natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Total liquids and gas entitlement production in the fourth quarter of 2008 was 1,857 mboe per day, compared to 1,818 mboe per day in the fourth quarter of 2007. 
Samlet bokført produksjon av væske og gass i fjerde kvartal 2008 var 1,857 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,818 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2007.
Average equity [*] production was 2,023 mboe per day in the fourth quarter of 2008 compared to 1,958 mboe per day in the fourth quarter of 2007. 
Gjennomsnittlig egenproduksjon [*] var 2,023 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2008, sammenlignet med 1,958 millioner foe per dag i fjerde kvartal 2007.
The increase in entitlement production mainly stems from ramp-up in production from new fields coming on stream, and was only partly offset by maintenance activity, shut downs and declining production from maturing fields. 
Oppgangen i bokført produksjon skyldtes hovedsakelig økt produksjon fra nye felt som kom i drift og ble bare delvis ble motvirket av vedlikeholdsaktivitet, nedstenginger og avtagende produksjon fra modne felt.
Total liquids and gas entitlement production in 2008 was 1,751 mboe per day, compared to 1,724 mboe per day in 2007. 
Samlet bokført produksjon av væske og gass i 2008 var 1,751 millioner foe per dag, sammenlignet med 1,724 millioner foe per dag i 2007.
Average equity [*] production was up 5% to 1,925 mboe per day in 2008 compared to 1,839 mboe per day in 2007. 
Gjennomsnittlig egenproduksjon [*] steg med 5% til 1,925 millioner foe per dag i 2008, sammenlignet med 1,839 millioner foe per dag i 2007.
Exploration expenditure was NOK 5.9 billion in the fourth quarter of 2008, compared to NOK 5.2 billion in the fourth quarter of 2007. 
Leteutgiftene i fjerde kvartal 2008 var på 5,9 milliarder kroner, sammenlignet med 5,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
Exploration expenditure was NOK 17.8 billion in 2008, compared to NOK 14.2 billion in 2007. 
Leteutgiftene var 17,8 milliarder kroner i 2008, sammenlignet med 14,2 milliarder kroner i 2007.
The increase in both periods was mainly due to higher exploration activity and increased drilling costs. 
Økningen i begge perioder skyldtes hovedsakelig høyere leteaktivitet og økte borekostnader.
Exploration expenditure reflects exploration activities in the period. 
Leteutgiftene gjenspeiler periodens leteaktivitet.
The adjusted exploration expenses increased to NOK 3.8 billion in the fourth quarter of 2008 from NOK 3.2 billion in the fourth quarter of 2007. 
De justerte letekostnadene var på 3,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008 og 3,2 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
Adjusted exploration expenses increased from NOK 10.0 billion in 2007 to NOK 12.2 billion in 2008, mainly due to higher exploration activity, increased drilling costs and an increase in expenses of previously capitalised exploration expenditures. 
Justerte letekostnader økte fra 10,0 milliarder kroner i 2007 til 12,2 milliarder kroner i 2008, hovedsakelig som følge av høyere leteaktivitet, økte borekostnader og økning i kostnader knyttet til tidligere balanseførte leteutgifter.
In the fourth quarter of 2008, a total of 19 exploration and appraisal wells and three exploration extension wells were completed, 15 on the NCS and seven internationally. 
I fjerde kvartal 2008 ble til sammen 19 lete- og avgrensningsbrønner og tre leteforlengelser fullført, 15 på norsk sokkel og syv internasjonalt.
Nine exploration and appraisal wells and two exploration extension wells have been declared as discoveries. 
Ni lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser var bekreftede funn.
In the fourth quarter of 2007, a total of 18 exploration and appraisal wells were completed, four on the NCS and 14 internationally. 
I fjerde kvartal 2007 ble til sammen 18 lete- og avgrensningsbrønner fullført, fire på norsk sokkel og 14 internasjonalt.
Five exploration and appraisal wells were declared as discoveries. 
Av disse ble det bekreftet funn i fem lete- og avgrensningsbrønner.
In 2008, a total of 79 exploration and appraisal wells and nine exploration extension wells were completed, 48 on the NCS and 40 internationally. 
I 2008 ble til sammen 79 lete- og avgrensningsbrønner og ni leteforlengelser fullført, 48 på norsk sokkel og 40 internasjonalt.
Thirty-five exploration and appraisal wells and six exploration extension wells have been declared as discoveries. 
Det ble bekreftet funn i 35 lete- og avgrensningsbrønner og seks leteforlengelser.
In 2007, a total of 71 exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were completed, 26 on the NCS and 47 internationally. 
I 2007 ble til sammen 71 lete- og avgrensningsbrønner og to leteforlengelser fullført, 26 på norsk sokkel og 47 internasjonalt.
Thirty-four exploration and appraisal wells and two exploration extension wells were declared as discoveries. 
Av disse ble det bekreftet funn i 34 lete- og avgrensningsbrønner og i to leteforlengelser.
A number of completed wells 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 ytterliggere vurderinger av disse før de kan kunngjøres eksternt.
Drilling of 16 exploration and appraisal wells was ongoing at the end of fourth quarter 2008. 
Ved utgangen av fjerde kvartal 2008 pågikk det fremdeles boring i 16 lete- og avgrensningsbrønner.
Eleven wells have been completed after 31 December 2008, of which six wells were declared as discoveries. 
Elleve av disse brønnene er fullført etter 31. desember 2008, hvorav seks er bekreftede funn.
Proved reserves at the end of 2008 were 5,584 mmboe, compared to 6,010 mmboe at the end of 2007, a decrease of 426 mmboe. 
Påviste reserver ved utgangen av 2008 var 5.584 mmfoe, sammenlignet med 6.010 mmfoe ved utgangen av 2007, en nedgang på 426 mmfoe.
In 2008, 230 mmboe were added through revisions, extensions and discoveries, compared to additions of 542 mmboe in 2007, also through revisions, extensions and discoveries. 
Tilsvarende økning i 2007 var på 542 mmfoe og skyldtes også revisjoner, forlengelser og funn.
The reserve replacement ratio was 34% in 2008, compared to 86% in 2007, while the average three-year replacement ratio, including the effects of sales and purchases, was 60% at the end of 2008, compared to 81% at the end of 2007. 
Reserveerstatningsraten var 34% i 2008, sammenlignet med 86% i 2007, mens den gjennomsnittlige treårige erstatningsraten, inkludert effektene av salg og kjøp, var 60% ved utgangen av 2008, sammenlignet med 81% ved utgangen av 2007.
The reserve replacement rate is a function of the high production level and the time it takes to mature the significant number of recent discoveries and the latest acquisitions of large unproved reserves to proved reserves. 
Reserveerstatningsraten er en funksjon av et høyt produksjonsnivå og av at det tar tid både å modne oppkjøpte usikre reserver til sikre reserver, og å utvikle et betydelig antall nye funn.
Production cost per boe was NOK 36.9 for the 12 months ended 31 December 2008, compared to NOK 44.1 for the 12 months ended 31 December 2007. 
Produksjonskostnadene per foe var 36,9 kroner for de siste 12 månedene fram til 31. desember 2008, sammenlignet med 44,1 kroner for tilsvarende periode i 2007.
[*] Based on equity volumes, [*] the production cost per boe for the two periods was NOK 33.5 and NOK 41.4, respectively. 
[*] Basert på egenproduserte volumer, [*] var produksjonskostnaden per foe for de to periodene henholdsvis 33,5 og 41,4 kroner.
Normalised at a USDNOK exchange rate of 6.00, the production cost for the 12 months ended 31 December 2008 was NOK 37.4 per boe, compared to NOK 44.3 per boe for the 12 months ended 31 December 2007. 
Normalisert til en USDNOK valutakurs på 6,00 var produksjonskostnadene 37,4 kroner per foe for de 12 siste månedene fram til 31. desember 2008, sammenlignet med 44,3 kroner per foe for tilsvarende periode i 2007.
The production cost per boe, both actual and normalised, has decreased significantly, mainly due to non-recurring restructuring costs relating to the merger of Statoil ASA and Hydro Petroleum in 2007, but partly offset by start-up of new fields, increased maintenance cost and general industry cost pressure. 
Både virkelig og normalisert produksjonskostnad per foe har avtatt betydelig, hovedsakelig som følge av omstillingskostnader knyttet til fusjonen mellom Statoil ASA og Hydro Petroleum i 2007, noe som delvis ble motvirket av oppstart av nye felt, økte vedlikeholdskostnader og generelt kostnadspress i industrien.
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 December 2008 was NOK 33.3. 
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. desember 2008 på 33,3 kroner.
The comparable figure for the 12 months ended 31 December 2007 was NOK 31.2. 
Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2007 er 31,2 kroner pr foe.
These figures have not been normalised for the currency effects described above. 
Disse tallene er ikke normailisert for valutaeffektene beskrevet ovenfor.
Net financial items amounted to a loss of NOK 12.1 billion in the fourth quarter of 2008, compared to a loss of NOK 0.7 billion in the fourth quarter of 2007. 
Netto finansposter utgjorde et tap på 12,1 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008, sammenlignet med et tap på 0,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
The NOK 11.4 billion negative change was mostly attributable to unrealised currency losses with no immediate effects on cash flows, caused by a 20% weakening of NOK against the US dollar. 
Den negative endringen på 11,4 milliarder kroner skyldtes hovedsakelig urealiserte valutatap uten kontanteffekt som følge av en svekkelse av den norske kronen mot amerikanske dollar på 20%.
Currency losses in the fourth quarter of 2008 amounted to NOK 22.9 billion of which NOK 17.9 billion was related to currency swaps for liquidity and currency risk management and NOK 8.5 billion was related to non-current financial liabilities. 
I fjerde kvartal 2008 var valutatapene på 22,9 milliarder kroner, hvorav 17,9 milliarder kroner var knyttet til valutaswaps for likviditets- og finansiell risikostyring og 8,5 milliarder kroner var knyttet til langsiktige lån.
This compares to a NOK 1.0 billion currency loss in the fourth quarter of 2007. 
Til sammenligning var det en valutagevinst på 1,0 milliarder kroner i fjerde kvartal 2007.
The NOK 22.0 billion increase in currency losses was partly offset by a NOK 4.2 billion improvement in financial expenses, a NOK 4.0 billion increase in income from securities and a NOK 2.3 billion increase in financial income. 
Økningen i valutatap på 22,0 milliarder kroner ble delvis motvirket av reduserte finanskostnader på 4,2 milliarder kroner, en økning i verdipapirgevinster på 4,0 milliarder kroner og en økning i øvrige finansinntekter på 2,3 milliarder kroner.
In 2008, net financial items amounted to a loss of NOK 18.4 billion, compared to a gain of NOK 9.6 billion in 2007. 
I 2008 utgjorde netto finansposter et tap på 18,4 milliarder kroner, sammenlignet med en netto valutainntekt på 9,6 milliarder kroner i 2007.
The NOK 28.0 billion negative change was mainly attributable to NOK 32.6 billion in currency losses caused by a 29% weakening of NOK against USD in 2008 compared to a NOK 10.0 billion gain from a 14% strengthening of the NOK against the USD in 2007. 
Den negative endringen på 28,0 milliarder kroner var hovedsakelig knyttet til valutatap på 32,6 milliarder kroner forårsaket av en svekkelse av den norske kronen mot amerikanske dollar på 29% i 2008 sammenlignet med en styrking av den norske kronen mot amerikanske dollar på 14% i 2007.
The negative impact of currency exchange losses was partly offset by a NOK 5.5 billion increase in income from securities primarily due to currency gains on USD denominated investments, a NOK 4.7 billion positive change in interest expenses mostly due to gains on derivatives and a NOK 4.4 billion increase in interest income. 
Den negative virkningen av valutatapene ble delvis motvirket av en økning på 5,5 milliarder kroner i verdipapirgevinster knyttet til valutagevinster på investeringer i amerikanske dollar, en positiv endring i renteutgiftene på 4,7 milliarder kroner hovedsakelig som følge av gevinst på derivater og en økning i renteinntekter på 4,4 milliarder kroner.
Attachments: - Press release - Financial statement and review 
Vedlegg på newsweb.no: - Pressemelding - Kvartalsberetning og regnskap (eng.)
Press Ola Morten Aanestad, vice president media relations, +47 48 08 02 12 (mobile), +47 + 47 22 97 22 88 (office) 
Presse Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør, + 47 48 08 02 12 (mobil) + 47 22 97 22 88(kontor)
Kai Nielsen, public affairs manager, + 44 78 24 32 68 93 
Eskil Eriksen, informasjonssjef, + 47 95 88 25 34
Financial statements PDF 4 MB 
Financial statements PDF 4 MB
Press_release PDF 778 kB 
Pressemelding PDF 767 kB
Presentation PDF 1 MB 
Presentation PDF 1 MB
The Troll partners wish to cancel the sub-project for the replacement of flowlines in the gas wells on the Troll A platform, which was one of three sub-projects in the submitted plan. 
Troll-partnerne vil kansellere delprosjektet for utskifting av produksjonsrør i gassbrønnene på Troll A-plattformen, som var ett av tre delprosjekter i den innleverte planen.
The plan was submitted to the authorities in June 2008 and is now pending final approval. 
Planen ble levert myndighetene i juni 2008, og er nå til endelig godkjenning.
The adjustments are necessary because of changes in framework conditions, such as lower oil prices and high costs. 
Bakgrunnen for justeringen er endrede rammevilkår, som blant annet lavere oljepris og høyt kostnadsnivå.
Replacement of the flowlines will be reconsidered at a later date. 
Utskifting av produksjonsrørene vil bli revurdert for gjennomføring på et senere tidspunkt.
Continued increased recovery The gas injection system will be in place as planned by the turn of the year 2010/2011. 
Fortsatt økt oljeutvinning Anlegget for gassinjeksjon vil som planlagt være på plass ved årsskiftet 2010/2011.
Gas injection makes it possible to increase recovery of the oil reserves, thereby ensuring sensible management of the overall resources. 
Gassinjeksjon gir muligheten for økt uttak av oljereservene og er et viktig bidrag i å sikre en fornuftig forvaltning av de totale ressursene.
Gas injection in Troll West will result in an increase in the oil reserves on Troll of 17 million barrels of oil. 
Gassinjeksjon i Troll Vest vil gi en økning av oljereservene på Troll med 17 millioner fat olje.
Pipeline to Kollsnes A new pipeline for rich gas from the Troll A platform to Kollsnes gas processing plant, including modifications to Troll A and the Kollsnes receiving facility, will proceed as planned. 
Rørledning til Kollsnes En ny rørledning for rikgass fra Troll A-plattformen til Kollsnes gassanlegg, inkludert modifikasjoner på Troll A og Kollsnes mottaksanlegg gjennomføres også som planlagt.
This will help to secure the Troll field’s position as a reliable, long-term source of supply for gas to Europe. 
Dette er med på å sikre Troll-feltet som en langsiktig og pålitelig forsyningskilde for gass til Europa.
In all, the changes will mean a short-term reduction in the investment framework of NOK 3.8 billion. 
Totalt medfører endringene en kortsiktig reduksjon i investeringsrammene på 3,8 milliarder kroner.
The original investment framework was almost NOK 10 billion. 
Opprinnelig investeringsramme var på nærmere 10 milliarder kroner.
“The goal of the plan is to increase the recovery of oil while at the same time maximising the value of gas production. 
– Målsettingen med planen er å øke utvinningen av olje og samtidig maksimere verdien på gassproduksjonen.
The field has been in continual development since it started up, and we are now making Troll more robust in order to meet the future on the basis of today’s framework conditions,” says Hege Marie Norheim, head of reserves and business development on the Norwegian continental shelf. 
Feltet har siden oppstarten vært i kontinuerlig utvikling, og vi gjør nå Troll mer robust for å møte fremtiden basert på dagens rammevilkår, sier Hege Marie Norheim, direktør for Reserve- og forretningsutvikling på norsk sokkel.
The Troll A platform in the North Sea. 
Troll A-plattformen i Nordsjøen.
(Architect: a-lab / Illustrations: Placebo Effects as) 
(Arkitekt: a-lab / Illustrasjon: Placebo Effects as)
The office building will be modern, flexible and environmentally friendly, and it will be ready for occupation in autumn 2012. 
Bygningen blir en moderne, fleksibel og miljøvennlig kontorbygning, og skal stå ferdig høsten 2012.
During 2008, StatoilHydro worked on finding alternatives for its new Oslo office. 
I løpet av 2008 har StatoilHydro arbeidet med å finne alternativer for et nytt kontor i Oslo.
The current leases for the offices at Majorstua and Vækerø expire in autumn 2012, and the goal has been to find an office solution by that time that will enable all StatoilHydro’s activities in Oslo to be collocated. 
Høsten 2012 løper dagens leiekontrakter for kontorene på Majorstua og Vækerø ut, og målsetningen har vært å finne en kontorløsning som muliggjør samlokalisering av hele StatoilHydros virksomhet i Oslo innen den tid.
The various alternatives have been carefully considered in relation to various selection criteria. 
De ulike alternativene har vært nøye vurdert opp mot ulike utvalgskriterier.
The overall cost, good communications and proximity to employees' homes have also been important evaluation criteria during this process. 
Totalkostnad, god kommunikasjon og nærhet til ansattes bosted har også vært viktige vurderingskriterier i prosessen.
The building will be built in a shoreside location beside Telenor’s and Aker Solutions’ offices. 
Bygningen vil bli reist på en strandtomt ved siden av Telenors og Aker Solutions’ kontorbygninger.
Environmentally friendly Great emphasis has been placed on environmentally friendly solutions when planning the new office building. 
Det er lagt stor vekt på miljøvennlige løsninger i planleggingen av den nye kontorbygningen.
The building’s energy consumption will be low and district heating and district cooling will be used. 
Bygningen vil ha lavt energiforbruk og det blir tatt i bruk fjernvarme og fjernkjøling.
A park and gardens will also be built around the building. 
Det skal også opparbeides park og grøntanlegg knyttet til bygningen.
The office building at Fornebu has been given the concept name “five elements”, and it consists of five wings joined together to form a star. 
Kontorbygningen på Fornebu har fått konseptnavnet ”Fem elementer” og består av fem fløyer satt sammen i stjerneform.
Great emphasis has been placed on architecture and the environment in the planning of the building. 
Det er lagt stor vekt på arkitektur og miljø ved prosjekteringen av bygningen.
The building is also very flexible with respect to different forms of cooperation, and in relation to the possibilities it offers for increasing or reducing the number of office workstations. 
Bygningen er også svært fleksibel med hensyn til ulike samarbeidsformer, og i forhold til eventuell utvidelse eller reduksjon i antall kontorplasser.
Internal cooperation has also been strongly emphasised when planning the new offices. 
Den interne samhandlingen i bygningen er også sterkt vektlagt.
Initially, the lease with IT Fornebu Holding AS will now be finalised and zoning work will start. 
I første omgang vil en nå ferdigstille den endelige leiekontrakten med IT Fornebu Holding AS, og starte reguleringsarbeidet.
IT Fornebu Holding AS will be the owner and StatoilHydro will be the tenant from autumn 2012. 
IT Fornebu Holding AS er byggherre, og StatoilHydro vil være leietaker fra høsten 2012.
StatoilHydro Fornebu picture 1 JPG 4 MB 
StatoilHydro Fornebu bilde 1 JPG 4 MB
StatoilHydro Fornebu picture 2 JPG 6 MB 
StatoilHydro Fornebu bilde 2 JPG 6 MB
The illustrations show the design and location of StatoilHydro’s new office building for the Oslo region at Fornebu. 
Bildene viser utforming og plassering av StatoilHydros nye kontorbygning for Oslo-regionen, som skal stå ferdig på Fornebu høsten 2012.
Margareth Øvrum (Photo: Helge Hansen) 
Margareth Øvrum (Foto: Helge Hansen)
“Many large oil fields on the Norwegian continental shelf (NCS) are aging, and their production is in decline,” she notes. 
– Mange store oljefelt på norsk sokkel er i ferd med å bli eldre, og produksjonen på disse feltene går nedover.
“That makes it important to develop and adopt IOR technology. 
Det er viktig at vi utvikler og tar i bruk teknologi som gir økt utvinning.
“It’s also essential that we search for solutions which will allow us to develop small discoveries in a cost-effective manner.” 
I tillegg er det vesentlig at vi søker løsninger som kan bygge ut små funn på en kostnadseffektiv måte, sier Øvrum.
She identifies the development and broad adoption of IOR technology as an important factor if StatoilHydro is to reach its ambitious recovery goals for the NCS. 
Hun fremhever utvikling og bred bruk av teknologi som kan øke oljeutvinningen som viktige faktorer for at StatoilHydro skal nå sine ambisiøse utvinningsmål på norsk sokkel.
The programme for testing new technology gives weight to the group’s focus areas for reservoir monitoring and intelligent drilling. 
Programmet for uttesting av ny teknologi vektlegger våre fokusområder innenfor reservoarovervåking og intelligent boring.
Using four-dimensional seismic surveys has yielded an average increase of 5% in reserves across fields because production wells can be sited with greater certainty. 
Bruk av 4D-seismikk har gitt en gjennomsnittlig tilleggsøkning av reservene på feltene på omkring 5 prosent fordi produksjonsbrønnene kan plasseres med større sikkerhet.
“That’s contributed 60 million barrels in additional production from Gullfaks,” Ms Øvrum remarks. 
– På Gullfaks-feltet har det bidratt til økt produksjon på 60 millioner fat.
“But we and our partners are going a step further on Snorre." 
På Snorre-feltet går StatoilHydro og partnerne der et skritt videre.
“Fibreoptic cables have been laid on the seabed there to enhance reservoir monitoring and see how oil and gas are moving. 
Der er det lagt fiberoptiske kabler på havbunnen for å overvåke reservoaret bedre og se hvordan oljen og gassen beveger seg i grunnen.
She reports that StatoilHydro is testing technology which will help to make it easier and cheaper to drill, and that the group can drive wells into more demanding reservoirs than before. 
Hun viser til at StatoilHydro tester ut teknologi som bidrar til at det blir enklere og billigere å bore og at selskapet kan bore i mer krevende reservoarer enn tidligere.
Hege Marie Norheim (Photo: Kjetil Alsvik) 
Hege Marie Norheim (Foto: Kjetil Alsvik)
“We’ve used managed pressure drilling on Kvitebjørn and Gullfaks with great success, for example. 
– Vi har for eksempel gjennomført trykkbalansert boring på Kvitebjørn- og Gullfaks-feltene med stor suksess.
IOR projects sanctioned by StatoilHydro last year will provide additional reserves corresponding in size to the Kristin field in the Norwegian Sea. 
IOR-prosjektene StatoilHydro besluttet i fjor tilsvarer reservene på Kristin-feltet i Norskehavet.
More than half this volume comes from drilling more drainage and injection wells in the reservoirs, and the rest from low-pressure output, water and gas injection and other methods. 
Over halvparten av dette kommer fra boring av flere drenerings- og injeksjonsbrønner i reservoarene, resterende fra lavtrykksproduksjon, vanninjeksjon, gassinjeksjon og andre metoder for økt oljeutvinning.
A number of the fields operated by the group on the Norwegian continental shelf are already world leaders in terms of their recovery factor. 
Flere av de StatoilHydro-opererte feltene på norsk sokkel er allerede i verdenstoppen når det gjelder utvinningsfaktor.