natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Adjusted earnings in the second quarter 2010 were NOK 36.4 billion, up 25% from second quarter 2009 when adjusted earnings were NOK 29.2 billion.
Justert driftsresultat i andre kvartal 2010 var på 36,4 milliarder kroner, en oppgang på 25 prosent fra andre kvartal 2009, da justert driftsresultat var på 29,2 milliarder kroner.
Net income in the second quarter of 2010 was NOK 3.1 billion.
Resultatet i andre kvartal 2010 var på 3,1 milliarder kroner.
This result reflects higher oil prices and increased liftings, lower net financial losses and lower tax rates partly offset by lower gas prices, impairments, losses on derivatives and an onerous contract compared to the second quarter of 2009, when net income was zero and the tax rate unusually high.
Sammenlignet med andre kvartal 2009, da resultatet var null og skatteprosenten uvanlig høy, ble resultatet positivt påvirket av høyere oljepriser og økt løfting, lavere netto finanskostnader og redusert skatteprosent, delvis motvirket av lavere gasspriser, nedskrivninger, tap på derivater og avsetning for en tapskontrakt.
Adjusted earnings after tax were NOK 10.6 billion in the second quarter of 2010, up 21% from second quarter 2009 when adjusted earnings after tax were NOK 8.8 billion.
Justert driftsresultat etter skatt var på 10,6 milliarder kroner i andre kvartal 2010, en oppgang på 21 prosent fra andre kvartal 2009, da justert driftsresultat etter skatt var på 8,8 milliarder kroner.
Adjusted earnings after tax excludes the effect of financial items and the tax on net financial items, and represents an effective adjusted tax rate of 71% in the second quarter of 2010 and 70% in the second quarter of 2009.
Justert driftsresultat etter skatt ekskluderer netto finansposter og skattevirkningene av netto finansposter, og utgjorde en effektiv justert skatteprosent på 71 prosent i andre kvartal 2010, og 70 prosent i andre kvartal 2009.
"Statoil's second quarter is characterised by strong operational performance and a high activity level," says Statoil's Chief Executive Officer Helge Lund.
- Statoils andre kvartal kjennetegnes av solid drift og et høyt aktivitetsnivå, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
"We are making good progress on important projects.
- Vi har god framdrift i viktige prosjekter.
The Gjøa production platform is now anchored at the field in the North Sea.
Produksjonsplattformen på Gjøa er nå oppankret på feltet i Nordsjøen.
The Gudrun development was approved by the Norwegian Parliament in June, and key contracts have now been awarded.
Gudrun-utbyggingen ble godkjent av Stortinget i juni, og viktige kontrakter er tildelt.
In Brazil, the Peregrino field development is moving forward and we have agreed to bring in Sinochem as a 40% partner in the project," says Lund.
I Brasil går feltutbyggingen på Peregrino framover, og vi har inngått en avtale der Sinochem går inn som partner i prosjektet med en 40 prosents andel, sier Lund.
"Statoil's production is on track.
- Statoils produksjon er i rute.
Equity production is up 6% compared to second quarter last year.
Egenproduksjonen har økt med 6 prosent sammenlignet med andre kvartal i fjor.
However, planned maintenance turnarounds will heavily impact production in the third quarter," says Statoil's CEO Helge Lund.
Planlagte revisjonsstanser vil imidlertid påvirke produksjonen betydelig i tredje kvartal, sier konsernsjef Helge Lund.
Highlights since first quarter 2010:
Viktige hendelser siden første kvartal 2010:
Equity production is up 6% from second quarter 2009 to 1,957 mboe per day.
Egenproduksjonen steg med 6 prosent fra andre kvartal 2009 til 1,957 millioner foe per dag.
For the first six months of the year, equity production is 2,029 mboe per day.
For de første seks månedene av året er egenproduksjonen på 2,029 millioner foe per dag.
Entitlement production is up 2% from second quarter last year to 1,765 mboe per day.
Bokført produksjon økte med 2 prosent fra andre kvartal i fjor til 1,765 million foe per dag dette kvartalet.
Average prices measured in NOK are up 32% for liquids and down 12% for gas compared to second quarter last year.
Gjennomsnittsprisene målt i norske kroner viste en oppgang på 32 prosent for væsker og en nedgang på 12 prosent for gass sammenlignet med andre kvartal i fjor.
Gas prices continue to be low in a historical perspective.
Sett i et historisk perspektiv holder gassprisene seg på et lavt nivå.
On 19 May pressure change and loss of drilling fluid occurred in the C-06 well at Gullfaks C, causing production on Gullfaks C, Gimle and Tordis to be shut down.
Den 19. mai oppsto det trykkendring og tap av borevæske i brønn C-06 på Gullfaks C, noe som førte til produksjonsstans på Gullfaks C, Gimle og Tordis.
Production on Gullfaks and Gimle was resumed 14 July, and Tordis will be back on stream after a planned pipeline operation, which started on 20 July.
Produksjonen på Gullfaks og Gimle startet opp igjen 14. juli, og Tordis vil være tilbake i drift etter en planlagt rørledningsoperasjon som startet 20. juli.
On 21 May Statoil announced its agreement with the Sinochem Group to sell 40% of the Peregrino field offshore Brazil.
Den 21. mai kunngjorde Statoil en avtale med Sinochem Group om salg av 40 prosent av Peregrino-feltet utenfor kysten av Brasil.
On 27 May a six months drilling moratorium was imposed in the Gulf of Mexico.
Den 27. mai ble det iverksatt en seks måneders borestans i Mexicogolfen.
On 16 June the Norwegian Parliament (Stortinget) approved the plan for development and operation (PDO) for Gudrun.
Den 16. juni godkjente Stortinget planen for utbygging og drift (PUD) av Gudrun-feltet.
Further information from Investor relations
KONTAKTPERSONER INVESTOR RELATIONS
Lars Troen Sørensen, Senior vice president, Investor relations Mob: +47 906 49 144
Lars Troen Sørensen, direktør, Investor relations Mob: +47 906 49 144
Morten Sven Johannessen, Vice president, US Investor relations Mob: +1 203 978 6950
Morten Sven Johannessen, direktør, US Investor relations Mob: +1 203 978 6950
Press
KONTAKTPERSON PRESSE
Ola Morten Aanestad, Vice pesident, Media relations Mob: +47 480 80 212
Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør Mob: +47 480 80 212
Presentation by Helge Lund President and CEO 2q2010 PDF 382 kB
Presentation by Helge Lund President and CEO 2q2010 PDF 382 kB
Presentation by Eldar Saetre CFO Analyst conference 2q2010 PDF 444 kB
Presentation by Eldar Saetre CFO Analyst conference 2q2010 PDF 444 kB
(Photo: Harald Pettersen, Statoil)
(Foto: Harald Pettersen, Statoil)
“The field is strategically important for further development and operation of activities in the Norwegian Sea,” says Ivar Aasheim, head of the Operations North cluster in Statoil.
– Feltet har strategisk betydning for den videre utvikling og drift av aktivitetene i Norskehavet.
Ivar Aasheim, head of the Operations North cluster (Photo: Helge Hansen, Statoil)
Ivar Aasheim, direktør for Drift Nord i Statoil (Foto: Helge Hansen, Statoil)
Located 20 kilometres west of the Åsgard B platform on the Halten Bank, Morvin is a subsea development with two templates and four production wells.
Morvin, som ligger 20 kilometer vest for Åsgard B-plattformen på Haltenbanken, er en undervannsutbygging med to brønnrammer og fire produksjonsbrønner.
The well stream is led through a 20-kilometre long pipeline to the Åsgard B platform for processing.
Brønnstrømmen føres gjennom en 20 kilometer lang rørledning til Åsgard B-plattformen for prosessering.
The field will be an important contributor in the effort of maintaining production on the Norwegian continental shelf (NCS) at the current level until 2020.
Feltet vil være en viktig bidragsyter til ambisjonen om å opprettholde produksjon på norsk sokkel på dagens nivå fram til 2020.
The initial production rate will be close to 24,000 barrels of oil equivalent per day.
Initiell produksjonsrate vil være opp mot 24 000 fat oljeekvivalenter per døgn.
Start-up of well number two is expected to boost production to 51,000 barrels of oil equivalent per day.
Ved oppstart av brønn nummer to forventes produksjonen å nå 51 000 fat oljeekvivalenter per døgn.
The field development concept consists of two subsea templates and four production wells
Feltet er bygd ut med to havbunnrammer og er planlagt med fire produksjonsbrønner
The production period is estimated at around 15 years
Produksjonsperiode ca 15 år
The field will have a joint operations organisation with Åsgard
Feltet vil ha felles driftsorganisasjon med Åsgard
Development costs will total NOK 8.7 billion, at 2007 value
Utbyggingskostnader 8,7 milliarder norske 2007-kroner
Licensees: Statoil (operator) (64%), Eni (30%) and Total (6%)
Rettighetshavere: Statoil (operatør) (64 %), Eni (30 %) og Total (6 %)
Facts about Morvin
Fakta om Morvin
The well stream from Morvin is led through a 20-kilometre long pipeline to the Åsgard B platform for processing.
Brønnstrømmen fra Morvin føres gjennom en 20 kilometer lang rørledning til Åsgard B-plattformen for prosessering.
Issue of USD 750,000,000 5.100% Notes due August 17 2040
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 750.000.000 til 5,100% rente med forfall 17. august 2040
The net proceeds from the issue of the Notes will be used for general corporate purposes.
Låneopptaket skal benyttes til finansiering av selskapets aktiviteter generelt.
The transaction will increase the financial flexibility of the company.
Transaksjonene vil styrke selskapets finansielle fleksibilitet.
The deal has been fully placed.
Lånene er fulltegnet.
The settlement date is August 17 2010.
Oppgjørsdato er 17. august 2010.
Statoil ASA Notes are expected to receive Aa2 and AA- credit ratings from Moody's and Standard & Poor's, respectively.
Det er forventet at Statoil ASAs obligasjonslån får kredittklassifisering Aa2 og AA- fra henholdsvis Moody's og Standard & Poor's.
Any public offering in the United States is being made solely by means of a prospectus supplement to the prospectus included in the Registration Statement filed by Statoil ASA and Statoil Petroleum AS and previously declared effective.
Enhver offentlig utstedelse i USA er gjort utelukkende med grunnlag i et tilleggsprospekt til prospektet inkludert i Statoil ASA og Statoil Petroleum AS' gjeldende registreringsdokument hos Securities and Exchange Commission i USA.
Odd Marius Hygen, IR Officer, +47 48295755
Odd Marius Hygen, IR Officer, +47 48295755
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, +1 2039786950 / +1 2035702524
Morten Sven Johannessen, VP Investor Relations USA, +1 2039786950 / +1 2035702524
Finance:
Finance:
Tron Vormeland, vice president, corporate financing, +47 90 54 01 35 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
Tron Vormeland, vice president, corporate financing, +47 90 54 01 35 (mobile), +47 51 99 42 97 (office)
This announcement does not constitute an offer to sell or the solicitation of an offer to buy any securities of Statoil ASA nor shall there be any sale of these securities in any jurisdiction in which such offer, solicitation or sale would be unlawful prior to registration or qualification under the securities laws of such jurisdiction.
Denne meldingen utgjør ikke noe tilbud om å selge eller noen oppfordring til å kjøpe verdipapirer i Statoil ASA, og salg av slike verdipapirer skal ikke foregå i jurisdiksjoner hvor slikt tilbud, oppfordring eller salg vil være ulovlig forut for registrering eller kvalifisering under relevant verdipapirlovgivning.
Issue of USD 1,250,000,000 3.125% Notes due August 17 2017
Utstedelse av obligasjonslån pålydende USD 1.250.000.000 til 3,125% rente med forfall 17. august 2017
In the plan now approved by the partners, drilling is scheduled to commence in 2012 and first oil is expected in 2014.
I henhold til planen som nå er godkjent av partnerne skal boringen starte i 2010, mens den første oljeproduksjonen ventes å finne sted i 2014.
Located around 140 kilometres from Luanda and 40 kilometres northwest of Dalia in water depths ranging from 1,100 to 1,400 metres, the CLOV development will bring on stream four fields: Cravo, Lirio, Orquidea and Violeta.
CLOV-utbyggingen ligger omkring 140 kilometer fra Luanda og 40 kilometer nordvest for Dalia på 1.100 til 1.400 meters dyp, og vil sette fire felt i drift: Cravo, Lirio, Orquidea og Violeta.
The overall development plan for CLOV uses technologies that have already proven effective on Girassol, Dalia and Pazflor.
Den overordnede utbyggingsplanen for CLOV bruker teknologi som allerede har vist seg å være effektiv på Girassol, Dalia og Pazflor.
A total of 34 subsea wells will be tied back to the CLOV Floating Production, Storage and Offloading (FPSO) unit, which will have a processing capacity of 160,000 barrels of oil per day at plateau and a storage capacity of 1.78 million barrels.
Til sammen 34 undersjøiske brønner vil knyttes til FPSO-skipet på CLOV, som vil ha en prosesseringskapasitet på 160.000 fat olje per dag på platånivå og en lagringskapasitet på 1,78 millioner fat.
The CLOV FPSO will handle two types of oil: light oil with an API gravity between 32 to 35° API from Oligocene reservoirs (Cravo-Lirio) and a 20 to 30° API gravity oil (more viscous) from Miocene reservoirs (Orquidea-Violeta).
CLOV-prosjektets FPSO vil håndtere to typer olje: Lett olje med en API-kvalitet mellom 32 og 35° fra Oligocen-reservoarene (Cravo og Lirio) og en olje med API-kvalitet mellom 20 og 30° (mer tyktflytende) fra Miocen-reservoarene (Orquidea og Violeta).
Both oil streams will be commingled and processed in one single train before storage.
Begge oljestrømmene vil blandes og prosesseres i ett tog før lagring.
The installations have been designed to limit the FPSO’s environmental impact.
Installasjonene er utformet for å begrense FPSO-skipets miljøpåvirkning.
Measures include eliminating flaring under normal operating conditions, recovering heat from turbine exhaust and recovering vent gases.
Tiltakene består blant annet av å eliminere fakling under normale driftsforhold, gjenvinning av varme fra turbineksos og gjenvinning av ventileringsgass.
Statoil in Angola
Statoil i Angola
Statoil holds interests in blocks 4/05, 15, 15/06, 17, 31, 34 in Angola.
Statoil har eierinteresser i Blokk 4/05, 15, 15/06, 17, 31 og 34 i Angola.
We have interests varying from 5% to 50% in six blocks.
Vi har eierinteresser fra 5-50 prosent i seks ulike blokker.
The CLOV project is the fourth development pole in this deepwater block after Girassol, Dalia and Pazflor.
CLOV-prosjektet er den fjerde utbyggingen på denne dypvannsblokken etter Girassol, Dalia og Pazflor.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,356,689 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.356.689 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 123.61 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 123,61 kroner.
Following this, the share saving plan has 6,072,396 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 6.072.396 aksjer.
The well struck oil in an 18-metre column of good reservoir quality in the Draupne formation.
Brønnen påtraff olje i en 18 meter kolonne av god reservoarkvalitet i Draupne formasjonen.
In addition, the well encountered a gas and oil column totalling 35 metres of variable reservoir quality in the Hugin formation.
I tillegg påtraff brønnen en gass- og oljekolonne på til sammen 35 meter av varierende reservoarkvalitet i Hugin-formasjonen.
The discovery will be assessed in connection with other oil and gas resources in the vicinity, and a tie-back to Gudrun will be considered.
Funnet vil bli sett i sammenheng med andre olje- og gassressurser i nærområdet, og en tilknytning til Gudrun-feltet vurderes.
“We’ll now continue the work of proving additional reserves in the area around the Gudrun field, and the Brynhild find is a good indication that it’s possible to prove more additional reserves in this area,” says Dreyer.
– Vi vil nå fortsette arbeidet med å påvise tilleggsreserver i området rundt Gudrun-feltet, og Brynhild-funnet er en god indikasjon på at det er mulig å påvise ytterligere tilleggsreserver i dette området, sier Dreyer.
The wells were drilled by the Transocean Leader drill unit which will now drill a shallow well to explore the bedrock conditions of the Gudrun field.
Brønnene ble boret av boreinnretningen Transocean Leader, som nå skal bore en grunn brønn for å undersøke grunnforholdene på Gudrun-feltet.
The licensees in PL 187 are: Statoil, the operator (65%), Gdf Suez E&P Norge (25%) and Marathon Petroleum Norge (10%).
Rettighetshavere i PL187: Statoil (65 prosent, operatør), GDF SUEZ E&P Norge AS (25 prosent) og Marathon Petroleum Norge AS (10 prosent).
Exploration well 15/3-9 was drilled to a vertical depth of 4,630 metres.
Undersøkelsesbrønn 15/3-9 ble boret til et vertikalt dyp på 4.630 meter.
The well was terminated in Middle Jurassic rocks belonging to the Sleipner formation.
Brønnen ble avsluttet i bergarter av midtre jura alder tilhørende Sleipner-formasjonen.
The water depth at the drilling site is 108 metres.
Havdypet på borestedet er 108 meter.
The well has not been formation tested but extensive data collection and coring has been carried out.
Brønnen er ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the second exploration well in PL 187, which was awarded in the 14th licensing round in 1993.
Dette er den andre letebrønnen i PL 187, som ble tildelt i 14 konsesjonsrunde i 1993.
Facts about the drilling operation
Fakta om boreoperasjonen
The find was made in the Brynhild prospect where one exploration well was drilled with one technical sidetrack.
Funnet er gjort på Brynhild-prospektet, der det har blitt boret en undersøkelsesbrønn med et teknisk sidesteg.
“The Brynhild find is a valuable addition to the field development project on the Gudrun field, although it’s no secret that the size of the discovery didn’t quite meet the expectations we had beforehand,” says Tom Dreyer, vice president for infrastructure led exploration in the North Sea.
– Brynhild-funnet gir et verdifullt tilskudd til feltutviklingsprosjektet på Gudrun-feltet, selv om det ikke er til å legge skjul på at funnstørrelsen ikke helt svarer til de forventningene vi hadde på forhånd, sier Tom Dreyer, letesjef for feltnær leting i Nordsjøen.
The changes are planned to take effect from 1 January 2011.
Endringene skal etter planen tre i kraft 1. januar 2011.
During recent years Statoil has reinforced its leading position on the Norwegian Continental Shelf (NCS).
I de senere år har Statoil styrket sin lederstilling på norsk sokkel.
Statoil has in the same period grown its global footprint substantially.
Statoil har i samme periode i betydelig grad økt sin globale tilstedeværelse.
Today more than 25 percent of the daily production comes from Statoil’s international portfolio.
I dag kommer mer enn 25 prosent av den daglige produksjonen fra Statoils internasjonale virksomhet.
Statoil has also taken important steps to grow its portfolio within renewable energy.
Statoil har også styrket porteføljen og posisjonen innen fornybar energi.
Konsernsjef Helge Lund
Konsernsjef Helge Lund
- A broader and more global business portfolio is an important driver for the changes we make.
- En bredere og mer global forretningsvirksomhet er en viktig drivkraft bak de endringene vi gjør.
The new corporate structure reinforces the execution of our global growth strategy and increases our efficiency through a simplified organisational structure.
Den nye konsernstrukturen styrker implementeringen av vår globale vekststrategi og gir økt effektivitet gjennom en forenklet organisasjonsstruktur.
In parallel we adapt to a different future on a more mature NCS still providing rich opportunities for Statoil, says President and Chief Executive Officer Helge Lund.
Parallelt tilpasser vi organisasjonen til en framtid med en mer moden norsk sokkel og de store muligheten dette skaper for Statoil, sier konsernsjef Helge Lund.
- With a more diversified top management and important leadership positions established outside Norway we also accelerate development of a stronger internal leadership pipeline.
- Med en mer diversifisert toppledelse og etablering av viktige lederstillinger utenfor Norge styrker vi utviklingsmulighetene for våre egne ledere.
That’s important for the long term development of Statoil, Lund adds.
Det er viktig for den langsiktige utviklingen av Statoil, tilføyer Lund.
It is three years since the merger between Statoil and Hydro’s oil and gas activities.
Det er gått tre år siden fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet.
This enabled Statoil to realise close to NOK 10 billion in merger synergies and cost savings.
Fusjonen gjorde at Statoil kunne realisere nær 10 milliarder kroner i synergieffekter og kostnadsreduksjoner.
The announced changes in the corporate structure are growth and development driven, and will not result in redundancies.
De kunngjorte endringene i konsernstrukturen er drevet frem av planene for vekst og utvikling, og vil ikke resultere i overtallighet.
- In this three year period we have made good progress, and we have a solid foundation for a continued strong development of Statoil.
- I treårsperioden siden fusjonen har vi hatt en god framdrift og vi har et solid grunnlag for fortsatt sterk utvikling av Statoil.
Our strategy remains firm.
Vår strategi ligger fast.
We will take out the full potential of the Norwegian Continental Shelf, build international growth platforms and gradually strengthen our position within renewable energy.
Vi vil ta ut hele potensialet på norsk sokkel, bygge internasjonale vekstplattformer og gradvis styrke vår stilling innen fornybar energi.
Statoil’s new corporate organisational structure and Corporate Executive Committee (CEC) will besides president and Chief Executive Officer (CEO) Helge Lund, be as follows:
Statoils nye organisasjonsstruktur og konsernledelse vil fra 1. januar 2011, i tillegg til konsernsjef Helge Lund, være som følger:
Development and Production Norway, EVP Øystein Michelsen, located in Stavanger
Utvikling og produksjon Norge, konserndirektør Øystein Michelsen, basert i Stavanger
Development and Production International, EVP Peter Mellbye, located in Oslo
Utvikling og produksjon internasjonalt, konserndirektør Peter Mellbye, basert i Oslo
Development and Production North America, EVP Bill Maloney, located in Houston
Utvikling og produksjon Nord-Amerika, konserndirektør Bill Maloney, basert i Houston
Marketing, Processing and Renewable Energy, EVP Eldar Sætre, located in Stavanger
Markedsføring, prosessering og fornybar energi, konserndirektør Eldar Sætre, basert i Stavanger
Technology, Projects and Drilling, EVP Margareth Øvrum, located in Stavanger
Teknologi, prosjekter og boring, konserndirektør Margareth Øvrum, basert i Stavanger
Exploration, EVP Tim Dodson, located in Oslo
Leting, konserndirektør Tim Dodson, basert i Oslo
Global Strategy and Business Development, EVP John Knight, located in London
Global strategi og forretningsutvikling, konserndirektør John Knight, basert i London
Chief Financial Officer, EVP Torgrim Reitan, located in Stavanger
Økonomi og finans, konserndirektør og CFO Torgrim Reitan, basert i Stavanger
Chief of Staff, EVP Tove Stuhr Sjøblom, located in Stavanger
Konsernstaber, konserndirektør og CSO Tove Stuhr Sjøblom, basert i Stavanger
Rune Bjørnson, Jon Arnt Jacobsen, Gunnar Myrebøe and Helga Nes will from January 2011 leave their positions in the CEC.
Rune Bjørnson, Jon Arnt Jacobsen, Gunnar Myrebøe og Helga Nes vil fra januar 2011 fratre de nåværende posisjoner i konsernledelsen.
It is a wish and ambition both for the company and themselves that they continue in new roles in Statoil.
Det er en ambisjon for både selskapet og den enkelte at de fortsetter i Statoil i nye roller.
- The new team balances renewal with continuity, increases diversity and creates new opportunities for the next generation of leaders.
- Den nye konsernledelsen balanserer fornyelse med kontinuitet, styrker mangfoldet og skaper nye muligheter for neste generasjon ledere.
At the same time I look forward to working with the colleagues leaving the CEC in new positions in Statoil, says Helge Lund.
Samtidig ser jeg fram til å samarbeide videre med kolleger som forlater konsernledelsen gjennom deres nye posisjoner i Statoil, sier Helge Lund.