natgillin/translations-raw huggingface dataset:
As a leading player on the Norwegian continental shelf, the company is also responsible for ensuring predictability for suppliers, but it is important at the same time to take changed framework conditions into account. 
Som en ledende aktør på norsk sokkel har selskapet også et ansvar for å skape forutsigbarhet for leverandørene, men samtidig er det viktig å ta hensyn til endrede rammevilkår.
“We must challenge the supplier industry on prices, efficiency and productivity, and it is also important to have updated contract strategies,” he says. 
– Vi må sørge for å utfordre leverandørindustrien på priser, effektivitet og produktivitet, samtidig som det er viktig å ha oppdaterte kontraktstrategier, sier han.
Mr Myrebøe underlines that the biggest challenge at the moment is balancing short-term financial flexibility with the long-term strategy. 
Myrebøe presiserer at den største utfordringen nå er å balansere kortsiktig finansiell fleksibilitet, med den langsiktige strategien.
“This will be a very exciting year, a year that will give us a chance to catch our breath and increase the quality of projects,” he concludes. 
– Dette blir et veldig spennende år, et år som gir oss muligheten til å trekke pusten og dermed øke kvaliteten i prosjektene.
Offshore Strategy Conference 2009 PDF 350 kB 
Offshore Strategy Conference 2009 PDF 350 kB
The Snorre A platform in the North Sea. 
Snorre A-plattformen i Nordsjøen.
In connection with establishing the Mongstad energy project, StatoilHydro and the Norwegian government entered into an implementation agreement. 
I forbindelse med etableringen av Energiverk Mongstad ble det inngått en avtale mellom StatoilHydro og Staten om samarbeid om håndtering av karbondioksid (CO2) på Mongstad.
Under this agreement StatoilHydro undertook to prepare an overall plan for future carbon capture at Mongstad, north of Bergen ("Master plan"). 
Her forpliktet StatoilHydro seg til å utvikle en overordnet plan for fremtidig fangst av CO2 på Mongstad (”Masterplanen”).
- The master plan addresses the most important challenges and sums up key issues associated with the technical feasibility of carbon capture at Mongstad. 
– Masterplanen adresserer de viktigste utfordringene og oppsummerer viktige forhold knyttet til teknisk gjennomførbarhet av CO2-fangst på Mongstad.
This is the first step along the way towards full-scale carbon capture at Mongstad. 
Den er et første skritt på veien mot fullskala CO2-fangst på Mongstad.
The project is still in an early stage and much work remains to be done, says Einar Strømsvåg, Vice President of Manufacturing in StatoilHydro. 
Prosjektet er fortsatt i en tidlig fase og mye arbeid gjenstår, sier Einar Strømsvåg, direktør for Foredling i StatoilHydro.
Einar Strømsvåg 
Einar Strømsvåg
The purpose of the master plan is to provide the best possible basis for the further process with full-scale carbon capture from the combined heat and power (CHP) station and other substantial sources at the refinery. 
Hensikten med planen er å gi et best mulig grunnlag for den videre prosessen fram mot fullskala CO2-fangst fra kraftvarmeverket og andre betydelige kilder ved raffineriet.
In addition to the CHP station is the refinery’s cracker considered suitable for carbon capture. 
I tillegg til kraftvarmeverket vurderes raffineriets krakker som egnet for CO2-fangst.
The report describes the facility, technology and the most important risks associated with realising full-scale carbon capture. 
Rapporten inneholder en beskrivelse av anlegg, teknologi og de viktigste risikoene knyttet til å realisere fullskala CO2-fangst.
The plan addresses the principal challenges and summarises the need for studies and verification of individual technical solutions. 
Planen adresserer de sentrale utfordringene og oppsummerer behovet for studier og verifisering av tekniske løsninger.
Carbon capture on the scale of millions of tonnes per year from exhaust and flue gases is unique on a global basis. 
Fangst av CO2 i skalaen 2 millioner tonn pr. år fra eksos- og røykgass er unikt i verdenssammenheng.
The master plan confirms that carbon capture is possible and describes two main alternatives as to how this can be done at Mongstad: 
Masterplanen bekrefter at CO2-fangst er mulig og beskriver to hovedalternativer for hvordan dette kan etableres på Mongstad:
Alternative 1 allows carbon capture from the CHP station as quickly as possible based on the amine technology available today, normal industry practice for safe and rational project performance and an acceptable HSE risk level. 
Alternativ 1 innebærer raskest mulig CO2-fangst fra kraftvarmeverket basert på dagens tilgjengelige aminteknologi, normal industripraksis for sikker og rasjonell gjennomføring av prosjektet og akseptabel helse- og miljørisiko.
Carbon capture from the cracker follows based on stepwise technology development. 
CO2-fangst fra krakkeranlegget følger basert på stegvis teknologiutvikling.
Alternative 2 allows simultaneous development of carbon capture from the CHP and the cracker, based on a stepwise technology development. 
Alternativ 2 gir samtidig utvikling av CO2-fangst fra både kraftvarmeverket og krakkeranlegget, basert på en stegvis teknologiutvikling.
Carbon capture and storage (CCS) is one of StatoilHydro’s six priority areas in technology development. 
CO2-håndtering er ett av seks prioriterte satsningsområder innen teknologiutvikling i StatoilHydro.
At full capacity, we can store three million tonnes of CO2 per year, removed from natural gas in the gas fields Sleipner in the North Sea, In Salah in Algeria and Snøhvit in the Barents Sea. 
Ved full kapasitet kan det årlig lagres tre millioner tonn CO2 fra gassfeltene Sleipner i Nordsjøen, In Salah i Algeria og Snøhvit i Barentshavet.
In these projects, carbon dioxide is separated directly from the wellstream for reinjection into suitable reservoirs. 
På disse prosjektene skilles CO2 direkte ut fra brønnstrømmen, for deretter å bli reinjisert i egnede reservoarer.
”Capture from exhaust gas/ flue gas at low pressure is different from and more challenging than capture from natural gas under high pressure. 
– Fangst fra eksos- og røykgass ved lavt trykk er annerledes og mer utfordrende enn fangst fra naturgass ved høyt trykk.
This is one of several factors that make it demanding to plan and implement full-scale carbon capture at Mongstad,” emphasises Mr Strømsvåg. 
Dette er ett av flere forhold som gjør det krevende å planlegge og gjennomføre fullskala CO2-fangst på Mongstad, understreker Strømsvåg.
Contact person: Cathrine Torp, Vice President Communication, Manufacturing & Marketing, tel: +47 415 60 264 
Kontaktperson: Cathrine Torp, informasjonsdirektør, Foredling og markedsføring, tlf +47 415 60 264
The Mongstad refinery near Bergen. 
Mongstad-raffineriet i Hordaland.
In the fourth quarter of 2008, net income was NOK 2.0 billion compared to NOK 6.2 billion in the same quarter a year ago. 
I fjerde kvartal 2008 var resultatet på 2,0 milliarder kroner, sammenlignet med 6,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
Total equity production of liquids and gas in 2008 was 1.925 million barrels of oil equivalents per day, up 5% from 2007. 
Egenproduksjon av olje og gass i 2008 var 1,925 millioner fat oljeekvivalenter per dag, opp 5 prosent fra 2007.
The board of directors is proposing a dividend of NOK 7.25 per share. 
Styret foreslår en utbytteutbetaling på 7,25 kroner per aksje.
In the fourth quarter of 2008, the net operating income was NOK 37.8 billion, compared to NOK 30.8 billion in the fourth quarter of 2007. 
Driftsresultatet i fjerde kvartal 2008 var på 37,8 milliarder kroner, sammenlignet med 30,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
For the year 2008, net operating income amounted to NOK 198.8 billion, compared to NOK 137.2 billion in 2007. 
For året 2008 var driftsresultatet på 198,8 milliarder kroner, sammenlignet med 137,2 milliarder kroner i 2007.
For the year 2008, adjusted earnings increased by NOK 54.7 billion to NOK 203.9 billion as compared to adjusted earnings in 2007. 
For året 2008 økte det justerte driftsresultatet med 54,7 milliarder kroner til 203,9 milliarder kroner sammenlignet med justert driftsresultat i 2007.
The increase was partly offset by increased operating expenses. 
Økningen ble bare delvis motvirket av økte driftskostnader.
"I am pleased with what our people achieved in 2008," says Helge Lund, StatoilHydro's chief executive. 
- Jeg er svært fornøyd med det våre ansatte har oppnådd i 2008, sier StatoilHydros konsernsjef Helge Lund.
"We have delivered record production and carried out our most active exploration programme ever. 
- Vi kan vise til rekordhøy produksjon og vi har utført det mest omfattende leteprogrammet noensinne.
In 2008 we put 12 new fields on stream. 
I 2008 ble 12 nye felt satt i produksjon.
Through targeted business development we have also strengthened our positions for long-term international growth," says Mr. Lund. 
Gjennom målrettet forretningsutvikling har vi styrket vår posisjon for langsiktig internasjonal vekst, sier Helge Lund.
"StatoilHydro is well positioned to manage through the global economic downturn. 
- StatoilHydro er godt rustet til å manøvrere gjennom de globale økonomiske nedgangstidene.
A strong balance sheet and active cost management will enable us to pursue our long term strategic direction," says Mr. Lund. 
En solid finansiell balanse og en aktiv kostnadsstyring vil gjøre oss i stand til å følge vår langsiktige strategiske retning, sier Helge Lund.
"Good operational performance is the best protection in times of uncertainty, and the merger is key to our continuous performance improvements. 
- Solid drift er den beste beskyttelse i tider med usikkerhet, og fusjonen er vårt viktigste redskap for videre forbedringer.
We have already realised significant merger synergies. 
Vi har allerede realisert betydelige synergieffekter som følge av fusjonen.
The ongoing integration and standardisation of our offshore operations is aimed at further improving our health, safety and environement (HSE) results, as well as increasing flexibility and efficiency in our organisation," says Mr. Lund. 
Den pågående integrasjonen og standardiseringen av virksomheten vår til havs forventes å ytterligere forbedre våre resultater innen helse, miljø og sikkerhet (HMS), så vel som å øke organisasjonens fleksibilitet og effektivitet i årene framover, sier Lund.
In the fourth quarter of 2008, StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production of 1,857 mboe per day, which increased compared to the 1.818 mboe per day delivered in the fourth quarter of 2007. 
StatoilHydros samlede bokførte produksjon av væske og gass i fjerde kvartal 2008 var på 1,857 millioner foe per dag, en oppgang sammenlignet med produksjonen på 1,818 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2007.
Total liftings of liquids and gas were 1,783 mboe per day in the fourth quarter of 2008, compared to 1,785 mboe in the fourth quarter of 2007. 
Samlet løfting av væske og gass var på 1,783 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2008, sammenlignet med 1,785 millioner foe i fjerde kvartal 2007.
Total equity production increased by 3% from the fourth quarter of 2007 to 2,023 mboe per day in the fourth quarter of 2008. 
Samlet egenproduksjon økte med 3% fra fjerde kvartal 2007 til 2,023 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2008.
Higher volumes and prices for natural gas were only partly offset by the negative effects from lower liquids prices and lower liquids volumes. 
Høyere priser og volum for naturgass ble bare delvis motvirket av de negative virkningene av lavere priser på væske og lavere volumer.
Net operating income for the fourth quarter of 2008 increased to NOK 37.8 billion, up 22% from NOK 30.8 billion in the fourth quarter of 2007. 
Driftsresultatet for fjerde kvartal 2008 økte til 37,8 milliarder kroner, en oppgang på 23% fra 30,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
In 2008, StatoilHydro delivered total liquids and gas entitlement production of 1,751 mboe per day, up 2% from 1.724 mboe per day in 2007. 
StatoilHydros samlede bokførte produksjon av væske og gass i 2008 var på 1,751 millioner foe per dag, en oppgang på 2% fra 1,724 millioner foe per dag i 2007.
Total equity production increased by 5% from 2007 to 1,925 mboe per day in 2008. 
Samlet egenproduksjon økte med 5% fra 2007 til 1,925 millioner foe per dag i 2008.
Strong production and high prices contributed to a net operating income of NOK 198.8 billion in 2008, compared to NOK 137.2 billion in 2007. 
Solid produksjon og høye priser ga et driftsresultat på 198,8 milliarder kroner i 2008, sammenlignet med 137,2 milliarder kroner i 2007.
During 2008, the group gained access to 20 new exploration licences in the Gulf of Mexico, Alaska, Brazil, Canada and the Faroe Islands. 
I 2008 fikk vi tilgang til 20 nye lisenser i Mexicogolfen, Alaska, Brasil, Canada og på Færøyene.
On the NCS we were granted access to 12 new licences, as operator in nina and as partner in three . 
På norsk sokkel ble vi tildelt eierandeler i 12 nye lisenser, hvorav ni som operatør og tre som partner.
In addition the group acquired a 15% interest in the Goliat field and a 10% interest in the Ragnarrock discovery on the NCS. 
I tillegg overtok vi en 15% andel i Goliat-feltet og en 10% andel i Ragnarrock-feltet på norsk sokkel.
In accordance with an agreement with Chesapeake Energy Corporation, StatoilHydro acquired a 32.5% interest in the Marcellus shale gas acreage in the USA. 
Som følge av en avtale inngått med Chesapeake Energy Corporation overtok vi en 32,5% andel i skifergassområdet Marcellus i USA.
Statoilhydro also completed the purchase of the remaining 50% interest of the Peregrino development offshore Brazil. 
StatoilHydro fullførte også oppkjøpet av resterende 50% av Peregrino-utbyggingen utenfor Brasil.
StatoilHydro delivered an extensive exploration programme in 2008. 
StatoilHydro gjennomførte et omfattende leteprogram i 2008.
Of a total of 79 exploration wells completed before 31 December 2008, 40 were drilled outside the NCS. 
Av de totalt 79 letebrønnene som ble fullført før 31. desember 2008, ble 40 boret utenfor norsk sokkel.
Thirty-five wells were discoveries , of which eight are located outside the NCS. 
Det ble bekreftet funn i 35 av brønnene, hvorav åtte ble gjort utenfor norsk sokkel.
An additional eight wells have been completed since 31 December 2008. 
Ytterligere syv brønner er fullført etter 31. desember 2008.
StatoilHydro maintained a high activity level in progressing projects into production. 
StatoilHydro har opprettholdt et høyt aktivitetsnivå i å sette nye prosjekter i produksjon.
In 2008, StatoilHydro delivered three PDOs (Plan for Development and Operation) on the NCS: Yttergryta (18 January), Morvin (15 February) and the Troll Field project (27 June). 
I 2008 leverte StatoilHydro tre planer for utbygging og drift (PUD) på norsk sokkel: Yttergryta (18. januar), Morvin (15. februar) og Troll-feltprosjektet (27. juni).
StatoilHydro also started production from seven fields: Volve (12 February), Gulltopp (7 April), Oseberg Gamma Main Statfjord (12 April), Vigdis East (15 April), Theta Cook (26 June), Oseberg Delta (27 June) and Vilje (1 August). 
På norsk sokkel ble syv felt satt i drift av StatoilHydro: Volve (12. februar), Gulltopp (7. april), Oseberg Gamma Main Statfjord (12. april), Vigdis Øst (15. april), Theta Cook (26. juni), Oseberg Delta (27. juni) og Vilje (1. august).
Internationally, production commenced on Mondo in Angola (1 January), Deep Water Gunashli in Azerbaijan (22 April), Saxi and Batuque offshore Angola (1 July), the Agbami in Nigeria (29 July) and South Pars in Iran (1 October). 
Internasjonalt ble produksjonen startet opp på Mondo i Angola (1. januar), dypvannsfeltet Gunashli i Aserbajdsjan (22. april), Saxi og Batuque utenfor Angola (1.juli) og Agbami-feltet i Nigeria (29. juli) og South Pars i Iran (1. oktober).
Return on average capital employed after tax (ROACE) [*] for the 12 months ended 31 December 2008 was 21.0%, compared to 17.7% for the 12 months ended 31 December 2007. 
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE) [*] i de siste 12 månedene fram til 31. desember 2008 var 21,0%, sammenlignet med 17,7% i tilsvarende periode i 2007.
The increase was due to higher income, partly offset by higher average capital employed. 
Oppgangen skyldtes høyere inntekter, men ble delvis motvirket av høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital.
In the fourth quarter of 2008, earnings per share were NOK 0.63, compared to NOK 1.93 in the fourth quarter of 2007. 
I fjerde kvartal 2008 var inntjeningen per aksje 0,63 kroner, sammenlignet med 1,93 kroner i fjerde kvartal 2007.
In 2008, earnings per share were NOK 13.58, compared to NOK 13.80 in 2007. 
I 2008 var inntjeningen per aksje 13,58 kroner, sammenlignet med 13,80 kroner i 2007.
StatoilHydro's board of directors proposes to the annual general meeting an ordinary dividend of NOK 4.40 per share for 2008, as well as NOK 2.85 per share in special dividend, for a total of NOK 7.25 per share. 
StatoilHydros styre foreslår for generalforsamlingen at det utbetales et utbytte på 7,25 kroner per aksje i 2008, 4,40 kroner per aksje i ordinært utbytte og 2,85 kroner per aksje i ekstraordinært utbytte.
In 2007 Statoil ASA paid an ordinary dividend of NOK 4.20 per share and a special dividend of NOK 4.30 per share, for a total dividend of NOK 8.50 per share. 
I 2007 var utbytte utbetalt av Statoil ASA 8,50 kroner per aksje, hvorav ordinært utbytte på 4,20 kroner per aksje og ekstraordinært utbytte på 4,30 kroner per aksje.
Items impactingIn the fourth quarter of 2008, the net operating income was NOK 37.8 billion, compared to NOK 30.8 billion in the fourth quarter of 2007. 
I fjerde kvartal 2008 var driftsresultatet på 37,8 milliarder kroner, sammenlignet med 30,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
Net operating income includes certain items that management considers not to be reflective of StatoilHydro's underlying operational performance. 
Driftsresultatet omfatter visse elementer som ledelsen anser for ikke å være representative for StatoilHydros underliggende drift i perioden.
Management adjusts for these items to arrive at adjusted earnings. 
Ved å justere for disse forholdene har ledelsen kommet fram til justert driftsresultat.
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 trends between periods. 
Justert driftsresultat er et "non-GAAP" begrep som supplerer måltall 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.
The following items negatively impacted the net operating income in the fourth quarter of 2008: lower fair value of derivatives (NOK 2.1 billion), impairment charges net of reversals (NOK 1.3 billion), underlift (NOK 1.3 billion), lower values of products in operational storage (NOK 3.6 billion), loss on sale of assets (NOK 0.8 billion) and other accruals (NOK 0.3 billion), while reversal of restructuring cost accrual (NOK 1.6 billion) had a positive impact on net operating income for the fourth quarter of 2008. 
Følgende forhold påvirker driftsresultatet negativt i fjerde kvartal 2008: Derivater (2,1 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (1,3 milliarder kroner), underløft (1,3 milliarder kroner), lagervirkninger (3,6 milliarder kroner), tap på salg av eiendeler (0,8 milliarder kroner) og andre ikke-operasjonelle avsetninger (0,3 milliarder kroner), mens endringer i avsetninger for omstillingskostnader (1,6 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet for fjerde kvartal 2008.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 1.9 billion), adjusted earnings were NOK 43.7 billion in the fourth quarter of 2008, compared to NOK 45.1 billion in the fourth quarter of 2007. 
Hensyntatt disse elementene og virkningen av elimineringer (1,9 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 43,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008 , sammenlignet med 45,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
The decrease was mainly due to a drop in the prices of liquids, an increase in depreciation because of higher equity production and new, more expensive fields coming on stream. 
Nedgangen skyldtes hovedsakelig et fall i prisene på væsker, en økning i avskrivningene som følge av høyere egenproduksjon samt at nye og mer kostnadsintensive felt har kommet i produksjon.
The decrease was partly offset by increased revenues from both higher volumes and prices for natural gas. 
Nedgangen ble delvis motvirket av høyere inntekter fra både økte volumer og høyere priser på naturgass.
In 2008 the net operating income was NOK 198.8 billion, compared to NOK 137.2 billion in 2007. 
Driftsresultatet for 2008 var på 198,8 milliarder kroner, sammenlignet med 137,2 milliarder kroner i 2007.
The following items impacted the net operating income in 2008: impairment charges net of reversals (NOK 4.8 billion), lower values of products in operational storage (NOK 2.8 billion), underlift (NOK 2.4 billion) and other accruals (NOK 2.3 billion) impacted net operating income in 2008 negatively, while increased fair value of derivatives (NOK 1.8 billion), gains on derivatives to hedge the value of inventories (NOK 0.8 billion), gain on sales of assets (NOK 1.4 billion) and reversal of restructuring cost accrual (NOK 1.6 billion) positively impacted net operating income in 2008. 
Følgende forhold påvirket driftsresultatet i 2008: endringer i nedskrivninger (4,8 milliarder kroner), lagervirkninger (2,8 milliarder kroner), underløft (2,4 milliarder kroner) og andre ikke-operasjonelle avsetninger (2,3 milliarder kroner) hadde en negativ påvirkning på driftsresultatet i 2008, mens derivater (1,8 milliarder kroner), prissikring av varelager (0,8 milliarder kroner), gevinster ved salg av eiendeler (1,4 milliarder kroner) og endringer i avsetninger for omstillingskostnader (1,6 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet i 2008.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 2.8 billion), adjusted earnings were NOK 203.9 billion in 2008, compared to NOK 149.2 billion in 2007. 
Justert for disse forholdene og virkningen av elimineringer (2,8 milliarder kroner), var justerte driftsresultat på 203,9 milliarder kroner i 2008, sammenlignet med 149,2 milliarder kroner i 2007.
The increase was mainly due to an increase in realised prices on both liquids and natural gas, measured in NOK, and was only partly offset by increased operating expenses caused by a higher activity level and new, more expensive fields coming on stream. 
Økningen skyldtes hovedsakelig en økning i realiserte priser både for væske og naturgass målt i norske kroner, og ble bare delvis motvirket av økte driftskostnader som følge av høyere aktivitetsnivå og av at nye, mer kostbare felt har kommet i drift.
Total liquids and gas liftings in the fourth quarter of 2008 were 1,783 mboe per day, compared to 1,785 mboe per day in the fourth quarter of 2007. 
Samlet væske- og gassløfting i fjerde kvartal 2008 var 1,783 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,785 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2007.
In the fourth quarter of 2008 there was an underlift of 57 mboe per day [*] compared to an underlift in the fourth quarter of 2007 of 33 mboe per day. 
Det var et underløft på 57 millioner foe per dag [*] i fjerde kvartal 2008, sammenlignet med et underløft på 33 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2007.
Total liquids and gas liftings in 2008 were 1,714 mboe per day, compared to 1,735 mboe per day in 2007. 
Samlet væske- og gassløfting i 2008 var 1,714 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,735 millioner foe per dag i 2007.
There was an underlift in 2008 of 20 mboe per day [*] compared to an overlift in 2007 of 11 mboe per day. 
Det var et underløft på 20 millioner foe per dag [*]i 2008, sammenlignet med et overløft på 11 millioner foe per dag i 2007 .