natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The plan for development and operation was submitted in 1999, embracing Tune South as a possible future phased development of the field.
Plan for utbygging og drift ble innsendt i 1999, og omfattet også Tune Sør som en mulig fremtidig faset utbygging av feltet.
Development of Tune South was approved by Hydro in 2005 with the use of equipment originally acquired for Tune North – which was shelved.
Utbygging av Tune Sør ble godkjent av Hydro i 2005 med bruk av utstyr opprinnelig anskaffet for Tune Nord – som ble stanset.
The development comprises a single satellite well tied back to Tune Main, as well as modifications to the Oseberg D platform.
Utbygging består av en enkelt satelittbrønn , knyttet opp mot Tune Main , samt modifikasoner på Oseberg D-plattformen.
Pipeline and umbilical were installed in 2006 and connected to Tune Main
Rørledning og umbilical ble installert i 2006 og koblet opp mot Tune Main
The well was drilled in 2009, and connected to the satellite well in the summer of 2009.
Brønnen ble boret i 2009, og oppkobling mot satellittbrønn gjennomført sommeren 2009.
Production began in July 2009.
Produksjonsstart juli 2009.
Expected plateau production from Tune South will be about 1.5 million standard cubic metres of gas per day in 2009-2010.
Forventet platåproduksjon fra Tune Sør er ca 1,5 millioner standard kubikkmeter gass i 2009-2010 per dag.
Tune South is tied back to the Oseberg field via the Tune subsea template.
Tune Sør er knyttet opp til Oseberg via Tune havbunnsramme
Investor Relations: Morten Sven Johannessen +47 909 34148 (cell)
Investor Relations: Morten Sven Johannessen +47 909 34 148 (mobil)
Adjusted for certain items that management considers not to be reflective of StatoilHydro's underlying operational performance in the individual reporting period, adjusted earnings in the second quarter of 2009 were NOK 29.2 billion, compared to NOK 56.3 billion in the second quarter of 2008.
Justert for visse poster som ledelsen ikke anser å være representative for StatoilHydros underliggende drift i perioden, var justert driftsresultat i andre kvartal 2009 på 29,2 milliarder kroner, sammenlignet med 56,3 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
The decrease in adjusted earnings was primarily due to lower prices and volumes of liquids and partly due to decreasing prices for natural gas.
Nedgangen i justert driftsresultat skyldtes hovedsakelig lavere væskepriser og -volumer og delvis også avtagende naturgasspriser.
The reduction was only partly compensated by higher margins and sales volumes of natural gas.
Reduksjonen ble bare delvis motvirket av høyere marginer og salgsvolumer for naturgass.
The second quarter net income was NOK 0.0 billion and was mostly influenced by lower crude oil and gas prices, currency effects and an unusually high effective tax rate caused in part by tax on currency gains not reflected in the net financial items.
Resultatet i andre kvartal var 0,0 milliarder kroner og var hovedsakelig påvirket av lavere råolje- og gasspriser, valutaeffekter og en uvanlig høy effektiv skatteprosent som delvis skyldtes skatt på valutagevinster som ikke gjenspeiles i netto finansposter.
Adjusted earnings after tax amounted to NOK 9.0 billion, down from NOK 16.7 billion in the second quarter of 2008.
Justert driftsresultat etter skatt var 9,0 milliarder kroner, en nedgang fra 16,7 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
The decrease is mainly due to lower oil prices and volumes, partly offset by higher income from natural gas sales and a lower effective tax rate on adjusted earnings.
Nedgangen skyldes hovedsakelig lavere oljepriser og -volumer, noe som delvis motvirkes av høyere inntekter fra naturgassalg og lavere effektiv skatteprosent for justert driftsresultat.
Adjusted earnings after tax excludes the effects of tax on net financial items, and represented an effective tax rate of 69.2% in the second quarter of 2009 and 70.3% in the second quarter of 2008.
Justert driftsresultat etter skatt ekskluderer skattevirkningene av netto finansposter og utgjorde en effektiv skatteprosent på 69,2 % i andre kvartal 2009 og 70,3 % i andre kvartal 2008.
"StatoilHydro maintains a high activity level and robust operations both in Norway and internationally.
- StatoilHydro opprettholder et høyt aktivitetsnivå og en robust virksomhet både i Norge og internasjonalt.
In a demanding market, our operational performance is solid.
Markedssituasjonen er krevende men driften er solid.
We have increased our efforts to reduce costs, and we continue to deliver good results from operations," says StatoilHydro's chief executive Helge Lund.
Vi har høynet fokuset på kostnadskutt og vi fortsetter å levere gode produksjonsresultater fra virksomheten vår, sier StatoilHydros konsernsjef Helge Lund.
"Since first quarter we have started operations on important oil and gas fields such as Tyrihans in the Norwegian Sea and Tahiti and Thunder Hawk in the Gulf of Mexico and our exploration programme continues to yield good results."
- Siden første kvartal har viktige olje- og gassfelt som Tyrihans i Norskehavet og Tahiti og Thunder Hawk i Mexicogolfen kommet i drift og leteprogrammet vårt fortsetter å gi gode resultater.
"So far this year we have completed a total of 48 exploration and extension wells, 30 of which resulted in discoveries.
- Hittil i år har vi fullført 48 letebrønner og leteforlengelser, hvorav 30 har resultert i funn.
The CEO continues: "Although the outlook for the global economy seems somewhat less pessimistic and the balance of risks appears to have improved, the uncertainty remains high.
- Selv om utsiktene for verdensøkonomien virker noe mindre pessimistisk i det siste og risikobalansen ser ut til å være forbedret, er imidlertid usikkerheten fremdeles høy.
We therefore continue to focus on operational efficiency and capital discipline, and we have the flexibility to adjust our activity level according to market development," says Lund.
Vi fortsetter derfor å fokusere på driftsmessig effektivitet og kapitaldisiplin og vi har den nødvendige fleksibilitet til å tilpasse aktivitetsnivået til markedsutviklingen, sier Lund.
In the second quarter of 2009, equity production of liquids and natural gas was 1.137 million and 708 thousand barrels of oil equivalent per day, respectively.
Samlet egenproduksjon av væsker og naturgass i andre kvartal 2009 var henholdsvis 1,137 millioner og 708 tusen fat oljeekvivalenter per dag.
Total equity production was 1.845 million barrels of oil equivalent per day, down 3% from the second quarter of 2008.
Samlet egenproduksjon var 1,845 millioner fat oljeekvivalenter per dag, en nedgang på 3 % fra andre kvartal 2008.
The decrease in equity production was primarily caused by declining production from mature fields.
Nedgangen i egenproduksjon skyldtes hovedsakelig avtagende produksjon fra modne felt.
In the second quarter of 2009, StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production of 1,729 mboe per day, which is an increase of 1% compared to the 1,710 mboe per day in the second quarter of 2008.
StatoilHydros samlede bokførte produksjon av væske og gass i andre kvartal 2009 var 1,729 millioner foe per dag, som er en økning på 1 % sammenlignet med 1,710 millioner foe per dag i andre kvartal 2008.
Total liftings of liquids and gas were 1,664 mboe per day in the second quarter of 2009, a 4% decrease from 1,736 mboe per day in the second quarter of 2008.
Samlet løfting av væske og gass var 1,664 millioner foe per dag i andre kvartal 2009, en nedgang på 4 % fra 1,736 millioner foe per dag i andre kvartal 2008.
StatoilHydro delivered an extensive exploration programme in the second quarter of 2009.
StatoilHydro gjennomførte et omfattende leteprogram i andre kvartal 2009.
Of a total of 22 exploration wells completed before 30 June 2009, eight were drilled outside the NCS.
Av de totalt 22 letebrønnene som ble fullført før 30. juni 2009, ble åtte boret utenfor norsk sokkel.
Fourteen wells have been announced as discoveries, of which two are located outside the NCS.
Fjorten av brønnene er bekreftede funn, hvorav to ble gjort utenfor norsk sokkel.
In the first half of 2009 StatoilHydro has completed 44 wells, 27 on the NCS and 17 internationally.
I første halvår av 2009 har StatoilHydro fullført 44 brønner, 27 på norsk sokkel og 17 internasjonalt.
A total of 27 wells have been announced as discoveries, 23 on the NCS and four internationally.
Til sammen 27 brønner er bekreftede funn, 23 på norsk sokkel og fire internasjonalt.
An additional four wells, of which three have been declared as discoveries, have been completed since 30 June 2009.
Ytterligere fire brønner, hvorav tre er bekreftede funn, er fullført siden 30. juni 2009.
In the second quarter of 2009, the Tyrihans field started production on the NCS and first oil was received from the Chevron-operated Tahiti field in the US Gulf of Mexico.
I andre kvartal 2009 startet produksjonen fra Tyrihans-feltet på norsk sokkel, samt det Chevron-opererte Tahiti-feltet i amerikansk del av Mexicogolfen.
The StatoilHydro operated Troll field received approval from the Norwegian government on 19 June on a project to increase reserves and extend the lifetime of the field.
Den 19. juni godkjente regjeringen planene for det StatoilHydro-opererte Troll-feltet med sikte på å øke reservene og forlenge feltets levetid.
The Goliat field also received approval from the Norwegian government on 19 June, marking the go-ahead for development of the first oil field in the Barents Sea.
Samme dato ble også planene for det partneropererte Goliat-feltet godkjent av norske myndigheter, og ga derved klarsignal for utbygging av det første oljefeltet i Barentshavet.
Return on average capital employed after tax (ROACE)* for the 12 months ended 30 June 2009 was 13.4%, compared to 23.2% for the 12 months ended 30 June 2008.
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE)* for de siste 12 månedene fram til 30. juni 2009 var 13,4 %, sammenlignet med 23,2 % i tilsvarende periode i 2008.
The decrease was due to the reduced income and a higher average capital employed.
Nedgangen skyldtes lavere inntekter og høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital.
In the second quarter of 2009, earnings per share based on net income was NOK 0.02 compared to NOK 5.89 in the second quarter of 2008.
I andre kvartal 2009 var inntjeningen per aksje 0,02 kroner, sammenlignet med 5,89 kroner i andre kvartal 2008.
In the first half of 2009 earnings per share based on net income amounted to NOK 1.18, compared to NOK 10.91 in the first half of 2008.
I første halvår av 2009 var inntjeningen per aksje 1,18 kroner, sammenlignet med 10,91 kroner i første halvår av 2008.
In the second quarter of 2009, net operating income was NOK 24.3 billion, compared to NOK 62.6 billion in the second quarter of 2008.
I andre kvartal 2009 var driftsresultatet 24,3 milliarder kroner, sammenlignet med 62,6 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
Net operating income includes certain items that management considers not to be reflective of StatoilHydro's underlying operational performance.
Driftsresultatet omfatter visse poster som ledelsen anser for ikke å være representative for StatoilHydros underliggende drift.
Adjusted earnings is a supplemental non-GAAP measure to StatoilHydro's IFRS measure of net operating income which management believes provides an indication of StatoilHydro's underlying operational performance in the period and facilitates a better evaluation of operational developments between periods.
Justert driftsresultat er et "non-GAAP" begrep som supplerer måletall fra StatoilHydros IFRS-regnskap og som ledelsen mener gir en bedre indikasjon på StatoilHydros underliggende prestasjoner i perioden og som gjør det lettere å vurdere driftsmessige utviklingstendenser mellom periodene.
In the second quarter of 2009, lower fair value of derivatives (NOK 0.5 billion), impairment charges net of reversals (NOK 3.3 billion), underlift (NOK 1.1 billion) and other accruals (NOK 0.1 billion) negatively impacted net operating income, while higher values of products in operational storage (NOK 1.2 billion) and gain on sale of assets (NOK 0.2 billion) both had a positive impact on net operating income in the second quarter of 2009.
Følgende forhold påvirket driftsresultatet negativt i andre kvartal 2009: Derivater (0,5 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (3,3 milliarder kroner), underløft (1,1 milliarder kroner) og andre avsetninger (0,1 milliarder kroner), mens lagervirkninger (1,2 milliarder kroner) og gevinst ved salg av eiendeler (0,2 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet for andre kvartal 2009.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 1.3 billion), adjusted earnings were NOK 29.2 billion in the second quarter of 2009.
Hensyntatt disse elementene og virkningene av elimineringer (1,3 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 29,2 milliarder kroner i andre kvartal 2009.
In the second quarter of 2008 restructuring cost accruals (NOK 0.2 billion) and other accruals (NOK 0.3 billion) negatively impacted net operating income, while higher value of derivatives (NOK 3.3 billion), impairment charges net of reversals (NOK 2.1 billion), overlift (NOK 1.8 billion), higher values of products in operational storage (NOK 1.4 billion) and gain on sale of assets (NOK 0.5 billion), had a positive impact on net operating income in the second quarter of 2008.
I andre kvartal 2008 ble driftsresultatet negativt påvirket av avsetninger til omstrukturering (0,2 milliarder kroner) og andre avsetninger (0,3 milliarder kroner), mens derivater (3,3 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (2,1 milliarder kroner), overløft (1,8 milliarder kroner), lagervirkninger (1,4 milliarder kroner) og gevinst ved salg av eiendeler (0,5 milliarder kroner), virket positivt på driftsresultatet i andre kvartal 2008.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 1.3 billion), adjusted earnings were NOK 56.3 billion in the second quarter 2008.
Hensyntatt disse elementene og virkningene av eliminering (1,3 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 56,3 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
The 48 % decrease in adjusted earnings from second quarter 2008 to second quarter 2009 was primarily due to the reduction in prices for both liquids and gas, and the decrease in volumes of liquids sold, partly compensated by increased results from sales of natural gas.
Nedgangen i justert driftsresultat på 48 % fra andre kvartal 2008 til andre kvartal 2009 skyldtes hovedsakelig lavere væske- og gasspriser og en nedgang i solgte væskevolumer, noe som delvis ble motvirket av økte resultater fra salg av naturgass.
In the first half of 2009, the net operating income was NOK 59.8 billion, compared to NOK 114.1 billion in the first half of 2008.
I første halvår av 2009 var driftsresultatet på 59,8 milliarder kroner, sammenlignet med 114,1 milliarder kroner i første halvår av 2008.
In the first half of 2009, lower fair value of derivatives (NOK 0.6 billion), impairment charges net of reversals (NOK 5.7 billion) and underlift (NOK 0.5 billion) negatively impacted net operating income, while higher values of products in operational storage (NOK 1.7 billion), gain on sale of assets (NOK 0.5 billion) and other accruals (NOK 1.4 billion) had a positive impact on net operating income for the second quarter of 2009.
Følgende forholdet påvirket driftsresultatet negativt i første halvår av 2009: Derivater (0,6 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (5,7 milliarder kroner) og underløft (0,5 milliarder kroner), mens lagervirkninger (1,7 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (0,5 milliarder kroner) og andre avsetninger (1,4 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet for andre kvartal 2009.
Adjusted for these items and effects of inter-company eliminations (NOK 2.2 billion), adjusted earnings were NOK 65.3 billion in the first half of 2009.
Hensyntatt disse elementene og virkningene av konserninterne elimineringer (2,2 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 65,3 milliarder kroner i første halvår av 2009.
In the first half of 2008 impairment charges net of reversals (NOK 0.4 billion) and other accruals (NOK 0.5 billion) negatively impacted net operating income, while higher value of derivatives (NOK 4.1 billion), gain on sale of assets (NOK 1.2 billion), overlift (NOK 0.1 billion) and higher values of products in operational storage (NOK 1.7 billion) had a positive impact on net operating income in the second quarter of 2008.
Følgende forhold påvirket driftsresultatet negativt i første halvår av 2008: Endringer i nedskrivninger (0,4 milliarder kroner) og andre avsetninger (0,5 milliarder kroner), mens derivater (4,1 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (1,2 milliarder kroner), overløft (0,1 milliarder kroner) og lagervirkninger (1,7 milliarder kroner) virket positivt på driftsresultatet i første halvår av 2008.
Adjusted for these items adjusted earnings were NOK 107.9 billion in the first half of 2008.
Hensyntatt disse elementene var justert driftsresultat på 107,9 milliarder kroner i første halvår av 2008.
The 39% decrease in adjusted earnings from first half of 2008 to first half of 2009 was primarily due to the drop in liquids prices, and was only partly offset by the higher income from sales of natural gas.
Nedgangen i justert driftsresultat på 39 % fra første halvår av 2008 til første halvår av 2009 skyldtes hovedsakelig lavere væskepriser og ble delvis motvirket av høyere inntekter fra salg av naturgass.
Introducing the USD as functional currency from 2009 in the parent company has led to reduced currency effects on net financial income.
Innføringen av USD som funksjonell valuta i morselskapet fra og med 2009 har ført til reduserte valutaeffekter på netto finansposter.
While taxes payable are unaffected by this change, taxable income exceeded consolidated accounting income before tax by approximately NOK 3.6 billion in the second quarter of 2009, thus contributing to a tax rate of 99.9%.
Mens betalbar skatt er upåvirket av denne endringen, oversteg skattbar inntekt konsernets regnskapsmessige resultat før skatt med omkring 3,6 milliarder kroner i andre kvartal 2009, noe som bidro til en skatteprosent på 99,9 %.
Management considers this tax rate not to be reflective of the underlying tax exposure.
Ledelsen mener at denne skatteprosenten ikke er representativ for den underliggende skatteeksponeringen.
Adjusted earnings after tax excludes net financial items and tax on net financial items and is an alternative measure which provides an indication of StatoilHydro's tax exposure to its underlying operational performance in the period, and therefore better faciliates a comparison between periods.
Justert driftsresultat etter skatt er et alternativt måletall som gir en indikasjon på StatoilHydros skatteeksponering ut fra underliggende drift i perioden og gjør det derfor lettere å sammenligne ulike perioder.
Adjusted earnings after tax in the second quarter of 2009 was NOK 9.0 billion, down from NOK 16.7 billion in the second quarter of 2008.
Justert driftsresultat etter skatt i andre kvartal 2009 var 9,0 milliarder kroner, en nedgang fra 16,7 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
In the first half of 2009, adjusted earnings after tax was NOK 19.5 billion, down from NOK 30.7 billion the same period last year.
I første halvår av 2009 var justert driftsresultat etter skatt 19,5 milliarder kroner, en nedgang fra 30,7 milliarder kroner i samme periode i fjor.
The decrease is mainly due to lower liquid prices, partly offset by higher income from natural gas sales and a lower effective tax rate on adjusted earnings.
Nedgangen skyldes hovedsakelig lavere væskepriser, noe som ble delvis motvirket av inntekter fra salg av naturgass og en lavere effektiv skatteprosent på justert driftsresultat.
Tax on adjusted earnings amounted to 69.2% in the second quarter of 2009 and 70.3% in the second quarter of 2008, compared to 70.1% and 71.6% in the first half of 2009 and 2008, respectively.
Skatt på justert driftsresultat var 69,2 % i andre kvartal 2009 og 70,3 % i andre kvartal 2008, sammenlignet med henholdsvis 70,1 % og 71,6 % i første halvår av 2009 og 2008.
Total liquids and gas liftings in the second quarter of 2009 were 1,664 mboe per day, compared to 1,736 mboe per day in the second quarter of 2008.
Samlet væske- og gassløfting i andre kvartal 2009 var 1,664 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,736 millioner foe per dag i andre kvartal 2008.
In the second quarter of 2009 there was an underlift of 49 mboe per day* compared to an overlift in the second quarter of 2008 of 42 mboe per day.
Det var et underløft i andre kvartal 2009 på 49 tusen foe per dag* sammenlignet med et overløft i andre kvartal 2008 på 42 tusen foe per dag.
Total liquids and gas liftings in the first half of 2009 were 1,813 mboe per day, compared to 1,786 mboe per day in the first half of 2008.
Samlet væske- og gassløfting i første halvår av 2009 var 1,813 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,786 millioner foe per dag i første halvår av 2008.
There was an underlift in the first half of 2009 of 3 mboe per day* compared to an overlift of 3 mboe per day in the first half of 2008.
Det var et underløft i første halvår av 2009 på 3 tusen foe per dag* sammenlignet med et overløft på 3 tusen foe per dag i første halvår av 2008 .
Total liquids and gas entitlement production in the second quarter of 2009 was 1,729 mboe per day, compared to 1,710 mboe per day in the second quarter of 2008.
Samlet bokført produksjon av væsker og gass i andre kvartal 2009 var 1,729 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,710 millioner foe per dag i andre kvartal 2008.
Average equity* production was 1,845 mboe per day in the second quarter of 2009 compared to 1,898 mboe per day in the second quarter of 2008.
Gjennomsnittlig egenproduksjon* var 1,845 millioner foe per dag i andre kvartal 2009 sammenlignet med 1,898 millioner foe per dag i andre kvartal 2008.
Total liquids and gas entitlement production in the first half of 2009 was 1,831 mboe per day, compared to 1,799 mboe per day in the first half of 2008.
Samlet bokført produksjon av væsker og gass i første halvår av 2009 var 1,831 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,799 millioner foe per dag i første halvår av 2008.
Average equity production was 1,959 mboe per day in the first half of 2009 compared to 1,973 mboe per day in the first half of 2008.
Gjennomsnittlig egenproduksjon* i første halvår av 2009 var 1,959 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,973 millioner foe per dag i første halvår av 2008.
The slight increase in entitlement production between the quarters as well as year to date, mainly stems from new fields coming on stream, partly offset by declining production from mature fields.
Den svake økningen i bokført produksjon mellom kvartalene, samt for året hittil, skyldes hovedsakelig at nye felt har kommet i drift, noe som delvis ble motvirket av avtagende produksjon fra modne felt.
Exploration expenditure was NOK 4.0 billion in the second quarter of 2009, compared to NOK 3.7 billion in the second quarter of 2008.
Leteutgiftene i andre kvartal 2009 var 4,0 milliarder kroner, sammenlignet med 3,7 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
Exploration expenditure was NOK 9.2 billion in the first half of 2009, compared to NOK 7.6 billion in the first half of 2008.
Leteutgiftene var 9,2 milliarder kroner i første halvår av 2009, sammenlignet med 7,6 milliarder kroner i første halvår av 2008.
The increases were mainly due to increased exploration activities and cost.
Økningene skyldtes hovedsakelig høyere leteaktivitet og kostnader.
The adjusted exploration expenses decreased from NOK 3.1 billion in the second quarter of 2008 to NOK 2.4 billion in the second quarter of 2009 primarily because of higher capitalisation of exploration expenditures.
De justerte letekostnadene ble redusert fra 3,1 milliarder kroner i andre kvartal 2008 til 2,4 milliarder kroner i andre kvartal 2009, hovedsakelig som følge av høyere balanseføring av leteutgifter.
In the second quarter of 2009, a total of 22 exploration and appraisal wells were completed, 14 on the NCS and eight internationally.
I andre kvartal 2009 ble det fullført til sammen 22 lete- og avgrensningsbrønner, 14 på norsk sokkel og åtte internasjonalt.