natgillin/translations-raw huggingface dataset:
We are therefore fully committed to maintaining our role as TSP for the major part of the transportation and processing systems,” Sætre says.
Vi er derfor opptatt av å beholde vår rolle som teknisk driftsansvarlig for hoveddelen av transport- og prosesseringssystemene, sier Sætre.
Solveig Gas Norway AS is a holding company that is approximately 40% owned by Canada Pension Plan Investment Board, 30% by Allianz Capital Partners (a subsidiary of Allianz SE), and 30% by Infinity Investments SA, a wholly owned subsidiary of the Abu Dhabi Investment Authority.
Solveig Gas Norway AS er et holdingselskap som eies av det kanadiske pensjonsfondet Canada Pension Plan Investment Board (om lag 40 prosent), Allianz Capital Partners (et datterselskap av Allianz SE) ( 30 prosent), og Infinity Investments SA, et heleid datterselskap av Abu Dhabi Investment Authority (30 prosent).
101.284091
101,284091
4718.165569
4718,165569
In the notification that was published on 04 January, new share holding was incorrectly set at 7085.084955.
I melding av 04. januar var ny beholdning feilaktig oppgitt til å være 7085,084955.
The correct number was 4616.881478.
Det korrekte antallet skulle være 4616,881478.
Optimizing the portfolio, through the divestment of the Gassled ownership share, approved by the Ministry of Petroleum and Energy (MPE), and further streamlined our NCS portfolio through the the farm down in three assets through an agreement with Centrica.
Optimalisering av porteføljen gjennom salg av eierandeler i Gassled, godkjent av Olje- og Energidepartementet (OED), og salg av eierandeler i tre felt som ledd i videre strømlinjeforming av porteføljen på norsk sokkel gjennom salgsavtalen med Centrica.
International growth, as Statoil was awarded the operatorship for pre-salt blocks 38 and 39 and a partner position in blocks 22, 25 and 40 in the Kwanza basin in Angola.
Internasjonal vekst, ved at Statoil ble tildelt operatøransvar for pre-salt-blokkene 38 og 39 og en partnerposisjon i blokk 22, 25 og 40 i Kwanza-bassenget i Angola.
Further strengthening our resources, as the Espevær appraisal well increased the volume estimates in the former Aldous, now Johan Sverdrup discovery
Ytterligere styrking av ressursene ved at avgrensningsbrønnen Espevær økte volumanslagene i det tidligere Aldous-, nå Johan Sverdrup-funnet
In 2011, net operating income was NOK 211.8 billion compared to NOK 137.3 billion in 2010.
Driftsresultatet for 2011 var på 211,8 milliarder kroner, sammenlignet med 137,3 milliarder kroner i 2010.
"Statoil delivered record financial results, further improved safety and made important strategic progress in 2011," says Helge Lund, Statoil's president and CEO.
– Statoil leverte et rekordhøyt økonomisk resultat, forbedret sikkerheten ytterligere og tok viktige strategiske skritt i 2011, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
The production for 2011 was in line with expectations.
Produksjonen for 2011 var i tråd med forventningene.
During 2011 Statoil completed 41 exploration wells, 22 of which were discoveries.
Statoil fullførte 41 letebrønner i 2011 og 22 av disse er funn.
"We delivered strong exploration results in 2011, adding more than 1 billion barrels to Statoil's resource base.
– Vi har oppnådd sterke leteresultater i 2011, og har økt Statoils ressursbase med mer enn 1 milliard fat.
Making high impact discoveries in the mature North Sea as well as in the Barents Sea reaffirms the potential of the Norwegian continental shelf," says Lund.
Dette er funn med høyt potensiale i en moden oljeprovins som Nordsjøen og i Barentshavet, og bekrefter potensialet til norsk sokkel, sier Lund.
Statoil achieved a reserve replacement ratio (RRR) of 1.17 in 2011, of which the organic RRR was above 1.0.
Statoil oppnådde en reserveerstatningsrate (RRR) på 1,17 i 2011, hvorav den organiske RRR var på over 1,0.
The RRR for oil was 1.45, including the effect of sales and purchases.
RRR for olje separat var på 1,45 inkludert effektene av salg og oppkjøp.
"We have in recent years consistently strengthened our resource base, bringing us to a new level.
– Vi har i senere år systematisk styrket vår ressursbase.
Our current resource base supports a continued strong reserve replacement going forward," says Lund.
Vår nåværende ressursbase støtter opp under en fortsatt sterk reserveerstatning i årene framover, sier Lund.
The serious incident frequency (SIF) improved from 1.4 in the fourth quarter of 2010 to 0.9 in the fourth quarter in 2011.
Frekvensen for alvorlige hendelser (SIF) gikk ned fra 1,4 i fjerde kvartal 2010 til 0,9 i fjerde kvartal 2011.
For the full year, the SIF was reduced from 1.3 in 2010 to 0.9 in 2011.
For året som helhet ble SIF redusert fra 1,3 i 2010 til 0,9 i 2011.
(*1)
(*1)
Equity production was 1,975 mboe per day in the fourth quarter of 2011 compared to 1,945 mboe per day in the fourth quarter of 2010.
Egenproduksjon var på 1,975 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2011, sammenlignet med 1,945 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2010.
Total equity production was 1,850 mboe per day in 2011, compared to 1,888 mboe per day in 2010.
Samlet egenproduksjon var 1,850 millioner foe per dag i 2011, sammenlignet med 1,888 millioner foe per dag i 2010.
Cash flows from operations, combined with proceeds from our continued portfolio optimisation, have been strong in 2011.
Statoil har i 2011 hatt både sterk kontantstrøm fra driften og betydelige inntekter fra strategiske porteføljejusteringer.
Strategic portfolio optimisation in 2011 includes closing the sell down in Peregrino and Kai Kos Dehseh oil sands, the Gassled divestment, the asset deal with Centrica on the NCS as well as the Brigham acquisition.
Porteføljejusteringer i 2011 omfatter sluttføring av nedsalg i Peregrino-feltet og oljesandprosjektet Kai Kos Dehseh, salg av eierandeler i Gassled, salgsavtale med Centrica vedrørende eierandeler på norsk sokkel, samt oppkjøpet av Brigham Exploration Company.
"The development of Statoil's project portfolio and strong exploration performance solidify Statoil's strengths on the NCS and further expand the international position," says Lund.
– Gjennom utvikling av Statoils prosjektportefølje og de sterke leteresultatene, har Statoil styrket sin posisjon både på norsk sokkel og internasjonalt, sier Lund.
(*1) Numbers excluding the Fuel & Retail segment.
(*1) Segmentet Statoil Fuel & Retail ikke medregnet.
Fourth quarter and annual results 2011
Resultat for 4. kvartal og året 2011
The net operating income in the fourth quarter of 2011 was NOK 60.7 billion compared to NOK 42.8 billion in the fourth quarter of 2010.
Driftsresultatet i fjerde kvartal 2011 var på 60,7 milliarder kroner, sammenlignet med 42,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010.
The increase was largely a result of higher prices for liquids and gas and a NOK 8.5 billion gain on sale of assets, mainly related to the Gassled divestment.
Økningen skyldtes hovedsakelig høyere priser for væsker og gass, og en gevinst ved salg av eierandeler, hovedsakelig i Gassled, på 8,5 milliarder kroner.
Lower volumes of both liquids and gas sold and increased operating expenses partially offset the increase in net operating income.
Lavere salgsvolumer både for væsker og gass, samt økte driftsutgifter motvirket delvis økningen i driftsresultatet.
Adjusted earnings for the fourth quarter of 2011 were NOK 45.9 billion, compared to NOK 40.8 billion in the fourth quarter of 2010.
Justert driftsresultat i fjerde kvartal 2011var på 45,9 milliarder kroner, sammenlignet med 40,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010.
Adjusted earnings after tax in the fourth quarter of 2011 were NOK 14.5 billion, up from NOK 11.0 billion in the fourth quarter of 2010.
Justert driftsresultat etter skatt i fjerde kvartal 2011 var på 14,5 milliarder kroner, en økning fra 11,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2010.
The effective tax rate on adjusted earnings was 68.4% and 73.0 % in the fourth quarters of 2011 and 2010, respectively.
Den effektive justerte skattesatsen var på 68,4 % og 73,0 % i henholdsvis fjerde kvartal 2011 og 2010.
Net income in the fourth quarter of 2011 was NOK 25.5 billion compared to NOK 9.7 billion in the same period in 2010.
Resultatet i fjerde kvartal 2011 var på 25,5 milliarder kroner, sammenlignet med 9,7 milliarder kroner i samme periode i 2010.
The significant increase stems primarily from higher net operating income and a reduced loss on net financial items, partly offset by increased income taxes.
Den betydelige økningen skyldtes hovedsakelig høyere driftsresultat og lavere tap på netto finansposter, noe som delvis ble motvirket av økt skattekostnad.
The tax rate for the quarter was 57.7%.
Skatteprosenten for kvartalet var på 57,7 %.
Statoil paid NOK 112.6 billion in taxes in 2011, compared to NOK 92.3 billion in 2010.
Statoil betalte 112,6 milliarder kroner i skatt i 2011, sammenlignet med 92,3 milliarder kroner i 2010.
The board of directors is proposing a dividend of NOK 6.50 per share for 2011.
Styret foreslår et utbytte på 6,50 kroner per aksje for 2011.
Outlook and strategy update
Utsikter for året og strategioppdatering
Organic capital expenditures for 2012 (i.e. excluding acquisitions and capital leases), are estimated to be around USD 17 billion including expenditures relating to our new assets from the recent Brigham acquisition.
Organiske investeringer for 2012 (eksklusiv oppkjøp og leiefinansiering) anslås til omkring 17 milliarder USD, medregnet kostnader knyttet til våre nye eiendeler fra det nylig gjennomførte oppkjøpet av Brigham Exploration Company.
Statoil has an ambition to continue to be in the top quartile, of its peer group, for unit of production cost.
Statoil har som ambisjon at produksjonsenhetskostnaden fortsatt skal ligge i øvre kvartil blant sammenlignbare selskaper.
Equity production for 2012 is estimated to grow by around 3% Compound Annual Growth Rate (CAGR) based on the actual 2010 equity production.
Egenproduksjonen for 2012 anslås å vokse med en årlig vekstrate (CAGR) på omkring 3 % i forhold til faktisk egenproduksjon i 2010.
Deferral of gas production to create value, gas off-take, timing of new capacity coming on stream and operational regularity represent the most significant risks related to the production guidance.
Utsatt gassproduksjon som følge av verdioptimalisering, kundenes gassuttak, tidspunkt for når ny kapasitet settes i drift, samt driftsregularitet utgjør de viktigste risikoelementene knyttet til produksjonsanslagene.
For the period beyond 2012, Statoil has an ambition to reach an equity production above 2.5 mmboe in 2020.
For perioden etter 2012 har Statoil ambisjon om å oppnå en egenproduksjon på over 2,5 millioner fat oljeekvivalenter i 2020.
Key events since third quarter 2011
Viktige hendelser siden tredje kvartal 2011
Torgrim Reitan, Statoil’s chief financial officer
Torgrim Reitan, Statoils konserndirektør for økonomi og finans
Ernst & Young is Statoil’s current independent auditor and has been the auditor for more than 20 years.
Ernst & Young er i dag Statoils konsernrevisor og har hatt denne rollen i mer enn 20 år.
"Statoil has been very pleased with the services of Ernst & Young through more than two decades, including involvement in activities like the IPO in 2001, the implementation of the Sarbanes-Oxley Act and IFRS in 2006, the merger between Statoil and Norsk Hydro oil and gas in 2007, in addition to regular audit work.
– Statoil har vært veldig fornøyd med tjenestene fra Ernst & Young gjennom mer enn to tiår, inkludert deres bidrag i prosesser som børsnoteringen i 2001, implementeringen av Sarbanes-Oxley-loven og IFRS i 2006, fusjonen mellom Statoil og Hydros olje- og gassvirksomhet i 2007, i tillegg til det ordinære revisjonsarbeidet.
We thank them and look forward to continue working with Ernst & Young in other capacities,” says Statoil’s chief financial officer Torgrim Reitan.
Vi takker dem og ser frem til å fortsette arbeid med Ernst & Young på andre områder, sier Statoils konserndirektør for økonomi og finans, Torgrim Reitan.
Statoil’s Annual General Meeting will be held on 15 May.
Statoils generalforsamling avholdes 15. mai.
Contact: Jannik Lindbæk jr., vice president for media relations, tel: + 47 977 55 622 (mobile)
Kontakt: Jannik Lindbæk jr., informasjonsdirektør, tlf: +47 977 55 622 (mobil)
The decision to forward this proposal for the Corporate Assembly was made after a comprehensive review and evaluation by Statoil of relevant candidates as part of work to periodically assess the independent auditor consistent with corporate governance standards.
Beslutningen om å foreslå dette for bedriftsforsamlingen skjer på bakgrunn av en grundig gjennomgang og vurdering av relevante kandidater som en del av arbeidet med å regelmessig vurdere den uavhengige eksternrevisoren i samsvar med prinsipper for god eierstyring og selskapsledelse.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 6,175,614 shares.
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 6.175.614 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 157.72 per share.
Aksjene er kjøpt til kurs 157,72 kroner.
Following this, the share saving plan has 5,917,875 shares.
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 5.917.875 aksjer.
The well was spudded in early January 2012 and drilling operations are expected to take up to a total of 3 months to complete.
Boringen av denne brønnen startet tidlig i januar 2012, og det antas at det vil ta totalt inntil tre måneder å fullføre den.
It is the first exploration well that has been drilled in the licence which covers an area of approximately 5,500 square kilometers.
Dette er den første letebrønnen som er boret i lisensen som dekker et område på rundt 5.500 kvadratkilometer.
The water depth at the well location is 2,582 meters and the well itself is planned to reach a total depth of 5,150 meters.
Vanndybden er 2.582 meter og brønnen skal etter planen nå en dybde på 5.150 meter.
Statoil operates the licence on Block 2 on behalf of Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC) and has a 65% working interest with ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Ltd. holding the remaining 35%.
Statoil er operatør for lisensen på vegne av Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC), og har en eierandel på 65 prosent, mens ExxonMobil Exploration and Production Tanzania Ltd. er partner med en eierandel på 35 prosent.
Statoil has been in Tanzania since 2007 when it was awarded the licence for Block 2.
Statoil har vært i Tanzania siden 2007, da selskapet ble tildelt lisensen for blokk 2.
“TPDC is pleased about these preliminary results and is eagerly awaiting further information on this operation,” says Yona Killaghane, Managing Director of TPDC.
– TPDC er fornøyd med de foreløpige resultatene og venter spent på mer informasjon om denne operasjonen, sier Yona Killaghane, administrerende direktør for TPDC.
The final assessment of what has been encountered will be released at a later stage once drilling operations have been completed and the well results fully analysed.
Den endelige vurderingen av det som er påtruffet vil bli kunngjort senere når boreoperasjonene er fullført og brønnresultatene er analysert.
Drilling operations are still on-going and it is too early to give any indication of size and commerciality.
Boreoperasjonene pågår fortsatt, og det er for tidlig å si noe om størrelse og drivverdighet.
The contract for marine operations is one of several major contracts awarded in connection with the decision to adopt new technology in order to increase recovery and maintain production on the Åsgard field in the Norwegian Sea.
Kontrakten for marine operasjoner er en av flere større kontrakter som plasseres i forbindelse med beslutningen om å ta i bruk ny teknologi for å øke utvinningen og opprettholde produksjonen på Åsgard-feltet i Norskehavet
Astrid Jørgenvåg, head of production for the Åsgard area.
Astrid Jørgenvåg, produksjonsdirektør for Åsgard-området.
“Åsgard seabed gas compression will have a major impact on increased recovery and on the total value added by the Norwegian continental shelf.
- Satsingen på Åsgard gasskompresjon på havbunnen vil få stor betydning for økt utvinning og den totale verdiskapningen på norsk sokkel.
Åsgard gas compression will help boost considerably the recovery rate and lifetime of several gas fields,” says head of production for the Åsgard area, Astrid Jørgenvåg.
Åsgard gasskompresjon vil bidra til at utvinningsgrad og levetid for flere gassfelt kan økes i betydelig grad, sier produksjonsdirektør for Åsgard-området, Astrid Jørgenvåg.
Quantum leap in technology
Kvantesprang innen teknologi
“This project represents a quantum leap in seabed technology and is an important step towards the realisation of Statoil’s ambition to develop a complete subsea factory,” says senior vice president for technology excellence, Siri Espedal Kindem.
- Dette prosjektet er et kvantesprang innen havbunnsteknologi, og er et viktig steg mot Statoils ambisjon om å utvikle en komplett undervannsfabrikk, sier teknologidirektør Siri Espedal Kindem.
The contract for marine operations includes the installation of control and power umbilicals, structures, diverless tie-ins and connection to existing subsea infrastructure.
Kontrakten for marine operasjoner omfatter blant annet installasjon av kontroll- og strømkabler, strukturer og dykkerløse oppkoblinger og tilknytning av gasskompresjonssystemet til eksisterende infrastruktur.
The marine operations on the Åsgard field will be carried out in the course of 2013 and 2014.
De marine operasjonene på Åsgard-feltet vil bli utført i løpet av 2013 og 2014.
The contract will account for approximately 50 jobs for Technip in Oslo and Stavanger over a three-year period.
Kontrakten innebærer cirka 50 arbeidsplasser i en tre-årsperiode for Technip i Oslo og Stavanger.
The contract also involves manufacturing requirements that will entail the potential for significant deliveries by sub-contractors.
Kontrakten omfatter også fabrikasjonselementer som vil medføre betydelige leveranser til potensielle underleverandører.
Increasing volumes
Volumene skal økes
It was in 2011 that Statoil and its partners on Åsgard decided to go in for seabed gas compression in order to recover the large volumes still remaining in the field.
Det var i 2011 at Statoil og partnerne på Åsgard-feltet besluttet å satse på gasskompresjon på havbunnen for å utvinne de store volumene som fortsatt er igjen i Åsgard-feltene.
Åsgard seabed gas compression will start up in 2015 and have an investment frame of approximately NOK 15 billion.
Åsgard havbunns-gasskompresjon skal settes i drift i 2015 og har en investeringsramme på cirka 15 milliarder kroner.
Seabed compression can increase recovery on several small and medium size fields in future.
Havbunnskompresjon kan øke utvinningen på flere små og mellomstore felt framover.
Statoil is currently engaged on three such projects.
Statoil jobber i dag med tre havbunnskompresjon-prosjekter.
Seabed compression is the chosen concept for Åsgard and Gullfaks.
Havbunnskompresjon er valgt som konsept for Åsgard og Gullfaks.
Statoil is also working together with the operator, Shell, on a similar solution for Ormen Lange.
Statoil jobber også, sammen med operatøren Shell, med en tilsvarende havbunnsløsning på Ormen Lange.
We are thus taking responsibility for increased recovery on the Norwegian continental shelf,” adds Kindem.
Slik tar vi ansvar for økt utvinning fra norsk sokkel, sier Siri Espedal Kindem.
Partners on the Åsgard field: Petoro AS (35.69%), Statoil (operator, 34.57%), Eni Norge AS (14.82%), Total E&P Norge AS (7.68%) and ExxonMobil Development Norway (7.24%).
Partnere på Åsgard-feltet er: Petoro AS (35,69 prosent), Statoil (operatør) (34,57), Eni Norge AS (14,82), Total E&P Norge AS (7,68) og ExxonMobil Development Norway (7,24).
Åsgard seabed gas compression is expected to increase recovery from Mikkel and Midgard by roughly NOK 278 million barrels of oil equivalents.
Åsgard gasskompresjon på havbunnen er forventet å øke utvinningen fra Mikkel og Midgard med omkring 278 millioner fat oljeekvivalenter.
“We have a world-class project portfolio on the NCS with a robust production outlook.
- Vi har en portefølje av prosjekter i verdensklasse på norsk sokkel og robuste produksjonsutsikter.
In addition to the safe and efficient development of new fields, we continue to step up our efforts to improve recovery from existing fields.
I tillegg til sikker og effektiv utvikling av nye felt, fortsetter vi å intensivere arbeidet med å øke utvinningen fra eksisterende felt.
We are convinced that new efforts are needed to secure a rig fleet that can handle the demanding tasks ahead.”
Vi er overbevist om at nye tiltak er nødvendige for å sikre en riggflåte tilpasset de krevende oppgaver vi har foran oss.
By increasing the capacity of category D rigs, the drilling and completion of production wells will be carried out at lower costs, more efficiently and in a safe manner.
Ved å øke kapasiteten av kategori D rigger, vil boring og ferdigstilling av produksjonsbrønner gjøres mindre kostbart og mer effektivt på en sikrere måte.
Reducing rig costs is important in order to realise the values in existing discoveries.
Reduksjon i riggkostnader er viktig for å realisere verdiene i eksisterende funn.
New discoveries are often made close to existing fields.
Nye funn blir ofte gjort nær eksisterende felt.
Fast development of such discoveries is necessary to utilise the existing infrastructure.
Hurtig utvikling av slike funn er nødvendig for å utnytte eksisterende infrastruktur.
“In order to further revitalise the NCS, Statoil sees the need for adding new rig capacity.
- For å utvikle norsk sokkel videre, ser Statoil behovet for å løfte inn ny riggkapasitet.
We are targeting the allocation of rigs and rig concepts to ensure more capacity in the market, and we are already seeing results of these efforts,” says chief procurement officer in Statoil, Jon Arnt Jacobsen.
Vi tar flere grep ved å allokere rigger og utvikle nye riggkonsept for å sikre kapasitet i markedet, og vi ser allerede resultater av dette arbeidet, sier direktør for anskaffelser i Statoil, Jon Arnt Jacobsen.
One of the new category D rigs will be used on the Norne, Heidrun and Åsgård licences, the other will be part of Statoil’s strategic rig fleet and set up for year-round operations in the Barents Sea.
Den ene riggen skal benyttes på lisensene Norne, Heidrun og Åsgard, den andre riggen blir en del av Statoils strategiske riggflåte og vil bli klargjort for helårlige operasjoner i Barentshavet.
“We have carried out a procurement process which has generated significant interest among rig entrepreneurs, contractors and investors.
- Vår anskaffelsesprosess har skapt stor interesse blant riggentreprenører, kontraktører og investorer.
The contract awards will raise exciting possibilities for Songa Offshore, but will also lead to positive spinoffs for sub-suppliers involved in producing and preparing the rigs for operation,” says Jacobsen.
Kontraktstildelingen gir spennende muligheter for Songa, men vil også gi positive ringvirkninger til de underleverandørene som vil bli involvert i å få riggene produsert og klargjort for operasjoner, sier Jacobsen.
In connection with the contracts Statoil will provide to Songa Offshore a bridge financing covering the pre-delivery payment by Songa to the shipyard (DSME).
I forbindelse med disse kontraktene har Statoil gitt en brofinansiering for forskuddsbetalingen fra Songa til deres verftspartner DSME.
The financing is equivalent to 20% of the total construction contracts value, offered at normal market conditions, including security.
Finansieringen utgjør 20 % av riggenes byggekostnad, gitt på vanlige markeds- og sikkerhetsbetingelser.
Partners on the Norne field are: Petoro AS 54%, Statoil 39.1% and Eni Norge AS 6.9%.
Partnere i Norne-lisensen er: Petoro 54 %, Statoil 39,1 % og Eni Norge 6,9 %.
Partners on the Heidrun field are: Petoro 58.16%, ConocoPhillips Skandinavia 24.31%, Statoil 12.40% and Eni Norge 5.11%
Partnere i Heidrun-lisensen er: Petoro 58,16 %, ConocoPhillips Skandinavia 24,31 %, Statoil 12,40 % og Eni Norge 5,11 %