natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Based on realised oil and gas prices, the estimated PSA effect on production unit cost for the second quarter of 2006 was NOK 0.18 per boe*. 
Oppnådde olje- og gasspriser gav en estimert PSA-effekt på produksjonskostnaden per fat o.e. i andre kvartal 2006 på 0,18 kroner.*
The production unit cost, both actual and normalised, has increased, mainly due to a higher activity level, increasing industry cost pressure as well as a higher share of international production, which on average has a higher production cost per boe than our production on the NCS. 
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per fat har økt, hovedsaklig grunnet høyere aktivitet, økt kostnadspress i industrien, samt 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 2.6 billion in the second quarter of 2006 compared to an expense of NOK 0.8 billion in the second quarter of 2005. 
Netto finansposter utgjorde en inntekt på 2,6 milliarder kroner i andre kvartal 2006, sammenlignet med en kostnad på 0,8 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
Net financial items in the first half of 2006 was an income of NOK 4.2 billion, compared to an expense of NOK 2.6 billion in the first half of 2005. 
Netto finansposter i første halvår 2006 utgjorde en inntekt på 4,2 milliarder kroner, sammenlignet med en kostnad på 2,6 milliarder kroner i første halvår 2005.
The positive result was mainly due to currency gains, due to a strengthening of the NOK versus the USD in the second quarter of 2006, compared to currency losses due to weakening of the NOK versus the USD in the second quarter of 2005. 
Den økte finansinntekten i andre kvartal 2006 skyldtes i hovedsak valutagevinster som følge av at den norske kronen styrket seg mot dollar i perioden, sammenlignet med et valutatap grunnet at den norske kronen svekket seg mot USD i andre 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 USD gjeld.
30.06.2006 
30.06.2006
For the first half of 2006 income taxes were NOK 44.5 billion, with a corresponding tax rate of 68.6%. 
For første halvår 2006 var skattekostnaden 44,5 milliarder kroner tilsvarende en skattesats på 68,6 prosent.
In comparison, income taxes in the first half of 2005 were NOK 26.9 billion with a corresponding tax rate of 66.0%. 
Sammenlignet med første halvår 2005 var skattekostnaden 26,9 milliarder kroner tilsvarende en skattesats på 66,0 prosent.
The increased tax rate is mainly due to relatively lower effect of income generated outside the NCS and uplift due to increased income. 
Den økte skattesatsen skyldtes hovedsakelig relativt lavere effekt av inntekten utenfor norsk sokkel og lavere prosentvis effekt av friinntektsfradraget på grunn av økt inntekt.
Positive development of HSE results Overall, Statoil's HSE indicators in the second quarter of 2006 showed a positive trend compared to the corresponding period in 2005. 
Positiv utvikling i HMS resultater Generelt viser Statoils HMS-indikatorer i annet kvartal av 2006 en positiv utvikling sammenlignet med tilsvarende periode i 2005.
The frequency of serious incidents was reduced in the second quarter of 2006 compared to the second quarter of 2005. 
Frekvensen for alvorlige hendelser ble redusert i annet kvartal av 2006 sammenlignet med annet kvartal i 2005.
Since 2001 the frequency of serious incidents has been halved. 
Siden 2001 har frekvensen av alvorlige hendelser blitt halvert.
Statoil’s goal for health, safety and the environment is zero harm. 
Statoils mål for helse, miljø og sikkerhet er null skade.
The group strives 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. 
Selskapet arbeider for å nå dette ved hjelp av kollegaprogrammet, et omfattende opplæringsprogram innen sikkerhet, og gjennom samarbeide med våre leverandører og sterkt ledelsesengasjement.
154 
154
Important events Recent important events include the following: 
Viktige hendelser den siste tiden inkluderer følgende:
On 28 May, the filling of the Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) oil pipeline was completed. 
28. mai var arbeidet med fylling av oljerørledningen BTC (Baku Tbilisi Ceyhan) ferdigstilt.
The first Statoil cargo was lifted at the port of Ceyhan in the beginning of July. 
Den første Statoil-lasten ble løftet i havnen i Ceyhan i Tyrkia i begynnelsen av juli.
On 15 June, the US Federal Energy Regulatory Commission (FERC) approved the application for expansion of the re-gasification capacity for liquefied natural gas (LNG) at the Dominion Cove Point terminal on the US east coast, where Statoil has a long-term capacity contract. 
Det amerikanske myndighetsorganet Federal Energy Regulatory Commission (FERC) godkjente 15. juni søknaden om å utvide re-gassifiseringskapasiteten for flytende naturgass (LNG) ved mottaksterminalen Dominion Cove Point på østkysten av USA, der Statoil har en langsiktig kontrakt for kapasitetstilgang.
On 21 June Statoil entered into an agreement to sell Statoil Ireland to Topaz, a financial consortium lead by Ion Equity. 
21. juni inngikk Statoil en avtale om betingelsene for salg av Statoil Irland, til Topaz, et finansielt konsortium ledet av Ion Equity.
The sale is expected to provide a gain of approximately NOK 0.6 billion. 
Salget er forventet å gi en bokført gevinst på omtrent 0,6 milliarder kroner.
On 14 June Statoil ASA's corporate assembly elected representatives of the owners and employees to the group's board of directors. 
14. juni valgte bedriftsforsamlingen i Statoil ASA representanter til styret for aksjonærene og de ansatte.
Jannik Lindbæk was re-elected as chair and Kaci Kullmann Five was re-elected as deputy chair. 
Jannik Lindbæk ble gjenvalgt som leder og Kaci Kullmann Five ble gjenvalgt som nestleder i styret.
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations + 47 90 64 91 44 (mobile), +47 51 99 77 90 ( office) 
Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR + 47 90 64 91 44 (mobil), +47 51 99 77 90 (kontor)
Press Ola Morten Aanestad, vice president public affairs +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)
A total of seven exploration and appraisal wells were completed in the second quarter of 2006, two on the Norwegian Continental Shelf (NCS) and five internationally. 
Totalt sju lete- og avgrensningsbrønner ble ferdigstilt i andre kvartal 2006, to på norsk sokkel og fem internasjonalt.
Both wells on the NCS are confirmed discoveries. 
Funn er bekreftet for begge brønnene på norsk sokkel.
One dry exploration extension on the NCS was also completed in the second quarter of 2006. 
En tørr leteforlengelse ble også ferdigstilt i andre kvartal 2006.
The number of exploration wells completed in the second quarter of 2005 was four. 
Det ble ferdigstilt fire letebrønner i andre kvartal 2005.
Income taxes in the second quarter of 2006 were NOK 22.3 billion, equivalent to a tax rate of 69.0%. 
Skattekostnaden i andre kvartal 2006 var 22,3 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 69,0 prosent.
Income taxes in the second quarter of 2005 were NOK 14.1 billion, equivalent to a tax rate of 67.0%. 
Skattekostnaden i andre kvartal 2005 var 14,1 milliarder kroner, tilsvarende en skattesats på 67,0 prosent.
The tax rate increased in the second quarter of 2006 compared with the second quarter of 2005 mainly due to the negative effect of tax on net financial items and reduced effect of uplift due to increased income. 
Skattesatsen i andre kvartal 2006 økte sammenlignet med andre kvartal 2005 hovedsakelig som følge av negativ effekt av netto finansposter og lavere prosentvis effekt av friinntektsfradraget på grunn av økt inntekt.
Statoil's net income in the second quarter of 2006 amounted to NOK 9.7 billion, compared to NOK 6.8 billion in the second quarter of 2005. 
Statoils resultat i andre kvartal 2006 var 9,7 milliarder kroner, sammenlignet med 6,8 milliarder kroner i andre kvartal 2005.
Gas buyers in Italy and the Czech Republic have announced that they will not be exercising options totalling three billion cubic metres per year in existing Norwegian sales contracts. 
Gasskjøpere i Tsjekkia og Italia har meldt fra at de ikke kommer til å utøve opsjoner på til sammen tre milliarder kubikkmeter gass årlig.
The earliest date for bringing Kvitebjørn on stream now appears to be 2003, rather than 2002 as earlier planned. 
Tidligste tidspunkt for oppstart ser ut til å bli i 2003.
This review will include a solution for the condensate and the possibility of full processing on the field. 
I gjennomgangen skal rettighetshaverne blant annet vurdere løsning for kondensat og utrede fullprosessering på feltet.
The partners want to submit a plan for development and operation (PDO) to the authorities before Christmas 1999. 
Partnerne er enige om å sende inn Plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene før juli 1999.
Once the PDO has been sent in, the licensees aim to invite possible suppliers to tender for a number of development contracts. 
Etter at PUD er sendt myndighetene, ønsker partnerne å invitere mulige leverandører til å komme med anbud på en rekke byggekontrakter.
Field installations on Kvitebjørn are expected to cost around NOK 5.5 billion. 
Investeringene i en feltinstallasjon på Kvitebjørn er beregnet til cirka 5,5 milliarder kroner.
The partners in Statoil's Kvitebjørn gas and condensate field in the North Sea have resolved to postpone its development for a year. 
Partnerne i det Statoil-opererte gass- og kondensatfeltet Kvitebjørn har vedtatt å utsette utbyggingen med ett år.
Statoil has an 8.56% interest in the ACG field, operated by BP. 
Statoil har en andel på 8,56 prosent i ACG, som opereres av BP.
The platform deck en route to its steel base at East Azeri in the Caspian Sea. 
Plattformdekket på vei mot stålunderstellet på Øst-Azeri i Kaspihavet.
Transporting the near 16,000 tonne topside from the construction site near the capital Baku to the field took two days. 
Det nær 16.000 tonn tunge plattformdekket brukte to døgn fra byggeplassen ved hovedstaden Baku og ut til feltet.
The platform's jacket was safely positioned in 150 metres of water during March. 
Stålunderstellet til plattformen ble plassert på 150 meters dyp på feltet i mars.
First oil production from East Azeri is expected towards the end of 2006, several months earlier than originally planned. 
Øst-Azeri ventes å starte produksjonen mot slutten av 2006, noe som er flere måneder før opprinnelig plan.
At its peak East Azeri will produce 260,000 barrels of oil per day, building on earlier successes of the phased full-field development. 
På platå vil Øst-Azeri produsere 260.000 fat olje per dag, i henhold til beregner gjort på tidligere stadier av den omfattende feltutbyggingen.
ACG will produce more than one million barrels of oil per day on reaching peak production in 2009. 
ACG ventes å produsere over én million fat olje per døgn når feltet kommer på platå i 2009.
The oil will be sent to the Sangachal terminal in Azerbaijan for processing and export primarily through the recently completed Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) pipeline to the Mediterranean. 
Oljen sendes til terminalen Sangachal i Aserbajdsjan for behandling og eksport, i hovedsak gjennom den nylig fullførte oljerørledningen Baku-Tbilisi-Ceyhan (BTC) til Middelhavet.
The East Azeri platform deck on the Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) field in the Azerbaijani sector of the Caspian Sea was lowered into position on 28 July. 
Dekket til plattformen Øst-Azeri på oljefeltet Azeri-Chirag-Gunashli (ACG) i den aserbajdsjanske delen av Kaspihavet ble plassert på feltet 28. juli.
This field could be the first offshore development in the Barents Sea, and the first project in Europe to be based on exports of liquefied natural gas. 
Snøhvit kan bli den første feltutbyggingen i Barentshavet og det første gassprosjektet i Europa basert på produksjon av flytende, nedkjølt naturgass (LNG).
Plans call for gas and condensate to be recovered through subsea installations controlled from a landing and export terminal at Melkøya near Hammerfest in western Finnmark county. 
Utbyggingsplanen går ut på å utvinne gass og kondensat med havbunnsinnretninger som styres fra et ilandførings- og utskipningsanlegg på Melkøya i Vest-Finnmark.
The project is costed at NOK 46 billion in current money. 
Prosjektet er beregnet til å koste 46 milliarder løpende kroner.
Statoil has 22.29 per cent of Snøhvit, while the state’s direct financial interest (SDFI) is 30 per cent. 
Statoils andel i Snøhvit er 22,29 prosent.
The other partners are TotalFinaElf with 18.4 per cent, Gaz de France with 12 per cent, Norsk Hydro with 10 per cent, Amerada Hess with 3.26 per cent, RWE DEA with 2.81 per cent and Svenska Petroleum with 1.24 per cent. 
Øvrige rettighetshavere er TotalFinaElf med 18,40 prosent, Gaz de France med 12 prosent, Norsk Hydro har 10 prosent, Amerada Hess 3,26, RWE DEA 2,81, og Svenska Petroleum har 1,24 prosent.
Several of the world's largest pipelay vessels are involved in installing the Ormen Lange project's gas pipelines. 
Flere av verdens største leggefartøyer er engasjert for å installere gassrørene i Ormen Lange-prosjektet.
At present, two of them are meeting 100 kilometres off the coast of Romsdal in Western Norway, where pipelines are to be laid down the edge of an ancient landslide, as steep as the landing slope of Oslo's ski jump, Holmenkollen. 
I disse dager møtes to av dem 100 km fra Romsdals-kysten, der rør skal legges ned en raskant like bratt som unnarennet på Holmenkollen.
It is Hydro, operator for the development phase of the project, that – with the help of the huge vessels “Solitaire” and “S7000” – is in the process of making new oil and gas history, by carrying out one of the most demanding development projects in the world. 
Det er utbyggingsoperatøren Hydro, ved hjelp av gigantskipene "Solitaire" og "S7000" som er i ferd med å skrive ny olje-og gasshistorie ved å gjennomføre en av de mest krevende utbyggingsprosjektene i verden.
Great sea depths, an uneven sea floor and powerful currents, combined with subzero temperatures, extreme wind conditions and enormous waves make Ormen Lange a complicated project. 
Store dybder, ujevn havbunn og sterk strøm, kombinert med temperaturer under frysepunktet, ekstreme vindforhold og enorme bølger gjør Ormen Lange til et komplisert prosjekt.
But Hydro and the engineering company Reinertsen have spent several years becoming familiar with the seabed, and finding the optimal pipeline route between underwater peaks and troughs, along the floor of the continental shelf and down the steep, 35 degree incline of the Storegga slide area. 
Men Hydro og ingeniørselskapet Reinertsen har brukt flere år på å bli kjent med havbunnen, og finne den optimale ruten mellom undersjøiske topper og daler, langs bunnen av kontinentalsokkelen og ned den 35 grader bratte skråningen ved Storeggaraset.
The sea floor has been meticulously examined by an unmanned, self-motored submarine, and by remote operated vehicles (ROVs), and the engineers know large areas of the seabed down to every last detail. 
Havbunnen er nitidig undersøkt av en ubemannet, selvgående ubåt og av fjernopererte roboter (ROV), og ingeniørene kjenner store deler av bunnen med svært høy detaljgrad.
In addition, hundreds of acoustic transmitters and receivers have been placed on the sea floor, which enables marine operations to be carried out with centimetre precision. 
I tillegg er det utplassert hundrevis av akustiske sendere og mottakere på havbunnen, noe som gir muligheten for centimeter-presisjon ved de marine operasjonene.
First part of pipelaying operation complete 
Første del ferdig
Allseas’ pipelay vessel “Solitaire” will today complete its part of the pipelaying operation, for the first of the two production pipelines running from the land-based facility being built at Nyhamna out to the Ormen Lange field. 
"Solitaire" fra Allseas blir i dag ferdig med sin del av leggingen av det første av de to produksjonsrørene fra landanlegget under utbygging på Nyhamna og ut mot Ormen Lange-feltet.
Since this last stretch is so steep, the “S7000” will lay the pipelines in a “J” formation – that is to say, the pipelines will be welded together in groups of four, then laid from a 130-metre high tower fixed to the stern of the vessel (13 metres higher than Norway’s tallest building, the hotel Oslo Plaza). 
Siden dette siste strekket er så bratt, vil "S7000" legge rørene i J-formasjon, dvs fire og fire rør sammensveiset, som legges fra et 130 meter høyt tårn (13 meter høyere enn Oslo Plaza) fastmontert bak på fartøyet.
The “Solitaire” has six welding stations along the length of the ship. 
Fartøyet har seks sveisestasjoner langs lengden av skipet.
The pipes are welded together both inside and out, before a protective coating is added, prior to an ultrasound control of the quality of the welded joint. 
Rørene sveises sammen innvendig og utvendig, så legges et beskyttelsesbelegg over, og deretter foretas ultralydkontroll av sveisen.
The “S7000” – originally a crane ship – is almost 200 metres long, and is equipped with a 130-metre high vertical tower for pipelaying on Ormen Lange. 
"S7000" er nesten 200 meter langt, opprinnelig ett kranfartøy, utrustet med ett vertikalt tårn på 130 meter for rørlegging på Ormen Lange.
This vessel also has dynamic positioning so that it does not need to be moored or anchored during the pipelaying operation. 
Fartøyet er også dynamisk posisjonert uten behov for forankring under operasjonen.
Many vessels involved 
Flere fartøy i sving
In addition to these two colossal ships, various other vessels are operating close to the Ormen Lange field. 
I tillegg til disse kolossene, er en rekke andre fartøy i sving i nærheten av Ormen Lange-feltet.
In 2006, a total of 2,600 vessel-days will be required in order for all the pieces of the gigantic Ormen Lange project to fall into place. 
Hele 2.600 fartøydøgn går med i 2006 for å legge alle bitene på plass i det gigantiske Ormen Lange-prosjektet.
This includes everything from the giant pipelay vessels to smaller survey boats and cargo vessels used for transporting pipes. 
Dette inkluderer alt fra de massive leggefartøyene til mindre survey-båter og rørfraktbåter.
The survey vessel “Geobay” will assist in installing the pipelines. 
Arbeidet med rørinstallasjonene vil bli assistert av kartleggingsfartøyet "Geobay".
Subsea 7’s “Skandi Neptune” has recently finished laying the 120-kilometre long control cable from a single carousel, while the laying of the antifreeze pipes was completed this week by the Acergy-owned vessel “Seaway Falcon”. 
"Subsea 7" opererte "Skandi Neptune" har nylig avsluttet leggingen av den 120 km lange kontrollkabelen fra en rull, mens leggingen av frostvæskerørene ble ferdigstilt denne uken av Acergy-fartøyet "Seaway Falcon".
“Geofjord” and “Edda Freya” are now in full swing embedding these pipelines with the help of remote operated vehicles, while “Geosund” and “Geobay” are carrying out mapping of the seabed and verification work. 
"Geofjord" og "Edda Freya" er nå i full gang med nedgraving av disse rørene ved hjelp av fjernstyrte roboter, og "Geosund "og "Geobay" utfører sjøbunnskartlegging og verifikasjon.
Between them, “Tertnes” and “Nordnes” from Van Oord will install over three million tonnes of stones to support the pipelines in the Ormen Lange project. 
"Tertnes" og "Nordnes" fra Van Oord vil til sammen installere over tre millioner tonn stein til understøttelse av rørledningene i Ormen Lange-prosjektet.
They, too, are now working flat out on this task on the field. 
De er nå også i full gang med dette arbeidet på feltet, inklusive etterdumping av låsefyllinger etter rørlegging.
Once the 30-inch pipelines are installed and embedded on the Ormen Lange field, Saipem will continue the work to connect all the pipelines from Nyhamna to the two subsea installations on the field, with the help of the pipelaying construction crane vessel “Normand Cutter”. 
Etter at 30 tommers rørledningene er installert og lagt ned på Ormen Lange feltet, vil "Saipem" fortsette arbeidet med å koble alle rørledningene fra Nyhamna til de to undervannsinstallasjonene på feltet med "Normand Cutter".
Langeled on schedule 
Langeled i rute
The laying of the world’s longest subsea pipeline, Langeled, is also proceeding according to plan. 
Også leggingen av verdens lengste rørledning under vann, Langeled, går etter planen.
In November 2005, the “LB200” finished laying the southern part of the pipeline that when complete will run all the way from Nyhamna in Norway to Easington in the UK. 
I november 2005 ferdigstilte "LB200" leggingen av den sørlige delen av verdens lengste rørledning under vann mellom Nyhamna og Easington.
So far this year, the vessel has laid over 300 kilometres of the northern part of the pipeline, running from Nyhamna to Sleipner. 
Og så langt i år har fartøyet lagt over 300 km av den nordlige delen fra Nyhamna til Sleipner.
The southern section of Langeled will be opened for Norwegian gas exports between Sleipner and Easington in October 2006. 
Den sørlige delen av Langeled skal åpnes for norsk gasseksport mellom Sleipner og Easington i Storbritannia i oktober i år.
For Hydro and its partners, it will cost NOK 66 billion to develop the Ormen Lange field, complete with subsea installations, pipelines and the land-based processing plant. 
For Hydro og partnerne koster det 66 milliarder kroner å bygge ut Ormen Lange-feltet med undervannsinstallasjoner, rørledninger og prosessanlegg på land.
When, in October 2007, the gas stream is finally able to pass through the world’s longest subsea pipeline – from the processing plant at Aukra in the county of Møre and Romsdal, Norway, to Easington on the east coast of England – the Norwegian gas field will be able to supply British consumers with 20 per cent of their gas requirements. 
Når gasstrømmen i oktober neste år blir åpnet gjennom verdens lengste undersjøiske rørledning fra prosesseringsanlegget på Aukra i Møre og Romsdal til Easington på østkysten av England, vil det norske feltet kunne forsyne britiske forbrukere med 20 prosent av gassen de trenger.
The Ormen Lange/Langeled project is now 75 per cent complete, and is both on time and on budget. 
Ormen Lange/Langeled er nå 75 prosent gjennomført, og følger timeplan og budsjett.
A MEETING OF GIANTS: "Solitaire" and "S7000" were floating side by side for a 24-hour period, next to the Storegga slide. 
GIGANTER MØTES: "Solitaire" og "S7000" ble i vel ett døgn liggende rett ved siden av hverandre ute ved Storeggaraset.
The framework agreement is valid for all Hydro-operated offshore installations. 
Rammekontrakten gjelder for alle Hydro-opererte offshoreinstallasjoner.
The value of the contract is estimated at NOK 150 million over a three-year period, with the opportunity to extend the contract for up to six years, divided into three two-year periods. 
Kontraktsverdien er beregnet til 150 millioner norske kroner over en tre års periode med mulighet til å forlenge kontrakten i inntil seks år, fordelt på tre perioder med to års varighet.
The contract is scheduled to commence on September 1, 2006. 
Kontraktsoppstart er satt til 1. september i år.
The service includes delivery of standard coiled tubing operations, stimulation, pumping, and nitrogen operations, in order to carry out maintenance work and interventions on all Hydro-operated wells. 
Tjenesten omfatter leveranse av standard kveilerørsoperasjoner, stimulering, pumping og nitrogen-operasjoner for å utføre vedlikehold og intervensjoner på alle Hydroopererte brønner.
Halliburton is not currently an established supplier of coiled tubing services on the Norwegian continental shelf. 
Halliburton er i dag ikke etablert som leverandør av kveilerørstjenester på norsk sokkel.