natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The symbol has actually also been created on the basis of the Nordic starry sky, which in generations has served as a guide for people who seek to cross new borders.
Symbolet er faktisk også blitt til gjennom å ta utgangspunkt i den nordiske stjernehimmelen, som i generasjoner har fungert som guide for mennesker som søker å krysse nye grenser.
The star symbolises the ambition of further pioneer efforts on the Norwegian continental shelf and internationally, and of finding and creating more efficient energy.
Stjernen symboliserer ambisjonen om fortsatt pionerarbeid på norsk sokkel og internasjonalt, og om å finne og skape mer effektiv energi.
The logo, or brand, is designed in the magenta colour, which is a mixture of red and purple.
Logoen, eller varemerket, er utført i fargen Magenta, som ligger i grenselandet mellom rødt og lilla.
A lodestar should be strong and bright, and it was therefore a natural choice to use a forceful colour for the group’s new symbol.
En ledestjerne skal være sterk og lysende, og det var derfor naturlig å velge en kraftfull farge til konsernets nye symbol.
Furthermore, this means that the company stands strongly out from its competitors.
Dette betyr også at selskapet skiller seg sterkt ut fra sine konkurrenter.
The new visual expression, which has been developed in cooperation with Scandinavian Design Group (SDG), is implemented due to the need for a renewal of the corporate profile.
Det nye visuelle uttrykket, som er utarbeidet i samarbeid med Scandinavian Design Group (SDG), tas i bruk som følge av behovet for en fornyelse av konsernprofilen.
The group has great growth ambitions internationally, and wanted a distinct visual identity which could work as a driving force in this process.
Konsernet har store vekstambisjoner internasjonalt og ønsket en distinkt visuell identitet som kan medvirke som en pådriver i denne prosessen.
The name will be decided on the company’s Annual General Meeting on 19 May.
Navnet skal besluttes på selskapets generalforsamling 19. mai.
The legal date for changing the name from StatoilHydro to Statoil is 1 November this year.
Den juridiske datoen for endring av navnet fra StatoilHydro til Statoil er 1. november i år.
From that day, the Statoil name will be connected to two different profiles: “the drop” as we know it will continue to mark the Statoil identity on our service stations both domestically and abroad.
Fra den dagen vil Statoil-navnet visuelt være knyttet til to ulike profiler; ”dråpen” som vi kjenner den vil fortsatt prege Statoil-identiteten på bensinstasjonene i inn- og utland.
It is primarily in Norway that both symbols will be seen.
Det er først og fremst i Norge at begge symbolene vil være synlig.
The Statoil identity of the service stations is so familiar and incorporated that the fuel companies will benefit from developing this further.
Statoil-identiteten på bensinstasjonene er så kjent og innarbeidet at drivstoffselskapene er best tjent med å utvikle denne videre.
The assessment is that this part of the group’s operations can compete well on its own premises with its needs and target groups.
Vurderingen er at denne delen av konsernets virksomhet konkurrerer godt på egne premisser med sine behov og målgrupper.
In addition, the cost of changing the profile of the network of service stations is estimated at nearly NOK 2 billion, an expense which in any case is beyond consideration in the current situation.
Kostnaden ved å omprofilere bensinstasjonsnettet er for øvrig beregnet til nær to milliarder kroner, en utgift det uansett ikke hadde vært aktuelt å ta i dagens situasjon.
The change of profile will entail new signs and flags and change of much material in the 42 countries we operate in.
Skiftet av profil vil medføre nye skilt og flagg og endringer av mye materiell i 42 land hvor konsernet har virksomhet.
In addition, 26 offshore installations will be rebranded.
Dessuten skal 26 installasjoner til havs merkes om.
The physical part is not the most important.
Det fysiske er ikke det viktigste.
The group will use the momentum such a change could create to clarify its ambitions and strategy for the future, and to shed light on issues which are important for the company's future.
Konsernet vil bruke det momentum en slik endring kan skape til å tydeliggjøre ambisjoner og strategi for fremtiden og til å belyse spørsmål som er viktige for selskapets fremtid.
“This is a star, a lodestar for a company which aims to be a pathfinder in oil, gas and other energy forms,” says StatoilHydro employees who have seen the logo before its release.
Dette er en stjerne, en ledestjerne for et selskap som ønsker å være stifinner innen olje, gass og andre energiformer, sier medarbeidere i StatoilHydro som har sett logoen før offentliggjøringen.
This solution for the Kvitebjørn gas has been chosen by the Troll partners, and a plan for development and operation (PDO) will be submitted to the Ministry of Petroleum and Energy shortly.
Det er Troll-partnerne som har valgt denne løsningen for Kvitebjørn-gassen, og Plan for utbygging og drift sendes Olje- og energidepartementet med det første.
“This will increase value creation and develop the gas treatment facilities at Kollsnes and Mongstad,” says Sigurd Geir Amland, operations vice president for Troll.
"Dette vil øke verdiskapingen og utvikle gassbehandlingsanleggene på Kollsnes og Mongstad," sier Sigurd Geir Amland, driftsdirektør for Troll.
The NGL plant represents an investment of around NOK 3 billion.
NGL-fabrikken representerer en investeringer på rundt tre milliarder kroner.
Linde AG in Munich, Germany has been awarded the main contract for engineering, procurement and construction.
Linde AG i München har fått hovedkontrakten for prosjektering, anskaffelser og bygging.
The Kvitebjørn gas is considerably richer in condensate than gas from the Troll field.
Kvitebjørn-gassen er vesentlig rikere på kondensat enn gassen fra Troll-feltet.
The new NGL plant makes it possible to recover much more of the condensate than the existing plant, reports Mr Amland.
Den nye NGL-fabrikken gjør det mulig å gjenvinne atskillig mer av kondensatet enn i det eksisterende anlegget, ifølge Amland.
After the Kvitebjørn gas has been treated, it will be exported to continental Europe.
Etter at Kvitebjørn-gassen er behandlet, skal den eksporteres videre til kontinentet.
The condensate will be transported to the Vestprosess facilities at Mongstad for processing before it is shipped out.
Kondensatet skal transporteres til Vestprosess-anleggene på Mongstad i Hordaland for bearbeiding før den skipes ut.
“The NGL plant is an important link in the value chain that stretches from Tampen, Sogn and the Troll area via Kollsnes to Mongstad,” adds Mr Amland.
"NGL-anlegget er en viktig byggekloss i verdikjeden som strekker seg fra Tampen, Sogn og Troll-området via Kollsnes til Mongstad," sier Amland.
NGL include the propane, butane and naphtha in the gas flow.
NGL omfatter propanen, butanen og naftaen i gasstrømmen.
Mr Amland says that the increased volumes of NGL will improve the profitability of the existing plants and will pave the way for further industrial development.
Ifølge Amland vil de økte NGL-mengdene styrke lønnsomheten i eksisterende anlegg og legge til rette for videre industriutvikling.
In addition, greater capacity will allow increased use of the Troll facilities for gas export, treatment of gas from other fields and support services.
Større kapasitet åpner dessuten for økt bruk av Troll-anleggene til gasseksport, behandling av gass fra andre felt og støttetjenester.
Gas from the Troll field has been treated at Kollsnes since 1996.
Gass fra Troll-feltet er blitt behandlet på Kollsnes siden 1996.
From October 2004 gas from the Statoil-operated Kvitebjørn field in the North Sea will be converted to natural gas liquids (NGL) in a new plant at Kollsnes near Bergen.
Fra oktober 2004 skal gass fra det Statoil-opererte Kvitebjørn-feltet i Nordsjøen omdannes til våtgass (natural gas liquids, NGL) i et nytt anlegg på Kollsnes i Hordaland.
How shale transformed the US' energy fortunes
Slik revolusjonerte skifer energimarkedet i USA
In the USA, the extraction of shale oil and gas from major reserves revolutionized the energy market, and has bolstered market confidence in gas.
I USA har utvinning av skifergass fra store reserver bidratt til å revolusjonere energimarkedet, og å gi naturgass økt tillit i markedet.
Today, the US is the only country in the world producing shale gas commercially, and Statoil was involved from an early stage.
I dag er USA det eneste landet med kommersielle produksjon av skifergass, og Statoil har vært med fra en tidlig fase.
Once dependent on gas imports, the United States will now be self-sufficient for 100 years, according to the US Department of Energy.
Landet som tidligere var avhengig av gassimport, er nå selvforsynt i 100 år framover i følge det amerikanske energidepartement (US Department of Energy).
Technological breakthroughs in recent years have made this possible.
Teknologiske gjennombrudd de siste årene har gjort dette mulig.
Today, shale gas constitutes 47 per cent of US gas production and could rise to 50 per cent by 2030.
I dag utgjør skifergass 47 prosent av gassproduksjonen i USA og andelen kan øke til 50 prosent innen 2030.
In Statoil, we quickly saw the potential of shale gas and became involved at an early stage.
Statoil så potensialet til i skifergass og var tidlig ute med engasjere seg.
In the middle of the financial crisis in 2008, we entered a strategic agreement with one of the largest shale gas producers in the US.
Midt i finanskrisen høsten 2008 inngikk vi en strategisk avtale med en av USAs største skifergassprodusenter.
Since then, we have further enhanced our position within shale gas, as well as shale oil.
Siden den tid har vi ytterligere styrket vår posisjon i skifergass, samt skiferolje.
We are now an operator in three of the premium shale gas and oil plays.
Vi er nå operatør i tre av de ledende forekomstene av skifergass og -olje i USA.
Statoil holds positions and is an operator in three of the premium shale gas and oil plays (both in shale and dense rocks) in the USA:
Statoil har eierandeler i tre av de viktigste produserende olje- og gassfeltene (både i skifer og tette bergarter) i USA:
Bakken
Bakken
Eagle Ford
Eagle Ford
Marcellus
Marcellus
We have also entered agreements for the transport and delivery of natural gas to New Jersey and New York City, and since 2003 we have built a marketing organisation for natural gas in the USA.
Vi har dessuten inngått avtaler for transport og leveranse av naturgass til New Jersey og New York City og har siden 2003 bygget opp en markedsføringsorganisasjon for naturgass i USA.
Why shale rock is different
Derfor er skifer annerledes
Shale is a fine-grained sedimentary rock that belongs to a category of rocks known as mudstones.
Shale er en finkornet sedimentær bergart som tilhører kategorien mudstones.
Shale is distinguished from other mudstones because it is fissile and layered—or laminated.
Skifer skiller seg fra andre mudstones fordi det er spaltbart og laminert.
Shale splits easily into relatively thin sheets due to this lamination, allowing oil and gas trapped beneath the shale rock to be extracted using modern fracturing techniques that open passageways between the laminations.
Shale kan lett deles inn i relativt tynne plater på grunn av denne laminering, slik at olje og gass fanget under skiferen fjellet som skal utvinnes ved hjelp av moderne teknikker som åpner passasjer mellom lagene.
In recent years, major international oil companies have explored opportunities for producing shale gas in China, Argentina and Poland.
De siste årene har store, internasjonale oljeselskaper undersøkt mulighetene for produksjon av skifergass i Kina, Argentina og Polen.
How shale deposits are extracted
Slik utvinnes skifergass
How shale transformed the US' energy fortunes
Ny teknologi gjorde revolusjonen mulig
Oil and gas explorers in the US have been aware of large deposits of shale gas and oil since the 1940s, but until recently were unable to extract such resources in a cost-effective manner.
Amerikanerne har siden 1940-tallet kjent til sine store forekomster av skifergass, men de har ikke kunnet utvinne ressursene på en lønnsom måte.
Advances in technological capability such as horizontal drilling and hydraulic fracturing have now made it possible to extract the gas and oil deposits in economic quantities directly from the source rocks.
Horisontal boring og oppsprekking av skiferen gjør det mulig å utvinne forekomstene.
The wells are first drilled vertically, and then horizontally 1,500 to 3,500 metres through the source rock layers.
Brønnene bores først vertikalt ned til skiferformasjonen, og deretter 500 til 1500 meter horisontalt langs skiferlagene.
Then the work on fracturing the source rock starts.
Deretter begynner arbeidet med å få bergarten til å sprekke opp.
After installing and perforating the production pipe at multiple stages, a mixture of sand and water with some chemicals is pumped down the bore hole.
Etter perforering av produksjonsrøret, blir borehullet fylt med en blanding av vann og sand og noen kjemikalier.
Fissures are then created in the source rock by injecting the water and sand at high pressure.
Slik lages det sprekker utover i skiferen ved at vannet og sanden settes under høyt trykk.
When pumping operations are completed, the fissures are kept open by the sand that was pumped in during the fracturing process.
Etter at pumpeoperasjonen er ferdig, blir sprekkene holdt åpne av sanden som ble pumpet inn under oppsprekkingen.
When the well is commissioned, the gas or oil will flow through the sand in the new fissures and further into the well bore and up to the surface.
Når brønnen settes i produksjon, vil gassen strømme gjennom sanden i de nye sprekkene og videre inn i brønnen og opp til overflaten.
Tove Stuhr Sjøblom, senior vice president for exploration on the Norwegian continental shelf.
Tove Stuhr Sjøblom, direktør for leting på norsk sokkel.
"We are very satisfied with these awards and have great confidence in the potential of the Norwegian continental shelf," says Tove Stuhr Sjøblom, senior vice president for exploration on the NCS.
– Vi er godt fornøyd med tildelingene og har stor tro på potensialet på norsk sokkel.
"StatoilHydro has had a very high level of exploration activity in recent years.
– StatoilHydro har hatt en meget høy leteaktivitet de senere år.
We have knowledge, expertise and experience and are well-equipped to take on new exploration assignments.
Vi har kunnskap, kompetanse og erfaring og er godt rustet til å ta på oss nye leteoppgaver, sier hun.
The large number of companies awarded interests in new licences shows that the industry takes a positive view of the NCS.
Det store antall selskaper som har fått andeler i nye lisenser, viser at industrien ser med interesse på norsk sokkel.
Nevertheless, the chances of making major discoveries are limited and pressure is rising to open new areas.
Likevel er sjansene for å gjøre store funn begrenset og presset på å få åpnet nye områder økende.
StatoilHydro has been awarded interests in the following blocks in the 20th licensing round:
StatoilHydro har fått tildelinger i følgende blokker i 20. konsesjonsrunde:
Production licence
Produksjonslisens
Percentage share
Prosentvis andel
6203/10
6203/10
60 (operator)
60 (operatør)
6509/4,5,6
6509/4,5,6
40 (operator)
40 (operatør)
6606/2,3
6606/2,3
75 (operator)
75 (operatør)
6703/7,8,9,10,11,12 6704/7,8,10
6703/7,8,9,10,11,12 6704/7,8,10
7219/9 7220/4,5,7,8
7219/9 7220/4,5,7,8
50 (operator)
50 (operatør)
7224/7,8,11
7224/7,8,11
7228/11,12
7228/11,12
The new licences lie in different geological provinces and their resource potential could form the basis for stand-alone developments.
De nye lisensene ligger i ulike geologiske provinser og har ressurspotensial som kan gi grunnlag for selvstendige utbygginger.
30% of 04/06, 05/06, 06/06
30 % av 04/06, 05/06, 06/06
25% of 05/98
25 % av 05/98
20% of 01/06
20 % av 01/06
This covers interests in five licences on the Danish continental shelf:
Dette omfatter andeler i fem lisenser på den danske kontinentalsokkelen:
The changes in functional currencies have no cash impact.
Endringene av funksjonelle valutaer har ingen kontanteffekt.
The companies changing functional currency will no longer have currency exchange effects, deriving from USD denominated monetary assets and liabilities, related to the “Net financial items”.
Selskapene som endrer funksjonell valuta vil ikke lenger få valutaeffekter fra USD pengeposter i eiendeler og gjeld relatert til "Netto finansposter".
Conversely, monetary assets and liabilities, denominated in other currencies than USD, may now generate such currency effects.
Motsatt kan pengeposter i eiendeler og gjeld i andre valutaer enn USD nå gi slike valutaeffekter.
The changes have previously been announced in the Annual Report on Form 20-F for 2008 and the fourth quarter 2008 report.
Det er tidligere gitt melding om disse endringene i årsrapporten form 20-F for 2008 og kvartalsrapporten for fjerde kvartal 2008.
According to IFRS, “Income tax” must be calculated based on the relevant tax currencies.
Ifølge IFRS må inntektsskatt beregnes ut fra de aktuelle skattevalutaene.
For StatoilHydro ASA the tax currency remains NOK.
For StatoilHydro ASA forblir skattevalutaen NOK.
As a consequence, currency fluctuations could now generate significant differences between the reported “Income before tax” (USD based) and the actual basis for calculation of “Income tax” (NOK based).
Dermed kan valutasvingninger nå skape betydelige forskjeller mellom “Resultat før skattekostnad" (USD basert), og beregningsgrunnlag for “Skattekostnad” (NOK basert).
The currency effects reported in the “Net financial items” are expected to be less volatile due to these changes.
Valutaeffektene ført under "Netto finansposter" forventes å svinge mindre på grunn av disse endringene.
Without the changes in functional currency, the “Net financial items” for the Group would have been approximately NOK 10 billion higher in the first quarter 2009.
Uten endringene av funksjonell valuta ville “Netto finansposter” for konsernet vært 10 milliarder kroner høyere første kvartal 2009.
The income tax related to this difference will be, however, booked to the Group accounts in the same period based on an average tax rate of approximately 25%.
Skatt på denne forskjellen blir ført i ”Konsernresultatregnskapet” for samme periode beregnet på om lag 25% skatt.
For the first quarter 2009 the reported currency loss in the “Net financial items” for the Group is expected to be NOK 1.5 billion.
For første kvartal 2009 forventes valutatapet i “Netto finansposter" for konsernet å bli 1,5 milliarder kroner.
Press and media: Ola Morten Aanestad +47 2297 2288 / +47 480 80 212 (cell)
Presse og media: Ola Morten Aanestad +47 2297 2288 / +47 480 80 212 (mobil)
Investor Relations: Lars Troen Sørensen +47 5199 7790 / +47 906 49 144 (cell)
Investor Relations: Lars Troen Sørensen +47 5199 7790 / +47 906 49 144 (mobil)
The accounts for these companies are therefore now recorded in USD, while the presentation currency for the Group remains NOK.
Regnskapet til disse selskapene er derfor nå ført i USD, mens presentasjonsvalutaen til konsernet forblir norske kroner (NOK).
StatoilHydro's interest in the Tahiti field was acquired through the EnCana Gulf of Mexico acreage acquisition in 2005, with Tahiti being sanctioned later that year.
StatoilHydro skaffet seg sin andel i Tahiti-feltet gjennom oppkjøpet av EnCanas andeler i Mexicogolfen i 2005, og Tahiti ble sanksjonert senere samme år.
The field is estimated to contain between 400 and 500 million barrels of oil equivalent.
Feltet inneholde mellom 400 og 500 millioner fat oljeekvivalenter.
The field is developed with a floating spar platform producing from six subsea wells.
Tahiti-feltet bygges ut med et flytende SPAR-plattform som produserer fra seks undersjøiske brønner.
"I'm very proud to have been a part of the Tahiti development, together with Chevron.
– Jeg er svært stolt over å ha vært med på utbyggingen av Tahiti.
Tahiti is located in Green Canyon blocks 596, 597, 640 and 641, approximately 305 km south of New Orleans.
Tahiti omfatter blokk 596, 597, 640 og 641 i Green Canyon, 305 kilometer sør for New Orleans.
StatoilHydro recently sanctioned the Caesar/Tonga development located close to the Tahiti field.
StatoilHydro sanksjonerte nylig Caesar/Tonga-utbyggingen i nærheten av Tahiti-feltet.
The recent Heidelberg discovery is also located nearby.
Det nye Heidelberg-funnet ligger også i nærheten.
StatoilHydro holds a 25% working interest in the Tahiti field.
StatoilHydro har en andel på 25 prosent i Tahiti-feltet.
Operator Chevron holds 58% andTotal 17%.
Operatøren Chevron har en andel på 58 prosent og Total 17 prosent.
Tahiti is expected to produce 125,000 barrels of oil and two million cubic metres of natural gas a day, reaching plateau production later this year.
Det forventes at Tahiti vil produsere 125.000 fat olje og to millioner kubikkmeter naturgass pr. dag, og nå platåproduksjon senere i år.
With Tahiti on stream, StatoilHydro will more than double its production from the US Gulf of Mexico.
Med Tahiti i produksjon vil StatoilHydro mer enn doble sin produksjon fra Mexicogolfen.
The Tahiti platform in the US Gulf of Mexico
Tahiti-plattformen i Mexicogolfen.
Located in the North Sea, this satellite field is tied back to the Gullfaks C platform by three 15-kilometre pipelines.
Gullfaks Sør er et satellittfelt knyttet opp mot Gullfaks C-plattformen med tre 15 kilometer lange rørledninger.
Developing a simple and cheap solution for getting more out of smaller fields is important for StatoilHydro.
For StatoilHydro er det viktig å utvikle en enkel og rimelig løsning for å få mer gass ut av mindre felt.
The aim is to make this technology sufficiently robust for it to be applicable to more and larger fields.
Målet er å gjøre denne teknologien robust for å kunne bruke den på flere og større felt.
StatoilHydro has awarded the contract to Framo on behalf of the Gullfaks licensees.
StatoilHydro har inngått avtalen med Framo på vegne av Gullfaks-lisensen.
Subsea gas compression could boost recovery from Gullfaks in the North Sea.
Gasskompresjon på havbunnen kan øke utvinningen fra Gullfaks-feltet i Nordsjøen.
Attached is the annual overview for StatoilHydro ASA (OSE: STL, NYSE: STO) for the period 1 May 2008 to 8 May 2009.
Vedlagt er årlig oversikt for perioden 1. mai 2008 til 8. mai 2009 for StatoilHydro ASA (OSE: STL, NYSE: STO).
The information is available on the group’s website (www.statoilhydro.com) and at www.newsweb.no.
Informasjonen er offentliggjort via selskapets nettsider (www.statoilhydro.com), og er også tilgjengelig på www.newsweb.no.
Annual overview StatoilHydro ASA _2008_2009__attachment PDF 111 kB
Årsoversikt StatoilHydro ASA _2008_2009__vedlegg PDF 120 kB
In addition to low crude oil prices, the first quarter net income was influenced by currency effects and an unusually high effective tax rate.
I tillegg til lave oljepriser var resultatet for første kvartal 2009 påvirket av valutaeffekter og uvanlig høy effektiv skatteprosent.
In the first quarter of 2009, net income was NOK 4.0 billion compared to NOK 16.0 billion in the same quarter a year ago.
I første kvartal 2009 var resultatet på 4,0 milliarder kroner, sammenlignet med 16,0 milliarder kroner i samme kvartal for ett år siden.
A new functional currency in the parent company has introduced reduced currency effects on net financial income.
En ny funksjonell valuta i morselskapet har gitt reduserte valutaeffekter for netto finansinntekter.
While taxes payable are unaffected by this change, taxable income exceeded consolidated accounting income before tax by approximately NOK 10 billion, thus contributing to a tax rate of 87.4%.
Mens betalbar skatt er upåvirket av denne endringen, overskred skattbar inntekt konsernets regnskapsmessige resultat før skatt med omkring 10 milliarder kroner, noe som bidro til en skatteprosent på 87,4 %.
Adjusted for this difference, the tax rate amounted to 66.4%.
Justert for denne forskjellen var skatteprosenten på 66,4 %.