natgillin/translations-raw huggingface dataset:
An additional seven wells have been completed since 31 March 2009. 
Ytterligere syv brønner er fullført etter 31. mars 2009.
In the first quarter of 2009, production started from the Yttergryta field (6 January) and the Alve field (19 March), both on the NCS. 
I første kvartal 2009 startet produksjonen fra Yttergryta-feltet (6. januar) og Alve-feltet (19. mars), begge på norsk sokkel.
Return on average capital employed after tax (ROACE)* for the 12 months ended 31 March 2009 was 20.5%, compared to 22.5% for the 12 months ended 31 March 2008. 
Avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital etter skatt (ROACE)* i de siste 12 månedene fram til 31. mars 2009 var 20,5 %, sammenlignet med 22,5 % i tilsvarende periode i 2008.
The decrease was due to a lower income and higher average capital employed. 
Nedgangen skyldtes lavere inntekter og høyere gjennomsnittlig sysselsatt kapital.
ROACE is defined as a non-GAAP financial measure.* 
ROACE er definert som et "non-GAAP" finansielt måletall.*
In the first quarter of 2009, earnings per share based on net income were NOK 1.15 compared to NOK 5.01 in the first quarter of 2008. 
I første kvartal 2009 var inntjeningen per aksje 1,15 kroner, sammenlignet med 5,01 kroner i første kvartal 2008.
1.1.1 Profit and loss discussion 
1.1.1 Gjennomgang av resultatet
Change in legal structure and consequential change in functional currency Effective 1 January 2009, the legal structure was changed to optimise the legal structure of group companies to the operating activities after the merger. 
Endring av juridisk struktur og resulterende endring av funksjonell valuta Med virkning fra 1. januar 2009 ble den juridiske strukturen endret for å optimalisere konsernselskapenes juridiske struktur til driftsaktivitetene etter fusjonen.
Notably, all exploration, production and midstream activities related to the NCS have been moved to a subsidiary company and its subsidiaries, leaving primarily financing and downstream activities in the parent company. 
Alle lete-, produksjons- og midtstrømsaktiviteter knyttet til norsk sokkel er overført til et datterselskap og dets datterselskaper, slik at hovedsakelig finansierings- og nedstrømsaktiviteter er igjen i morselskapet.
Consequently, the functional currency for the parent company and certain other subsidiary companies has been changed to USD, while the fiscal currency, the currency in which the tax base is computed, remains unchanged. 
Som følge av dette er den funksjonelle valutaen for morselskapet og visse andre datterselskaper endret til amerikanske dollar (USD), mens skattevalutaen, dvs valutaen for beregning av skattegrunnlaget, forblir uendret.
The group will also maintain NOK as the presentation currency. 
Konsernet beholder norske kroner som presentasjonsvaluta.
This change in functional currency impacts our financial statements in several ways: 
Denne endringen av funksjonell valuta påvirker regnskapet på flere måter.
The new functional currency being USD means that USD denominated monetary assets and liabilities that in the past gave rise to material currency gains and losses recognised in the income statement will no longer be remeasured with effects recognised in the income statement. 
At den nye funksjonelle valutaen er USD betyr at finansielle eiendeler og lån i USD som tidligere førte til betydelige valutagevinster og -tap, ikke lenger vil gi resultateffekter.
Conversely, and in contrast to prior periods, there will now be currency exchange effects related to NOK denominated monetary assets and liabilities that will be recognised in the income statement. 
Omvendt, og til forskjell fra tidligere perioder, vil det nå være valutavirkninger knyttet til finansielle eiendeler og lån i norske kroner som vil bli resultatført.
The difference between functional currency and presentation currency will cause certain translation differences in that assets and liabilities denominated in other currencies than NOK will trigger translation differences that will be recorded directly to Equity. 
Forskjellen mellom funksjonell valuta og presentasjonsvaluta vil føre til visse omregningsforskjeller ved at eiendeler og lån i annen valuta enn norske kroner vil utløse omregningsforskjeller som vil bli ført direkte mot egenkapitalen.
The difference between fiscal currency and functional currency will in turn cause taxable income or loss on monetary assets and liabilities denominated in the functional currency that will not correspond to income or cost in the income statement. 
Forskjellen mellom skattevaluta og funksjonell valuta vil føre til skattbar inntekt eller tap på eiendeler og lån i den funksjonelle valutaen som ikke vil samsvare med regnskapsmessig inntekt eller tap.
The taxable income may therefore be significantly higher or lower than the accounting income before tax. 
Skattbar inntekt kan derfor være betydelig høyere eller lavere enn regnskapsmessig resultat før skatt.
However, the change in functional currency will not affect the amount of taxes payable. 
Endringen av funksjonell valuta vil imidlertid ikke påvirke størrelsen på betalbar skatt.
It is not allowed to restate prior period financial statements due to the change in functional currency. 
Regnskapene fra tidligere perioder tillates ikke beregnet på nytt når årsaken til endringen skyldes skifte av funksjonell valuta.
Direct comparison between periods should therefore be done with caution, bearing in mind the general differences described above. 
Direkte sammenligning mellom perioder bør derfor gjøres med forsiktighet og i lys av de generelle forskjellene som er beskrevet ovenfor.
In the first quarter of 2009, the net operating income was NOK 35.5 billion, compared to NOK 51.4 billion in the first quarter of 2008. 
I første kvartal 2009 var driftsresultatet på 35,5 milliarder kroner, sammenlignet med 51,4 milliarder kroner i første kvartal 2008.
In the first quarter of 2009, lower fair value of derivatives (NOK 0.1 billion) and impairment charges net of reversals (NOK 2.4 billion) negatively impacted net operating income, while overlift (NOK 0.6 billion), higher values of products in operational storage (NOK 0.5 billion), gain on sale of assets (NOK 0.3 billion) and reversal of other accruals (NOK 1.5 billion) had a positive impact on net operating income for the first quarter of 2009. 
Følgende forhold påvirket driftsresultatet negativt i første kvartal 2009: Derivater (0,1 milliarder kroner), endringer i nedskrivninger (2,4 milliarder kroner), mens overløft (0,6 milliarder kroner), lagervirkninger (0,5 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (0,3 milliarder kroner) og reversering av andre ikke-operasjonelle avsetninger (1,5 milliarder kroner) hadde en positiv påvirkning på driftsresultatet for første kvartal 2009.
Adjusted for these items and effects of inter-company eliminations (NOK 0.9 billion), adjusted earnings were NOK 36.0 billion in the first quarter of 2009. 
Hensyntatt disse elementene og virkningen av elimineringer (0,9 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 36,0 milliarder kroner i første kvartal 2009.
In the first quarter of 2008 impairment net of reversals (NOK 2.5 billion) and underlift (NOK 1.7 billion) negatively impacted net operating income while higher value of derivatives (NOK 0.8 billion), higher values of products in operational storage (NOK 0.3 billion), gain on sale of assets (NOK 1.7 billion) had a positive impact on net operating income in the first quarter of 2008. 
I første kvartal 2008 påvirket følgende forhold driftsresultatet negativt: endringer i nedskrivninger (2,5 milliarder kroner) og underløft (1,7 milliarder kroner), mens derivater (0,8 milliarder kroner), lagervirkninger (0,3 milliarder kroner), gevinst ved salg av eiendeler (1,7 milliarder kroner) hadde en positiv innvirkning på driftsresultatet i første kvartal 2008.
Adjusted for these items and effects of eliminations (NOK 1.3 billion), adjusted earnings were NOK 51.5 billion in the first quarter 2008. 
Hensyntatt disse elementene og virkningene av elimineringer (1,3 milliarder kroner), var justert driftsresultat på 51,5 milliarder kroner i første kvartal 2008.
The decrease in adjusted earnings from first quarter 2008 to first quarter 2009 was mainly due to the drop in prices of liquids, increased exploration expenses primarily due to higher exploration activity and increased depreciation costs because of higher equity production and new fields coming on stream. 
Nedgangen i justert driftsresultat fra første kvartal 2008 til første kvartal 2009 skyldtes hovedsakelig en nedgang i prisene på væsker, økte letekostnader hovedsakelig som følge av høyere leteaktivitet og økte avskrivningskostnader på grunn av høyere egenproduksjon samt at nye felt har kommet i drift.
The decrease was partly offset by increased revenues from both higher volumes and prices for natural gas and from the strengthening of USD versus NOK. 
Nedgangen ble delvis motvirket av økte inntekter fra høyere naturgassvolumer og -priser, samt virkninger som følge av at amerikanske dollar styrket seg mot norske kroner.
Total liquids and gas liftings in the first quarter of 2009 were 1,964 mboe per day, compared to 1,836 mboe per day in the first quarter of 2008. 
Samlet væske- og gassløfting i første kvartal 2009 var 1,964 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,836 millioner foe per dag i første kvartal 2008.
In the first quarter of 2009 there was an overlift of 43.2 mboe per day* compared to an underlift in the first quarter of 2008 of 35.9 mboe per day. 
Det var et overløft på 43,2 tusen foe per dag i første kvartal 2009, sammenlignet med et underløft i første kvartal 2008 på 35,9 tusen foe per dag.*
Total liquids and gas entitlement production in the first quarter of 2009 was 1,935 mboe per day, compared to 1,889 mboe per day in the first quarter of 2008. 
Samlet bokført produksjon av væske og gass i første kvartal 2009 var 1,935 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,889 millioner foe per dag i første kvartal 2008.
Average equity* production was 2,074 mboe per day in the first quarter of 2009 compared to 2,048 mboe per day in the first quarter of 2008. 
Gjennomsnittlig egenproduksjon* var 2,074 millioner foe per dag i første kvartal 2009, sammenlignet med 2,048 millioner foe per dag i første kvartal 2008.
Exploration expenditure was NOK 5.2 billion in the first quarter of 2009, compared to NOK 3.9 billion in the first quarter of 2008. 
Leteutgiftene i første kvartal 2009 var 5,2 milliarder kroner, sammenlignet med 3,9 milliarder kroner i første kvartal 2008.
The increase was mainly due to higher exploration activity and increased drilling costs. 
Økningen skyldtes hovedsakelig høyere leteaktivitet og økte borekostnader.
Adjusted exploration expenses for the period consist of exploration expenditure adjusted for the period's change in capitalised exploration expenditure and for certain items impacting the net operating income as described above. 
De justerte letekostnadene for perioden består av leteutgifter justert for periodens endring i balanseførte leteutgifter og visse elementer som påvirker driftsresultatet, som beskrevet ovenfor.
The adjusted exploration expenses increased to NOK 3.2 billion in the first quarter of 2009 from NOK 2.1 billion in the first quarter of 2008. 
De justerte letekostnadene økte til 3,2 milliarder kroner i første kvartal 2009 fra 2,1 milliarder kroner i første kvartal 2008.
In the first quarter of 2009, a total of 21 exploration and appraisal wells and one exploration extension well were completed, 12 on the NCS and nine internationally. 
I første kvartal 2009 ble det fullført til sammen 21 lete- og avgrensningsbrønner og èn leteforlengelse, 12 på norsk sokkel og ni internasjonalt.
Twelve exploration and appraisal wells and one exploration extension well have been declared as discoveries. 
Av disse var tolv lete- og avgrensningsbrønner og en leteforlengelse bekreftede funn.
In the first quarter of 2008, a total of 21 exploration and appraisal wells were completed, six on the NCS and 15 internationally. 
I første kvartal 2008 ble det fullført til sammen 21 lete- og avgrensningsbrønner, seks på norsk sokkel og 15 internasjonalt.
Seven exploration and appraisal wells were declared as discoveries. 
Av disse ble det bekreftet funn i sju lete- og avgrensningsbrønner.
A number of wells completed internationally have encountered hydrocarbons but we need to carry out a more extensive evaluation before making a public announcement. 
Det er støtt på hydrokarboner i en rekke fullførte brønner internasjonalt, men det er nødvendig med ytterligere vurderinger før disse kan kunngjøres eksternt.
Drilling of 17 exploration and appraisal wells was ongoing at the end of first quarter 2009. 
Ved utgangen av første kvartal 2009 pågikk det fremdeles boring i 17 lete- og avgrensningsbrønner.
Production cost per boe was NOK 37.5 for the 12 months ended 31 March 2009, compared to NOK 45.2 for the 12 months ended 31 March 2008.* Based on equity volumes,* the production cost per boe for the two periods was NOK 34.2 and NOK 41.9, respectively. 
Produksjonskostnadene per foe var 37,5 kroner for de siste 12 månedene fram til 31. mars 2009, sammenlignet med 45,2 kroner for tilsvarende periode i 2008.* Basert på egenproduserte volumer,* var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 34,2 og 41,9 kroner.
The production cost per boe decreased mainly due to non-recurring restructuring cost relating to the merger of Statoil ASA and Hydro Petroleum in 2007, and partial reversal of the restructuring cost in the fourth quarter 2008. 
Produksjonskostnaden per foe viser en nedgang, hovedsakelig som følge av omstillingskostnader knyttet til fusjonen mellom Statoil ASA og Hydro Petroleum i 2007 og delvis reversering av omstillingskostnadene i fjerde kvartal 2008.
Adjusted for restructuring costs and other costs arising from the merger recorded in the fourth quarter of 2007 and gas injection costs, the production cost per boe of equity production for the 12 months ended 31 March 2009 was NOK 34.1. 
Justert for gassinjeksjonskostnader, omstillingskostnader og andre kostnader knyttet til fusjonen bokført i fjerde kvartal 2007 var produksjonskostnadene per foe egenproduksjon for de siste 12 månedene fram til 31. mars 2009 på 34,1 kroner.
The comparable figure for the 12 months ended 31 March 2008 was NOK 31.7. 
Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2008 er 31,7 kroner.
These figures have not been normalised for the currency effects described above. 
Disse tallene er ikke normalisert for valutaeffektene beskrevet ovenfor.
The increase is partly due to currency effects from the strengthening of USD versus NOK. 
Økningen ble delvis motvirket av valutaeffektene av en styrket amerikansk dollar mot norske kroner.
Net financial items amounted to a loss of NOK 3.9 billion in the first quarter of 2009, compared to an income of NOK 3.9 billion in the first quarter of 2008. 
Netto finansposter utgjorde et tap på 3,9 milliarder kroner i første kvartal 2009, sammenlignet med en inntekt på 3,9 milliarder kroner i første kvartal 2008.
As a result of the new functional currency in the parent company, StatoilHydro ASA, the US dollar denominated non-current monetary liabilities that impacted net foreign exchange gains and losses in prior periods, do not impact the income statement in 2009. 
Langsiktige lån i amerikanske dollar som påvirket netto valutagevinster og -tap i tidligere perioder vil, som følge av ny funksjonell valuta, ikke ha resultateffekter i 2009.
Correspondingly, the Norwegian kroner denominated taxes payable impacting net foreign exchange gains and losses in 2009, did not have such an impact on the income statement in prior periods. 
Tilsvarende vil skatteforpliktelser i norske kroner påvirke netto valutagevinster og -tap i 2009, men hadde ikke noen resultateffekt i tidligere perioder.
Translation differences arising from changes in the USDNOK exchange rates and the presentation of USD denominated monetary assets and liabilities in Norwegian kroner within the financial statements have been recorded directly to Equity. 
Omregningsforskjeller som følge av endringer i USDNOK og presentasjon i norske kroner av USD-baserte finansielle eiendeler og lån, er ført direkte mot egenkapitalen.
In the first quarter of 2009, net foreign exchange gains and losses amounted to a loss of NOK 1.5 billion, compared to a NOK 3.4 billion gain in the first quarter of 2008. 
I første kvartal 2009 utgjorde netto valutagevinster og -tap et tap på 1,5 milliarder kroner, sammenlignet med en gevinst på 3,4 milliarder kroner i første kvartal 2008.
The NOK 4.9 billion increase in cost is mostly attributable to the effects of the change in functional currency. 
Kostnadsøkningen på 4,9 milliarder kroner er hovedsaklig knyttet til virkningene av endringen av funksjonell valuta.
Interest and other financial expenses amounted to NOK 2.9 billion and NOK 0.1 billion in the first quarters of 2009 and 2008, respectively. 
Renter og andre finansutgifter var på henholdsvis 2,9 milliarder kroner og 0,1 milliarder kroner i første kvartal 2009 og 2008.
The NOK 2.8 billion increase in cost is mostly related to a NOK 1.7 billion loss on derivative financial instruments in the first quarter of 2009, which compares to a gain on derivative financial instruments of NOK 0.8 billion in the first quarter of 2008. 
Kostnadsøkningen på 2,8 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til et tap på renteinstrumenter på 1,7 milliarder kroner i første kvartal 2009, sammenlignet med en gevinst på derivative finansielle instrumenter på 0,8 milliarder kroner i første kvartal 2008.
Income taxes were NOK 27.6 billion in the first quarter of 2009, equivalent to a tax rate of 87.4%, compared to NOK 39.3 billion in the first quarter of 2008, equivalent to a tax rate of 71.0%. 
Skattekostnaden i regnskapet i første kvartal 2009 var 27,6 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 87,4 %, sammenlignet med 39,3 milliarder kroner i første kvartal 2008, tilsvarende en skatteprosent på 71,0 %.
The increase in the tax rate was mainly due to currency effects related to the change of functional currency for certain companies. 
Den økte skatteprosenten skyldtes hovedsakelig valutaeffekter knyttet til endring av funksjonell valuta for visse selskaper.
These companies are taxable in a different currency than the functional currency. 
Disse selskapene er gjenstand for beskatning i en annen valuta enn den funksjonelle valutaen.
In the first quarter of 2009 the taxable income is higher than the Income before tax, which increases the tax rate in the quarter. 
I første kvartal 2009 er skattbar inntekt høyere enn resultat før skatt, noe som øker skatteprosenten i kvartalet.
In addition, the tax rate was increased by relatively higher income from the NCS. 
I tillegg ble skatteprosenten økt med relativt høyere inntekt fra norsk sokkel.
In the first quarter of 2009, income before tax amounted to NOK 31.6 billion, while taxable income was estimated to be NOK 10.0 billion higher. 
I første kvartal 2009 var resultat før skatt på 31,6 milliarder kroner, mens skattbar inntekt var 10,0 milliarder kroner høyere.
This difference in taxable income arose in companies which are taxable in a different currency than the functional currency, and amounted to NOK 2.5 billion in taxes. 
Denne forskjellen i skattbar inntekt oppsto i selskaper som er gjenstand for beskatning i en annen valuta enn den funksjonelle valutaen og var på 2,5 milliarder kroner i skatt.
Adjusted for this difference, the tax rate amounted to 66.4%. 
Justert for denne forskjellen var skattesatsen på 66,4 %.
1.2 Outlook 
1.2 Utsikter for året
At the strategy update in January 2009, StatoilHydro presented a forecast for equity production of 1,950 mboe per day in 2009 and 2,200 mboe per day in 2012. 
På strategioppdateringen i januar 2009 la StatoilHydro fram prognoser for egenproduksjon på 1,950 millioner foe per dag i 2009 og 2,200 millioner foe per dag i 2012.
The estimate for 2009 excludes any adverse effects of potential Opec quotas. 
Anslaget for 2009 omfatter ikke tilbakevirkende effekter på eventuelle OPEC-kvoter.
Operational regularity, gas offtake and commercial considerations related to gas sales activities represent the most significant risks to the production guiding. 
Driftsregularitet, gassalg og kommersielle vurderinger knyttet til gassalgsaktiviteter utgjør de største risikofaktorene for produksjonsanslagene.
The guidance for 2012 reflects expected effects of our recent acquisitions of US shale gas and the remaining 50% of the Peregrino development. 
Anslaget for 2012 gjenspeiler forventede effekter av de nylige oppkjøpene vi har gjort av skifergass i USA og 50 % av Peregrino-utbyggingen.
Maintenance activity is expected to influence our equity production by approximately 80 mboe per day in the second quarter of 2009, and 30 mboe per day for the full year. 
Vedlikeholdsaktiviteten forventes å påvirke egenproduksjonen med omkring 30 tusen foe per dag i andre kvartal 2009 og 30 tusen foe per dag for året som helhet.
Capital expenditures for 2009, excluding acquisitions, are estimated at around USD 13.5 billion. 
Organiske investeringer for 2009, eksklusive oppkjøp, er beregnet til om lag 13,5 milliarder amerikanske dollar.
Approximately 50% of the forecasted investments for 2009 are in new assets contributing to growth in oil and gas production, about one third are related to investments in currently producing assets, with the remainder in other activities. 
Om lag 50 % av de planlagte investeringene for 2009 er i nye eiendeler som bidrar til vekst i olje- og gassproduksjonen, om lag en tredjedel gjelder investeringer i eiendeler som er i produksjon og resten i annen virksomhet.
Unit production cost for equity volumes is estimated in the range of NOK 33 to 36 per barrel in the period from 2009 to 2012, excluding purchases of fuel and gas for injection. 
Produksjonskostnaden per enhet for egenproduksjonen ventes å ligge på mellom 33 og 36 kroner per fat i perioden fra 2009 til 2012, når kjøp av drivstoff og gass for injeksjon holdes utenfor.
For 2009, the unit production cost is expected to be in the upper end of this range. 
For 2009 ventes produksjonskostnaden per enhet å ligge i den øvre delen av dette sjiktet.
StatoilHydro's ambition is to deliver a competitive ROACE compared with its peer group. 
Det er vår ambisjon er å levere en konkurransedyktig ROACE sammenlignet med våre viktigste konkurrenter.
Exploration drilling is the primary tool for growing our business. 
Leteboring er det viktigste verktøyet for vekst i vår virksomheten.
The company will continue to high-grade the large portfolio of exploration assets and expects to maintain a high level of exploration activity in 2009, although slightly lower than in 2008. 
Selskapet vil fortsette utviklingen av sin store portefølje av leteandeler og forventer å fortsette den høye leteaktiviteten i 2009, men på et noe lavere nivå enn i 2008.
The exploration activity is estimated at USD 2.7 billion for 2009. 
Leteaktiviteten er anslått til 2,7 milliarder amerikanske dollar i 2009.
The year 2008 was one of the most volatile periods in the natural gas, product, gas liquid and crude oil markets. 
Året 2008 var en av de mest ustabile periodene i markedet for produkter, flytende gass og råolje.
We anticipate that these commodity prices will remain at relatively low levels and that prices will continue to be volatile at least in the near term. 
Vi forventer at prisene på disse råvarene vil holde seg på et relativt lavt nivå og at prisene fortsatt vil være ustabile, i hvert fall på kort sikt.
1.3 Risk update 
1.3 Risikoer