
Transocean and Statoil have also devoted much effort to correcting both attitudes and behaviour among crew. 
Transocean og Statoil har dessuten lagt ned mye arbeid i å korrigere både holdninger og adferd blant personalet.
"When something isn't as it should be, it has consequences for those concerned," Mr Eilertsen notes. 
"Hvis ikke ting er som det skal være, får det konsekvenser.
"The important consideration isn't what you say, but what you do." 
Det viktigste er ikke hva man sier, men hva man gjør," presiserer han.
He also praises the commitment of Kyrre Nese, operations vice president for Åsgard, who has been a driving force in safety efforts on the field. 
Eilertsen vil også berømme innsatsen til produksjonsdirektør Kyrre Nese, som har vært en pådriver i sikkerhetsarbeidet.
"This work has a positive effect not only on safety statistics, but also on drilling progress and efficiency." 
"Dette arbeidet slår ikke bare positivt ut på sikkerhetsstatistikken, men også på framdrift og effektivitet i boreprosessen," avslutter Eilertsen.
Together with the three other rigs working on Åsgard - Transocean Winner, Transocean Searcher and Scarabeo 6 - Transocean Arctic has also succeeded in completing roughly 1.5 million working hours over a single year with zero lost-time injuries. 
Sammen med de tre andre Åsgard-riggene Transocean Winner,Transocean Searcher og Scarabeo 6 har de greid å gjennomføre cirka 1,5 millioner arbeidstimer på ett år uten en eneste fraværsskade.
Two years of drilling without lost-time injuries have been completed by Transocean Arctic on Statoil's Åsgard project. 
Boreriggen Transocean Arctic har avsluttet to års arbeid på Åsgard-feltet i Norskehavet uten fraværsskader.
Statoil has a 25.5% interest in the field, which is operated by BP. 
Statoil har en andel på 25,5 prosent i feltet, som opereres av BP.
The platform has a key role in the gas and condensate development in the Caspian off Azerbaijan, according to Thor Viggo Aarrestad, project manager for Statoil. 
Plattformen spiller en nøkkelrolle i gass- og kondensatutbyggingen i Kaspihavet utenfor Aserbajdsjan, opplyser Thor Viggo Aarrestad, prosjektleder for Statoil.
“This is phase I of the development of the field, and successful installation is essential to the successful delivery of first production on 30 September 2006. 
– Dette er fase 1 in utviklingen av feltet, og en vellykket installasjon er en viktig faktor for å rekke produksjonsstart 30. september 2006.
The completion of the installation is on schedule and so far the pipelaying and terminal work has also gone according to plan.” 
Sluttføringen av installasjonen er i rute, og så langt har arbeidet med rørlegging og ilandføringsterminalen også fulgt skjema.
The sections for the TPG500 platform have been built in various places in the world and transported to the Zykh yard in Baku for assembly. 
TPG500-plattformen er bygget i seksjoner ulike steder i verden og transportert til Zykh-verftet i Baku for sammenstilling.
The main structure was built in Singapore in four sections, and the drilling derrick and equipment were constructed in Grimstad, Norway. 
Hovedstrukturen ble bygget i Singapore i fire deler, og boretårnet og boreutstyr ble laget i Grimstad.
Other parts of the platform have been built in Azerbaijan. 
Andre deler av plattformen har blitt bygget i Aserbajdsjan.
The project was sanctioned in February 2003. 
Prosjektet ble sanksjonert i februar 2003.
Shah Deniz is planned to produce some 8.5 billion cubic metres of gas per year and 37,000 barrels of condensate per day. 
Shah Deniz skal etter planen produsere rundt 8,5 milliarder kubikkmeter gass per år og 37.000 fat kondensat per dag.
The gas from the field will mainly be piped through the Sangachal terminal south of Baku and from there to Turkey, but some of the gas will also be sold to Azerbaijan and Georgia. 
Gassen fra feltet skal i hovedsak føres via Sangachal-terminalen sør for Baku og videre til Tyrkia, men noe av gassen skal også selges til Aserbajdsjan og Georgia.
The condensate will be piped to Ceyhan on Turkey's Mediterranean coast. 
Kondensatet skal transporteres i oljerørledning til Ceyhan i Tyrkia ved Middelhavet.
Statoil is commercial operator and responsible for gas sales, contract administration and business development for Shah Deniz. 
Statoil er kommersiell operatør og har ansvar for gassalg, kontraktsadministrasjon og forretningsutvikling for Shah Deniz.
The gas and condensate production platform for the Shah Deniz field in the Caspian Sea off Azerbaijan has now been installed. 
Plattformen som skal produsere gass og kondensat fra Shah Deniz-feltet i Kaspihavet utenfor Aserbajdsjan er på plass.
Named Urano, this discovery succeeds Plutão, Saturno, Marte, Venus, Palas, Ceres, Juno, Astraea and Hebe. 
Funnet, som har fått navnet Urano, etterfølger Plutão, Saturno, Marte, Venus, Palas, Ceres, Juno, Astraea og Hebe.
Urano was drilled to a total depth of 4,578 metres below sea level. 
Urano ble boret til en total dybde på 4578 meter under havoverflaten.
The drilling was performed from the drilling vessel Jack Ryan in 1,938 metres of water. 
Boringen ble utført fra boreskipet Jack Ryan i et vanndyp på 1938 meter.
This is the first discovery in block 31, where the exploration well was drilled through a salt layer to the oil-bearing sandstone reservoirs, according to BP and the Angolan national oil company Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola (Sonangol). 
Dette er det første funnet i blokk 31 hvor letebrønnen er boret gjennom saltlag for å komme til de oljebærende sandsteinreservoarene, opplyser BP og det angolanske statsoljeselskapet Sociedade Nacional de Combustiveis de Angola (Sonangol).
Block 31 covers an area of 5,349 square kilometres. 
Blokk 31 dekker et område på 5349 kvadratkilometer.
The water depth in the block is between 1,500 and 2,500 metres. 
Vanndypet i blokken er mellom 1500 og 2500 meter.
Oil discovery number 10 has now been made in the BP-operated block 31 off Angola, where Statoil has a 13.33% interest. 
Oljefunn nummer ti er gjort i BP-opererte blokk 31 utenfor Angola, hvor Statoil har en andel på 13,33 prosent.
The field is planned to come on stream in autumn 2003 and is expected to produce for 14 years. 
Feltet er planlagt satt i produksjon høsten 2003, og forventes å produsere i 14 år.
Recoverable reserves are calculated at 20 billion cubic metres of dry gas and 35 million barrels of condensate. 
Utvinnbare reserver er beregnet til 20 milliarder kubikkmeter tørrgass og 35 millioner fat kondensat.
The Mikkel field lies 35 kilometres south of the Midgard deposit in the Åsgard licence. 
Mikkel-feltet ligger 35 kilometer sør for Åsgard-forekomsten Midgard.
The field will be developed as a subsea system with the wellstream transferred to Statoil’s Åsgard B platform, via Midgard. 
Feltet skal bygges ut med undervannsanlegg med brønnstrømsoverføring til Åsgard B-plattformen, via Midgard.
The system will comprise two subsea templates, each accommodating two production wells. 
Undervannsanlegget skal bestå av to brønnrammer med to produksjonsbrønner på hver.
The Mikkel gas will be transported through the Åsgard Transport trunkline to the processing plant at Kårstø north of Stavanger. 
Mikkel-gassen skal transporteres gjennom rørledningen Åsgard transport til prosessanleggene på Kårstø i Rogaland.
The condensate will flow through an existing line to the Åsgard C storage vessel for export. 
Kondensatet skal gå i eksisterende rør til lagerskipet Åsgard C for eksport.
The investments are calculated at around NOK 2.4 billion at today’s rates. 
Investeringene er beregnet til om lag 2,4 milliarder løpende kroner.
The licensees in Mikkel are ExxonMobil (33.48 per cent), Norsk Hydro (10 per cent) and Statoil (56.52 per cent). 
Rettighetshavere i Mikkel er ExxonMobil (33,48 prosent), Norsk Hydro (10 prosent) og Statoil (56,52 prosent).
The plan for development and operation (PDO) of the Statoil-operated Mikkel gas and condensate field on the Halten Bank was approved by the Ministry of Petroleum and Energy on 14 September. 
Planen for utbygging og drift for det Statoil-opererte gass- og kondensatfeltet Mikkel på Haltenbanken ble godkjent i statsråd 14. september.
A 39 per cent increase in the average realised oil price measured in NOK 
39 prosent økning i gjennomsnittlig realiserte oljepriser målt i norske kroner
A 53 per cent increase in natural gas prices measured in NOK 
53 prosent økning i gasspriser målt i norske kroner
A 4 percent increase in lifted volumes of oil and gas 
4 prosent økning i løftede olje- og gassvolumer
108,397 
108 397
82,648 
82 648
384,653 
384 653
436 
436
(80%) 
-80%
1,303% 
1 303%
109,017 
109 017
83,122 
83 122
387,411 
387 411
230,721 
230 721
8,318 
8 318
30,243 
30 243
2,123 
2 123
7,189 
7 189
5,391 
5 391
4,471 
4 471
20,962 
20 962
1,066 
1 066
103% 
103%
78,040 
78 040
61,634 
61 634
292,368 
292 368
95,043 
95 043
1,633 
1 633
(1,731) 
-1 731
194% 
194%
(3,512) 
-3 512
32,610 
32 610
19,757 
19 757
65% 
65%
91,531 
91 531
(12,834) 
-12 834
73% 
73%
(60,036) 
-60 036
(134) 
-134
(150) 
-150
(11%) 
-11%
10,263 
10 263
6,773 
6 773
52% 
52%
First quarter 
Første kvartal
Full year 
Året
Income before financial items, income taxes and minority 
Resultat før finans, skatt og minoritetsinteresser
interest for the segments (in millions) 
for segmentene (i millioner)
41% 
41%
3,518 
3 518
1,627 
1 627
116% 
116%
3,355 
3 355
1,555 
1 555
1,227 
1 227
1,937 
1 937
(37%) 
-37%
7,593 
7 593
(373) 
-373
(103) 
-103
(262%) 
-262%
2,166,032,462 
2 166 032 462
4.74 
4,74
ROACE (last 12 months)* 
Avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd.)*
29.5% 
29,5%
24.6% 
24,6%
ROACE (last 12 months normalised)* 
Normalisert avkastning på sysselsatt kapital (siste 12 mnd.)*
10.7% 
10,7%
6.67 
6,67
6.28 
6,28
406 
406
2.02 
2,02
53% 
53%
Total oil and gas production (1,000 boe/day)* 
Total olje- og gassproduksjon (1 000 fat o.e. per dag)*
1,237 
1 237
1,189 
1 189
4% 
4%
Total oil and gas liftings (1,000 boe/day)* 
Total olje- og gassløfting(1 000 fat o.e. per dag)*
1,232 
1 232
Total oil and gas production in the first quarter of 2006 was 1,237,000 barrels of oil equivalent (boe) per day, compared to 1,189,000 boe per day in the first quarter of 2005, an increase of 4 percent. 
Total olje- og gassproduksjon i første kvartal 2006 var 1 237 000 fat oljeekvivalenter (o.e.) per dag sammenlignet med 1 189 000 fat o.e. per dag i første kvartal 2005, en økning på 4 prosent.
The increase in oil and gas production is mainly due to new fields coming on stream. 
Økningen i olje- og gassproduksjon skyldtes hovedsakelig nye felt som kom i produksjon.
Statoil's oil and gas production target for 2007 is based on an 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.
At current oil prices (USD 60 per bbl), the group's estimated loss of entitlement production under production sharing agreements (PSA effects) for the first quarter of 2006 was approximately 15,000 barrels per day*. 
Ved dagens priser (60 USD per fat) var selskapets estimerte tap av egenproduksjon fra internasjonale felt under produksjonsdelingsavtaler (PSA-effekter) i første kvartal 2006 omtrent 15 000 fat per dag.*
Total oil and gas liftings in the first quarter of 2006 were 1,232,000 boe per day, compared to 1,189,000 boe per day in the same period of 2005. 
Total olje- og gassløfting i første kvartal 2006 var 1 232 000 fat o.e. per dag, sammenlignet med 1 189 000 fat o.e. per dag i første kvartal 2005.
This implies a small underlift in the first quarter of 2006. 
Dette innebærer et lite underløft i første kvartal 2006.
Increased exploration activity Exploration expenditure in the first quarter of 2006 was NOK 1.7 billion, compared to NOK 0.7 billion in the first quarter of 2005. 
Økt leteaktivitet Undersøkelsesutgiftene i første kvartal 2006 var 1,7 milliarder kroner, sammenlignet med 0,7 milliarder kroner i første kvartal 2005.
The increase in exploration expenditure was mainly due to an increase in the exploration activity and generally more expensive wells. 
Økningen skyldtes hovedsakelig økt leteaktivitet og generelt mer kostbare brønner.
Exploration expenses in the first quarter of 2006 amounted to NOK 1.1 billion, compared to NOK 0.5 billion in the first quarter of 2005. 
Undersøkelseskostnadene i første kvartal 2006 ble således 1,1 milliarder kroner, sammenlignet med 0,5 milliarder kroner i første kvartal 2005.
The increase in exploration expenses of NOK 0.5 billion is mainly due to increased exploration expenditure. 
Økningen i undersøkelseskostnad på 0,5 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til en økning i periodens undersøkelsesutgifter.
1,655 
1 655
127% 
127%
Expensed, previously capitalised exploration expenditure 
Kostnadsført av tidligere balanseførte undersø kelsesutgifter
185% 
185%
(663) 
-663
(186%) 
-186%
Production cost per boe was NOK 22.9 for the 12 months ended 31 March 2006, compared to NOK 22.6 for the 12 months ended 31 March 2005*. 
Produksjonskostnaden per fat o.e. for de siste 12 månedene var 22,9 kroner ved utgangen av første kvartal 2006, sammenlignet med 22,6 kroner ved utgangen av første kvartal 2005*.
Normalised at a NOK/USD exchange rate of 6.75 and adjusted for the estimated volume reduction due to PSA effects, the production cost for the 12 months ended 31 March 2006 was NOK 23.0 per boe, compared to NOK 22.7 per boe for the 12 months ended 31 March 2005*. 
Normalisert til en NOK/USD valutakurs på 6,75 og justert for en estimert volumreduksjon som følge av PSA-effekter var produksjonskostnaden per fat 23,0 kroner ved utgangen av første kvartal 2006, sammenlignet med 22,7 kroner ved utgangen av første kvartal 2005*.
Our 2007 target for production cost per boe is based on an 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.
At current oil prices (USD 60 per bbl), the PSA effect on production unit cost for the first quarter of 2006 was approximately NOK 0.1*. 
Ved dagens oljepriser (60 USD per fat) er den estimerte PSA-effekten på produksjonskostnaden per fat o.e. i første kvartal 2006 omtrent 0,1 kroner.*
The production unit cost, both actual and normalised, has increased slightly, mainly due to a relatively higher international production, which on average has a higher production cost per boe than our production at the NCS. 
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per fat har økt marginalt hovedsaklig grunnet økt internasjonal produksjon, som i snitt har en høyere produksjonskostnad per fat enn vår produksjon på norsk sokkel.
Net financial items amounted to an income of NOK 1.6 billion in the first quarter of 2006 compared to an expense of NOK 1.7 billion in the first quarter of 2005. 
Netto finansposter utgjorde en inntekt på 1,6 milliarder kroner i første kvartal 2006, sammenlignet med en kostnad på 1,7 milliarder kroner i første kvartal 2005.
The increase was mainly caused by currency gains, due to a strengthening of the NOK in relation to the USD in the first quarter of 2006, compared to currency losses due to weakening of the NOK in relation to the USD in the first quarter of 2005. 
Den økte finansinntekten i første kvartal 2006 skyldtes i hovedsak valutagevinster som følge av at den norske kronen styrket seg mot dollar i første kvartal 2006, sammenlignet med et valutatap grunnet at den norske kronen svekket seg mot USD i første kvartal 2005.
Most of the currency effects relate to Statoil's short-term NOK hedging policy and unrealised effects on long-term USD debt. 
Den økte valutagevinsten var i hovedsak relatert til bruk av kortsiktige valutaposisjoner som ledd i Statoils likviditetsstyring, samt urealiserte effekter på langsiktig gjeld.
31.03.2006 
31.03.2006
6.58 
6,58
The tax rate increased in the first quarter of 2006 compared with the first quarter of 2005, mainly due to relatively lower effect of income generated outside the Norwegian Continental Shelf (NCS) and uplift. 
Skattesatsen i første kvartal 2006 overstiger skattesatsen i første kvartal 2005 hovedsakelig på grunn av friinntekt og relativt lavere effekt av inntekt utenfor norsk sokkel.
The tax rate on the income generated on the NCS is generally higher than the tax rate on income generated in other tax regimes. 
Skattesatsen på inntekt generert på norsk sokkel er generelt høyere enn skattesatsen på inntekt generert i andre skatteregimer.
The uplift reduces the basis on which the tax on the NCS is calculated, but at high income generated by high oil prices the relative effect of the uplift is reduced. 
Friinntekten reduserer skattegrunnlaget på norsk sokkel og dermed den effektive skattesatsen, men ved høy inntekt generert av høye olje- og gasspriser reduseres den relative effekten av friinntekten.
The effect of these factors was somewhat offset by the positive impact from changes in net financial items. 
Effekten av disse faktorene ble delvis motvirket av positive effekter knyttet til endringer i netto finansposter.
Positive development of HSE indicators The frequency of serious incidents was reduced in the first quarter of 2006 compared to the first quarter of 2005. 
Positiv utvikling i HMS-indikatorene Frekvensen av alvorlige hendelser ble redusert i første kvartal 2006 sammenlignet med første kvartal 2005.
Overall Statoil's HSE-indicators are on the same level as in the corresponding period in 2005. 
Samlet ligger Statoils HMS-indikatorer på samme nivå som i tilsvarende periode i 2005.
"Our goal for health, safety and the environment is zero harm. 
-Vårt mål for helse, miljø og sikkerhet er null skade.
We strive to achieve this through the safe behaviour programme, a large-scale safety training programme, and through cooperation with our suppliers and strong involvement by management. 
Vi arbeider for å oppnå dette gjennom kollegaprogrammet for økt sikkerhet, et storskala sikkerhetstreningsprogram , og gjennom samarbeid med våre leverandører og sterk ledelsesinvolvering.
Only continuous and long-term efforts will bring us closer to our goal," says Mr Lund. 
Bare et langsiktig og kontinuerlig arbeid kan bringe oss nærmere målet, sier Lund.
Estimated recoverable reserves in the Statoil-operated Kvitebjørn field in the North Sea have been increased by 50 per cent compared to the estimate in the plan for development and operation (PDO). 
Anslaget over utvinnbare reserver i det Statoilopererte Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen er oppjustert med 50 prosent i forhold til anslaget i Plan for utbygging og drift (PUD).
On 16 February the Norwegian Storting (Parliament) approved the plan for development and operation (PDO) of the Statoil-operated Tyrihans field in the Norwegian Sea. 
Den 16. februar godkjente Stortinget Plan for utbygging og drift (PUD) for det Statoilopererte Tyrihans-feltet i Norskehavet.
Statoil was awarded holdings in five licences and supplementary acreage, including three operatorships, in the 19th licensing round published 31 March. 
Statoil ble tildelt andeler i fem lisenser og tilleggsareal med til sammen tre operatørskap i 19. konsesjonsrunde, som ble offentliggjort 31. mars.
Norwegian authorities have approved Statoil as the new operator for the licence. 
Norske myndigheter har godkjent Statoil som ny operatør for lisensen.
Statoil has signed participation agreements for exploration drilling on three new prospects in the Gulf of Mexico. 
Statoil har undertegnet deltakelsesavtaler for leteboring i tre nye prospekter i Mexicogolfen.
The signing of these agreements was announced during the first quarter of 2006. 
Undertegnelsen av disse avtalene ble offentliggjort i løpet av første kvartal 2006.
A settlement has been reached with the Venezuelan state oil company PetrÛleos de Venezuela SA (PdVSA) for Statoil's 27 per cent share in the LL652 oil field in Lake Maracaibo. 
Venezuelas statsoljeselskap Petróleos de Venezuela SA (PdVSA) overtar Statoils andel på 27 prosent i oljefeltet LL652 i Maracaibosjøen.
The agreement with PdVSA means that Statoil will no longer have a holding in this field. 
Avtalen med PdVSA innebærer at Statoil ikke lenger har rettigheter i dette feltet.
In 2005 Statoil's entitlement production from LL652 was 900 boe per day. 
Statoils egenproduksjon fra LL652 var i 2005 900 fat o.e. per dag.
On 31 January Statoil announced its decision to evaluate strategic options for its Irish downstream Retail and Commercial & Industrial business ("Statoil Ireland"), including a possible sale. 
Den 31. januar offentliggjorde Statoil sin beslutning om å vurdere strategiske muligheter for sin bensinstasjonskjede og salgsvirksomhet innen energiprodukter i Irland (Statoil Ireland Ltd), herunder inkludert et mulig salg.
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile) +47 51 99 13 77 (office) 
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil) +47 51 99 13 77 (kontor)
* See end notes in the complete quarterly report. 
I 19. lisensrunde ble vi tildelt fem lisenser i attraktive leteområder.
He is pleased that the group is continuing to show solid growth in production: 
-Samtidig vil vår internasjonale virksomhet i år ha en rekordhøy leteaktivitet.
This increase was mainly due to higher oil and gas prices and continued production growth. 
Høyere olje og gassproduksjon
Of these wells, four resulted in discoveries. 
Av disse brønnene resulterte fire i funn.
The number of exploration wells completed in the first quarter of 2005 was five. 
Det ble ferdigstilt fem letebrønner i første kvartal 2005.