natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Earnings per share were NOK 3.75, an increase from NOK 1.38.
Resultat per aksje var 3,75 kroner, en økning fra 1,38 kroner.
Adjusted earnings were NOK 32.3 billion, a 15% decrease compared to the second quarter last year.
Justert driftsresultat var 32,3 milliarder kroner, en nedgang på 15 % sammenlignet med andre kvartal i fjor.
The net adjustments of NOK 0.3 billion are primarily related to gains and impairments.
Nettojusteringen på 0,3 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til gevinster og nedskrivninger.
In the second quarter, the company recorded a gain of NOK 3.6 billion from the farm-down in Shah Deniz and the South Caucasus Pipeline.
Selskapet bokførte en gevinst i andre kvartal på 3,6 milliarder kroner fra nedsalg i Shah Deniz og South Caucasus-rørledningen.
The gain was offset by impairments of NOK 4.3 billion in the US onshore business, mainly related to sustained local price differentials.
Gevinsten ble motvirket av nedskrivninger på 4,3 milliarder kroner i den landbaserte virksomheten i USA, hovedsakelig knyttet til vedvarende lokale prisforskjeller.
Adjusted earnings after tax were NOK 9.9 billion, compared to NOK 11.3 billion in the same period last year.
Justert driftsresultat etter skatt var 9,9 milliarder kroner, sammenlignet med 11,3 milliarder kroner i samme periode i fjor.
"Our cash flow from operations before tax is NOK 118 billion so far this year, and we have a strong balance sheet.
- Kontantstrøm fra drift før skatt er 118 milliarder kroner hittil i år, og vi har en solid finansiell posisjon.
We will pay a dividend of NOK 1.80 per share for the quarter, in line with our commitment to capital distribution to our shareholders,” says Lund.
Vi vil utbetale et utbytte på 1,80 kroner per aksje for kvartalet, i tråd med vår prioritering av utbytte til våre aksjonærer, sier Lund.
Net debt to capital employed at the end of the quarter was 16%.
Netto gjeldsgrad ved utgangen av kvartalet var 16 %.
Organic capital expenditure is USD 10 billion year-to-date, and the guidance of USD 20 billion for 2014-2016 remains unchanged.
Organiske investeringer hittil i år er på 10 milliarder USD, og prognosen på 20 milliarder USD per år i 2014-2016 ligger fast.
Statoil’s adjusted earnings from upstream activities in Norway decreased from NOK 31.5 billion to NOK 24.1 billion.
Statoils justerte driftsresultat fra oppstrømsvirksomhet i Norge gikk ned fra 31,5 milliarder kroner til 24,1 milliarder kroner.
Earnings from upstream activities outside Norway increased to NOK 6.3 billion from NOK 5.9 billion, while earnings from the midstream increased to NOK 2.4 billion from NOK 0.8 billion.
Inntjeningen fra oppstrøms-virksomhet utenfor Norge økte til 6,3 milliarder kroner fra 5,9 milliarder kroner, mens inntjening fra midtstrømsaktiviteten økte til 2,4 milliarder kroner fra 0,8 milliarder kroner.
In the quarter, Statoil made the high-impact Piri discovery in Tanzania.
I løpet av andre kvartal gjorde Statoil Piri-funnet i Tanzania.
The discovery brings the total of gas in-place in Block 2 up to approximately 20 tcf, adding volumes for a future large-scale gas infrastructure development.
Samlet tilstedeværende gass i blokk 2 økte til omkring 20 billioner kubikkfot (tcf), og styrker dermed grunnlaget for en framtidig utbygging av infrastruktur i stor skala.
Exploration expenses were NOK 2.7 billion, down NOK 1.4 billion compared to same quarter last year.
Leteutgiftene var 2,7 milliarder kroner, en nedgang på 1,4 milliarder kroner sammenlignet med samme kvartal i fjor.
The decreased expenses were mainly due to increased capitalisation as a result of successful wells.
De reduserte leteutgiftene skyldtes hovedsakelig økt balanseføring som følge av høyere funnrate.
“We continue progressing our programmes to reduce cost and improve capital efficiency.
- Vi fortsetter arbeidet med å redusere kostnader og forbedre kapitaleffektiviteten.
In the quarter, we have announced a potential to reduce between 1100 and 1400 positions.
I kvartalet kunngjorde vi et potensial for å redusere bemanningen med mellom 1100 og 1400 stillinger.
Reductions of around 1000 positions in our staffs and support services are already implemented.
Staber og fellestjenester er allerede redusert med omkring 1000 stillinger.
We have also established six specific high-impact projects addressing technical efficiency across the company, and we are now executing the first wave.
Vi har også opprettet seks prosjekter med fokus på teknisk effektivitet som vil få stor innvirkning på tvers i selskapet, og første bølge av prosjekter gjennomføres nå.
We are on track, and will provide an updated status when we report our results for the full year,” says Lund.
Vi er i rute, og vil gi en oppdatert status i forbindelse med rapporteringen av årsresultatene, sier Lund.
Statoil delivered production of 1,799 mboe per day in the second quarter, down 9% compared to second quarter in 2013.
Statoil produserte 1,799 millioner foe per dag i andre kvartal, en nedgang på 9 % sammenlignet med andre kvartal i 2013.
Starting and ramping up of new fields such as Skarv in Norway, Marcellus and Eagle Ford in the United States together with PSVM and CLOV in Angola contributed positively to the production.
Oppstart og opptrapping av produksjonen fra felt som Skarv på norsk sokkel, Marcellus og Eagle Ford i USA og PSVM og CLOV utenfor kysten av Angola bidro positivt.
This increase was partly offset by divestments and redetermination, expected natural decline, seasonal effects and optimisation of gas production.
Dette ble motvirket av nedsalg og redeterminering, forventet naturlig nedgang, sesongeffekter og optimalisering av gassproduksjonen.
Statoil continued its strong progress on project development and execution, including the award of a letter of intent for two steel jackets to the Johan Sverdrup field.
Statoil fortsatte sin sterke fremgang innen prosjektutvikling og – gjennomføring, blant annet gjennom tildeling av en intensjonsavtale for to stålunderstell til Johan Sverdrup-feltet.
This represents a new step forward in planning of the first phase of this important development on the Norwegian continental shelf.
Dette representerer et nytt steg framover i planleggingen av første fase av denne viktige utbyggingen på norsk sokkel.
The serious incident frequency (SIF) improved from 0.9 in the second quarter of 2013 to 0.7 in the second quarter of 2014.
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) gikk ned fra 0,9 i andre kvartal 2013, til 0,7 i andre kvartal 2014.
CEO presentation 2Q 2014 PDF 1 MB
CEO presentation 2Q 2014 PDF 1 MB
Press release 2Q 2014 PDF 172 kB
CFO presentation 2Q 2014 PDF 1017 kB
CFO presentation 2Q 2014 PDF 1017 kB
Pressemelding 2 kvartal 2014 PDF 170 kB
2Q 2014 Financial statements and review PDF 2 MB
2Q 2014 Financial statements and review PDF 2 MB
Valemon sail away (Photo: Ben Weller AP/Statoil)
Plattformdekket på Valemon fraktes fra Geoje Island i Sør Korea til Nordsjøen (Foto: Ben Weller AP/Statoil)
The structure sailed from the yard on 15 June this year, and after a quick stop in Åmøyfjorden, Stavanger, last Saturday, it headed out to the field.
Det seilte fra verftet 15. juni i år, og etter en snartur innom Åmøyfjorden ved Stavanger lørdag dro det til feltet.
The transportation to Norway took 40 days.
Transporten til Norge tok 40 døgn.
“This is a major milestone for the project, the most important milestone of course being start-up towards the end of the year,” says Bjørn Laastad, vice president for Valemon field development.
– Dette er en av de største milepælene i prosjektet, den aller største er selvsagt oppstarten mot slutten av året, sier Bjørn Laastad, direktør for Valemon feltutvikling.
The lift of the 9 750-tonne topsides took two hours, and was performed slightly earlier than initially assumed.
Løftet av det 9 750 tonn tunge dekket tok to timer, og løftet skjedde noe tidligere enn først antatt.
Thanks to good weather in the North Sea this summer, the Saipem 7000 crane vessel was available for lifting once the topsides arrived in Norway.
Det har vært godt vær i Nordsjøen i sommer, noe som gjør at tungløftefartøyet Saipem 7000 lå godt an i løypa og var klar til å løfte dekket straks det kom til Norge.
The weather was favourable also when the crane vessel and the topsides arrived on the field.
Godt vær var det også da løftefartøyet og Valemon-dekket kom til feltet.
“We had almost perfect lifting conditions,” Viktor Nilsen-Nygaard, head of Valemon transportation and installation, reports from the crane vessel.
– Vi har hatt tilnærmet perfekte løfteforhold, sier Viktor Nilsen-Nygaard, transport- og installasjonsleder for Valemon, fra løftefartøyet.
Precision work
Presisjonsarbeid
The more than two-year planning period has included very thorough safety evaluations for all phases of the lifting operation.
Løftene har vært planlagt i mer enn to år, og det er gjennomført meget grundige sikkerhetsvurderinger for alle faser av løfteoperasjonen.
During the lift the distance between the topsides and rig was just five metres.
Under innløftet er avstanden mellom dekket og riggen bare fem meter.
Drilling on the field is planned to continue until 2017.
Planen er å bore på feltet til 2017.
Hook-up
Oppkobling
In the months ahead commissioning work will take place on the field.
I månedene som kommer skal alt ferdigstilles på feltet.
Wells will be hooked up with production facilities on board, sea water pumps will be installed, and electricity, water and pipelines will be connected.
Brønner skal kobles sammen med produksjonsanlegget om bord, sjøvannspumper skal settes inn og strøm, vann og rørledninger skal kobles til.
Two hours after the Valemon topsides weres lifted off the transport vessel, the structure landed on its feet.
Det tok om lag to timer fra Valemon-dekket ble løftet fra fraktefartøyet, til det stod på beina.
(Photo: André Osmundsen/Statoil)
(Foto: André Osmundsen/Statoil)
Valemon will be powered from Kvitebjørn, and the cable has already been laid on the seabed.
Valemon skal få strøm fra Kvitebjørn og kabelen ligger klar på havbunnen.
So have the pipelines that will be transporting gas and condensate to Heimdal and Kvitebjørn, respectively.
Det gjør også rørledningene som skal frakte gass og kondensat til henholdsvis Heimdal og Kvitebjørn.
“Some work remains before we are ready for start-up, but we are on track,” says Laastad.
– Det gjenstår en del arbeid før vi er klar til produksjonsstart, men vi er godt i rute, sier Laastad.
In order to accommodate everyone involved in the commissioning and hook-up work Statoil has chartered a flotel.
For å huse alle som skal jobbe med ferdigstillingen og oppkoblingen har Statoil leid inn et flotell.
The project thus has bed capacity for some 400 people, which is the number expected to be offshore, at least in the most hectic period.
Dermed har prosjektet en sengekapasitet på om lag 400 plasser, og så mange vil også være i havet – i alle fall i den mest hektiske perioden.
But there is one thing that cannot be planned – and that’s the weather.
Men det er en ting man ikke kan planlegge, og det er været.
“If we get much poor weather the flotel must be disconnected in periods.
– Om vi får for mye dårlig vær må flotellet kobles fra i perioder.
Win-win
Vinn-vinn
Valemon will utilise existing installations and pipelines for gas and condensate export.
Valemon drar nytte av eksisterende installasjoner og rørledninger for eksport av gass og kondensat.
This is a win-win situation which reduces the costs for the Valemon development, and gives Heimdal and Kvitebjørn new tasks.
Dette er en vinn-vinn-situasjon som reduserer kostnadene for utbygging for Valemon, og gir Heimdal og Kvitebjørn nye arbeidsoppgaver.
At Heimdal major upgrading has taken place which significantly extends the platform’s life.
På Heimdal er det foretatt en større oppgradering noe som gir vesentlig forlenget levetid for plattformen.
(Photo: André Osmundsen/Statoil) JPG 3 MB
(Foto: André Osmundsen/Statoil) JPG 3 MB
The Valemon topsides landed on the jacket just before 13.00.
Valemon-dekket landet på beina like før klokka 13.00.
(Photo: André Osmundsen/Statoil) JPG 5 MB
(Foto: André Osmundsen/Statoil) JPG 5 MB
Produced by Samsung Heavy Industries this is the first Statoil topsides built in South Korea.
Valemon-dekket er bygget av Samsung Heavy Industries, og er det første plattformdekket Statoil bygger i Sør-Korea.
Before distribution to the employees, the share saving plan has 9,322,907 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 9 322 907 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 172.63 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 172,63 kroner.
Gudrun is the first in a long line of new field developments operated by Statoil, and therefore it represents a new era on the NCS.
Gudrun er den første i en lang rekke nye feltutbygginger som Statoil har ansvaret for, og representerer i så måte en ny giv for norsk sokkel.
The next in line is Valemon, which is scheduled for start-up later this year.
Valemon som er den neste i rekken planlegges igangsatt senere i år.
Gina Krog and Johan Sverdrup on the Utsira High are next in the North Sea.
Gina Krog og Johan Sverdrup på Utsirahøyden er de neste i Nordsjøen.
Statoil CEO Helge Lund presents small bottles of Gudrun oil to Norwegian prime minister Erna Solberg and Norwegian petroleum and energy minister Tord Lien (left).
Konsernsjef Helge Lund overrekker flasker med olje fra Gudrun-feltet til statsminister Erna Solberg og olje- og energiminister Tord Lien (t.v.).
We also have Aasta Hansteen and Johan Castberg to come in northern Norway.
I tillegg kommer Aasta Hansteen og Johan Castberg i Nord-Norge.
Johan Sverdrup alone will ensure value creation for another 40-50 years from the NCS.
Bare Johan Sverdrup alene sikrer verdiskaping i ytterligere 40 til 50 år fra norsk sokkel.
Global strategy
Global strategi
Gudrun is the result of a global development strategy.
Gudrun er et resultat av en global utbyggingsstrategi.
The jacket has been delivered by Kværner Værdal in mid-Norway, and the living quarters by Apply Leirvik at Stord in western Norway.
Stålunderstellet er fra Kværner Værdal, og boligkvarteret fra Apply Leirvik på Stord.
The topside was provided by Aibel with sub-supplies from Thailand, Poland and from Haugesund in Western Norway.
Dekket ble levert av Aibel med underleveranser fra Thailand, Polen og Haugesund.
The helideck was constructed in China.
Helidekket er bygget i Kina.
Gudrun has been put on stream on time and below the cost estimate of the plan for development and operation (PDO).
Gudrun er kommet i drift på tid og under kostnadsestimatet i Plan for utbygging og drift.
The global puzzle has helped keep the costs down.
Det globale puslespillet har bidratt til å holde kostnadene nede.
The development has demonstrated the strong competitiveness of the Norwegian supplier industry.
Utbyggingen har demonstrert norsk leverandørindustris sterke konkurranseevne.
“Gudrun has proven that we are able to take our industry into a new era with global competition and local value creation,” said Statoil’s chief executive Helge Lund in his speech at the opening.
– Med Gudrun har vi vist at vi kan ta vår næring inn i en ny epoke med global konkurranse og lokal verdiskaping, sa konsernsjef Helge Lund i sin tale under åpningen.
Using the infrastructure
Bruker infrastrukturen
On Gudrun, Statoil has combined a new field development with existing pipelines and facilities.
På Gudrun har Statoil kombinert utbyggingen av et nytt felt med eksisterende rørledninger og anlegg.
The oil and gas from Gudrun is processed on the Sleipner A platform which is located 50 kilometres further south.
Oljen og gassen fra Gudrun blir prosessert på Sleipner A-plattformen som ligger 50 kilometer lenger sør.
The gas is then piped to Europe, while the oil is piped along with the Sleipner condensate to the Kårstø processing complex north of Stavanger for shipment.
Derfra sendes gassen i rørledning videre til Europa, mens oljen går med Sleipner-kondensat til Kårstø-anlegget i Rogaland for utskiping.
“Gudrun is a good example of how we manage to realise projects by combining new field developments with existing infrastructure.
– Gudrun er et godt eksempel på hvordan vi klarer å realisere prosjekter ved å kombinere nye feltutbygginger med infrastruktur som allerede finnes.
This is good value creation that helps maintain activity and extends the life of a wide range of offshore fields and facilities,” said Lund.
Det er god verdiskapning som bidrar til å opprettholde aktivitet og forlenge levetiden på et bredt spekter av felt og anlegg på sokkelen, sa Lund.
The recoverable reserves on Gudrun are about 184 million barrels of oil equivalent.
De utvinnbare reservene på Gudrun er om lag 184 millioner fat oljeekvivalenter.
The platform already produces 30,000 barrels per day.
Plattformen bidrar allerede med 30.000 fat per dag.
Norwegian prime minister Erna Solberg and Statoil CEO Helge Lund were greeted by Gudrun platform manager Ole Martin Bakken.
Statsminister Erna Solberg og konsernsjef Helge Lund ble ønsket velkommen om bord av plattformsjefen på Gudrun-plattformen, Ole Martin Bakken.
“Safety on this rig does not meet contractual requirements, and new measures adopted after a fatal accident on 17 April have not been satisfactorily followed up,” says Henrik Carlsen, executive vice president for Exploration & Production Norway.
"Årsaken til at vi hever kontrakten med Dolphin er at sikkerheten på riggen ikke er i overensstemmelse med kontraktens krav og at de nye tiltak etter den fatale ulykken 17. april, ikke har vært tilfredsstillende fulgt opp," sier Henrik Carlsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge.
Although the termination takes effect immediately, operations on Byford Dolphin will be wound down in a safe way.
Kontrakten heves med umiddelbar virkning, men aktivitetene på riggen skal avsluttes på en sikker måte.
The charter originally ran until 8 October.
Statoils kontrakt med Dolphin skulle opprinnelig utgått 8. oktober i år.
The rig was working on Esso’s Sigyn discovery in the Norwegian North Sea when a 44-year-old man died.
Byford Dolphin var på oppdrag på det Esso-opererte Sigyn-feltet i Nordsjøen da en 44 år gammel mann omkom.
Statoil is drilling on behalf of Esso because Sigyn will be tied back to its Sleipner East field.
Statoil utførte boretjenestene for Esso ettersom Sigyn skal knyttes til det Statoil-opererte Sleipner Øst-feltet.
An investigation launched by Statoil after the accident has now reported.
Statoils granskningsrapport etter ulykken på Sigyn-feltet er ferdigstilt.
It identified the direct cause of the incident as a spool piece weighing almost 200 kilograms falling through a hole in the drill floor onto a working platform nearly 14 metres below.
Den direkte årsaken til dødsfallet var at et nært 200 kg tungt rørstykke falt ned gjennom et hull fra boredekket omtrent 14 meter ned på en arbeidsplattform.
The accident was triggered by the hole in the drill floor being inadequately secured.
Den utløsende årsak til ulykken var blant annet at hullet i dekket ikke var godt nok sikret.
However, the report concluded that the underlying factors included inadequate planning, insufficient understanding of risk, and failure to ensure that procedures were observed.
I rapporten blir det konkludert med at de bakenforliggende årsakene til ulykken var utilstrekkelig planlegging, forståelse for risiko og manglende oppfølging av prosedyrer.
In addition, communication on the rig relating to work being carried out was deficient.
I tillegg var det mangelfull kommunikasjon på riggen i forbindelse med de arbeidsoperasjoner som pågikk.
After the accident, Statoil, Esso and Dolphin agreed to implement a number of immediate measures in order to bring the rig back into work.
Etter ulykken ble Statoil, Esso og Dolphin enige om iverksetting av en rekke umiddelbare tiltak for å kunne gjenoppta arbeidet på riggen.
Byford Dolphin was shut down for seven days.
Før arbeidet på Byford Dolphin kunne fortsette var riggen nedstengt i sju dager.
“Safety has a high priority in Statoil, but our investigation shows that we failed to live up to our own targets on this occasion,” says Mr Carlsen.
"Sikkerhetsarbeid har høy prioritet i Statoil, men vår granskning viser at vi denne gangen ikke har klart å leve opp til våre egne mål.
“The accident will have consequences for the supervision of our operations on drilling units.”
Ulykken vil få konsekvenser for oppfølgingen av våre aktiviteter på boreinnretninger," sier Carlsen.
He emphasises that Statoil has now implemented a number of in-house measures.
Han understreker at Statoil nå har tatt en rekke grep internt.
The drilling superintendent function will be strengthened and rig supervision better coordinated, for instance.
Borelederfunksjonen skal styrkes og oppfølgingen av boreinnstallasjonene skal bli bedre samordnet.
Supervisors will also devote more time and energy to practical efforts relating to health, safety and the environment out on the rigs.
Lederne skal også bruke mer tid og krefter på praktisk helse-, miljø- og sikkerhetsarbeid ute på installasjonene.
A charter with rig contractor Dolphin for the Byford Dolphin drilling unit has been terminated by Statoil.
Statoil hever kontrakten med Dolphin om bruk av boreriggen Byford Dolphin.
The corroded pipe will be replaced.
Det korroderte røret vil bli byttet ut.
Troll C has a daily equity production of some 58,000 barrels of oil, and exports 8 million cubic metres of gas.
Troll C har en daglig egenproduksjon på rundt 58.000 fat olje og eksporterer 8 millioner kubikkmeter gass.
In addition some 34,000 barrels of oil and 2 million cubic metres of gas are transported from the Fram field through the Troll C platform.
34.000 fat olje og 2 millioner kubikkmeter gass fra Fram-feltet gjennom Troll C-plattformen.
Statoil’s interests: Troll: 30.58% Fram: 45%
Statoils eierandeler: Troll: 30,58 prosent Fram: 45 prosent
The Troll C platform in the North Sea.
Troll C-plattformen i Nordsjøen.
(Illustration: GeoGraphic / Statoil)
(Illustrasjon: GeoGraphic / Statoil)
"Aasta Hansteen is one of the biggest and most complex industrial projects in Europe.
– Aasta Hansteen er et av de største og mest komplekse industriprosjektene i Europa.
With the Polarled pipeline we are taking the Norwegian gas infrastructure northward across the Arctic Circle for the first time."
Med Polarled-rørledningen krysser vi for første gang polarsirkelen med norsk gassinfrastruktur.
"We are building the largest SPAR platform in the world, and we are setting a new depth record of 1,300 metres for a field development and pipeline on the NCS," says Torolf Christensen, Statoil’s head of Aasta Hansteen, at a press conference during ONS 2014.
– Vi bygger den største spar-plattformen i verden, og vi setter ny dybderekord på 1300 meter for en feltutvikling og rørledning på norsk sokkel, sier Torolf Christensen, Statoils direktør for Aasta Hansteen på en pressekonferanse under ONS 2014.
Torolf Christensen, Statoil’s head of Aasta Hansteen.
Torolf Christensen Statoils direktør for Aasta Hansteen.
The investments in Aasta Hansteen and the Polarled pipeline total NOK 57 billion.
Aasta Hansteen og Polarled-rørledningen utgjør til sammen 57 milliarder kroner i investeringer.
The plan for development and operation was approved in 2013, and today the project is under development in several parts of the world.
Plan for utbygging og drift ble godkjent i 2013, og i dag er prosjektet under utvikling over hele verden.
The hull and the topside are being constructed in South Korea, while the equipment packages and subsea facility and pipeline equipment are delivered globally.
Skrog og plattform er under bygging i Sør-Korea, mens utstyrspakker og havbunnsutstyr og rørledningsleveranser kommer fra hele verden.
The first offshore work started in the summer of 2014 and involves laying of a fibre-optic cable on the seabed and installation of rocks on the seabed for the pipeline.
Sommeren 2014 startet første installasjon til havs med legging av en fiberoptisk kabel på feltet og installasjon av stein på havbunnen for rørledningen.
The project is on schedule for production start-up in the third quarter of 2017.
Prosjektet er i rute til produksjonsoppstart tredje kvartal 2017.
"Aasta Hansteen is a pioneering project with regard to local ripple effects.
– Aasta Hansteen er et pionerprosjekt på lokale ringvirkninger.