natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Norwegian suppliers are, in our experience, able to adjust and adapt. 
Vi opplever at norske leverandører er tilpassingsdyktige.
As a publicly quoted company it is natural for us to do business with those whom we believe in and who deliver.” 
For oss som et børsnotert selskap er det naturlig at vi tar med oss de vi tror på, og de som leverer.
The Norwegian continental shelf (NCS) is, and will be, important for Statoil and Norwegian industry. 
Norsk sokkel er og vil være viktig for Statoil og norsk industri.
The purpose of the exploration well was to confirm the presence of petroleum in upper Triassic reservoir rocks in the Lunde formation. 
Målet med letebrønnen var å påvise petroleum i øvre trias reservoarbergarter i Lunde-formasjonen.
We have achieved good results in infrastructure-led exploration the last few years, but this well did not produce the results we had hoped for, says Tom Dreyer, head of infrastructure-led exploration in the North Sea. 
– Vi har oppnådd gode resultater innenfor feltnær leting de siste årene, men denne brønnen ga oss dessverre ikke resultatene vi hadde håpet på , sier Tom Dreyer, letesjef for feltnær leting i Nordsjøen.
Drilling of the exploration well is now concluded. 
Letebrønnen er nå avsluttet.
No formation test was performed in the well, but extensive data gathering and sampling were made. 
Den ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
This is the 12th exploration well in production licence 057, which was awarded in the fourth licensing round in 1979. 
Dette er den 12. brønnen med letemål i utvinningstillatelse PL 057, som ble tildelt i fjerde konsesjonsrunde i 1979.
The well was drilled to a vertical depth of 2,940 metres below sea level and was completed in the lower part of the Lunde formation. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 2.940 meter under havflaten og ble avsluttet i nedre del av Lunde-formasjonen.
Water depth in the area is 385 metres. 
Havdypet i området er 385 meter.
Exploration well 34/4-12 S was drilled by Ocean Vanguard, which will now drill exploration well 34/4-12 A in Snorre Unit from the same rig position. 
Letebrønnen 34/4-12 S ble boret av boreriggen Ocean Vanguard, som nå skal bore letebrønn 34/4-12 A i Snorre Unit fra samme overflatelokasjon.
The licensees in PL 057 are: Statoil (operator) (31.0%), Petoro AS (30.0%), RWE Dea Norge AS (24.5%), Idemitsu Petroleum Norge AS (9.6%) and Hess Norge AS (4.9%). 
Rettighetshavere i PL 057: Statoil (operatør) (31,0 prosent), Petoro AS (30,0), RWE Dea Norge AS (24,5), Idemitsu Petroleum Norge AS (9,6) og Hess Norge AS (4,9).
However, the reservoir qualities of the sand and shale rocks were below expectations and the find is probably not commercially viable. 
Sand- og skiferbergartene hadde imidlertid dårligere reservoaregenskaper enn forventet, og funnet er trolig ikke kommersielt.
Almost 259 million barrels of crude were shipped from the Mongstad refinery near Bergen, reports port captain Jon Magne Jakobsen. 
Fra havnen ved det Statoil-opererte Mongstad-raffineriet i Hordaland ble det ifølge havnekaptein Jon Magne Jakobsen skipet ut nær 259 millioner fat råolje i fjor.
This means that the facility receives, stores and exports more than a third of the oil produced annually by Statoil and the Norwegian state. 
Det betyr at terminalen tar imot, lagrer og eksporterer meir enn en tredjedel av statens og Statoils oljeproduksjon på årsbasis.
Mongstad ranks as Europe’s second-largest oil port in terms of volume after Rotterdam. 
Mongstad er Europas nest største oljehavn i volum etter Rotterdam i Nederland.
Traffic was also high at the Kårstø treatment complex north of Stavanger, with records set for both volume of products exported and the number of vessel calls. 
Stor trafikk var det også i havnen ved Kårstø-anlegget i Rogaland – der ble det satt rekord i produktvolum og antall skipsanløp.
According to port manager Per Arne Nilsen, the facility had 600 calls in 2001 compared with 421 the year before. 
Havneleder Per Arne Nilsen opplyser at Kårstø hadde 600 skipsanløp i fjor mot 421 året før.
Roughly 4.5 million tonnes of normal butane, iso-butane, naphtha, propane and ethane were shipped out – an increase of 60 per cent from 2000. 
Det ble skipet ut rundt 4,5 millioner tonn normalbutan, isobutan, nafta, propan og etan.
And 854 ship calls were logged by the refinery at Kalundborg near Copenhagen, up by 66 from 2000. 
I havnen ved raffineriet i Kalundborg på Sjælland var det 854 skipsanløp i fjor.
No less than 708 of them related to exports of oil products. 
Av disse anløpene gjaldt hele 708 eksport av oljeprodukter.
Shipping traffic at the four land facilities operated by Statoil in Norway and Denmark reached record levels in 2001. 
Trafikken var rekordstor i havnene ved Statoils fire landanlegg i Norge og Danmark i 2001.
Statoil's fourth quarter 2009 net operating income was NOK 33.5 billion, compared to NOK 37.8 billion in the fourth quarter of 2008. 
Statoils driftsresultat for fjerde kvartal 2009 var på 33,5 milliarder kroner, sammenlignet med 37,8 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008.
In 2009, net operating income was NOK 121.6 billion compared to NOK 198.8 billion in 2008. 
I 2009 var driftsresultatet på 121,6 milliarder kroner, sammenlignet med 198,8 milliarder kroner i 2008.
Statoil's growth strategy remains firm. 
Statoils vekststrategi ligger fast.
"Statoil continues to deliver solid economic and operational results in a demanding market. 
- Statoil fortsetter å levere solide økonomiske og driftsmessige resultater i et krevende marked.
The activity level is high, and our production is growing according to plans," says Statoil's CEO Helge Lund. 
Aktivitetsnivået er høyt og produksjonen vokser i samsvar med planene våre, sier Statoils konsernsjef Helge Lund.
Fourth quarter and annual results 2009 
Resultater for fjerde kvartal og året 2009
This was only partly compensated by a 17% increase in the average prices for liquids measured in NOK, and a 4% growth in lifted volumes of oil and gas. 
Dette ble bare delvis motvirket av en 17 % økning i gjennomsnittsprisen på væsker målt i norske kroner og en vekst i løftede olje- og gassvolumer på 4 %.
Adjusted earnings in the fourth quarter 2009 were NOK 34.4 billion, compared to NOK 43.4 billion in the fourth quarter of 2008. 
Justert driftsresultat i fjerde kvartal 2009 var på 34,4 milliarder kroner, sammenlignet med 43,4 milliarder kroner i fjerde kvartal 2008.
Net income in the fourth quarter of 2009 was NOK 7.1 billion compared to NOK 2.0 billion in 2008. 
Resultatet i fjerde kvartal 2009 var på 7,1 milliarder kroner, sammenlignet med 2,0 milliarder kroner i 2008.
This result reflects higher oil prices and increased lifting, lower net financial losses and lower tax rates compared to 2008, partly offset by lower gas prices and refining margins. 
Resultatet avspeiler høyere oljepriser og økt løfting, lavere tap på netto finansposter og lavere skatteprosenter sammenlignet med 2008, noe som delvis ble motvirket av lavere gasspriser og raffineringsmarginer.
In 2009, net income was NOK 17.7 billion, compared to NOK 43.3 billion in 2008. 
Resultatet for 2009 var på 17,7 milliarder kroner, sammenlignet med 43,3 milliarder kroner i 2008
Adjusted earnings after tax was NOK 9.7 billion in the fourth quarter of 2009. 
Justert driftsresultat etter skatt var på 9,7 milliarder kroner i fjerde kvartal 2009.
Adjusted earnings after tax excludes the effect of tax on net financial items, and represents an effective adjusted tax rate of 72% in the fourth quarter of 2009. 
Justert driftsresultat etter skatt ekskluderer skattevirkningene av netto finansposter og utgjorde en effektiv skatteprosent på 72 % i fjerde kvartal 2009.
In 2009, adjusted earnings after tax was NOK 38.3 billion and the effective adjusted tax rate was 71%. 
Justert driftsresultat etter skatt var på 38,3 milliarder kroner i 2009, og den effektive justerte skatteprosenten var 71 %.
The board of directors is proposing a dividend of NOK 6.00 per share for 2009. 
Styret foreslår et utbytte på 6,00 kroner per aksje for 2009.
Statoil's equity production in 2009 was 1,962 mboe per day, a 2% increase from last year. 
Statoils egenproduksjon i 2009 var 1,962 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag, en økning på 2 % fra i fjor.
During 2009, the equity production outside Norway reached 500 mboe per day, and continues to grow. 
I 2009 var egenproduksjonen utenfor Norge for første gang over 500 tusen foe per dag og den fortsetter å vokse.
"The reserve replacement ratio of 73% for 2009 is improving from a low level, and based on our continued exploration success and growth portfolio, I am confident that we will improve this ratio going forward. 
- Reserveerstatningsraten på 73 % for 2009 er i bedring, og med basis i vår vekstportefølje og våre gode resultater innen leting, er jeg overbevist om at vi fremover vil forbedre denne raten.
Statoil has a high quality portfolio of non-sanctioned projects that will create attractive returns for our shareholders," says Lund. 
Statoil har en portefølje av høy kvalitet som ikke er sanksjonert ennå, men som vil bidra til fortsatt attraktiv avkastning for våre aksjeeiere, sier Lund.
Strategy Update 
Strategioppdatering
"During the latter part of 2009, the global economy showed signs of recovery. 
- Under siste del av 2009 viste den global økonomien tegn til bedring.
However, we will still see uncertainty in the global markets," says Lund. 
Vi ser imidlertid fremdeles en nedsiderisiko og usikkerhet i de globale markedene, sier Lund.
In 2010, Statoil estimates an equity production between 1,925-1,975 mboe per day. 
I 2010 anslår Statoil en egenproduksjon på mellom 1,925-1,975 millioner foe per dag.
The range reflects the continued uncertainty regarding the demand for gas, and our value driven gas business. 
Dette intervallet gjenspeiler den usikkerheten som fremdeles knytter seg til etterspørselen etter gass og vår verdiorienterte gassvirksomhet.
During 2010 several new projects are planned to come on stream, with start-ups scheduled towards the latter part of the year. 
Flere nye prosjekter vil etter planen komme i drift i 2010, med oppstart planlagt mot slutten av året.
Morvin, Gjøa, Vega, Vega South and Leismer Demo are all scheduled to start in the fourth quarter. 
Både Morvin, Gjøa, Vega/Vega Sør og Leismer Demo er planlagt satt i drift i fjerde kvartal.
Statoil's gas and oil production capacity is therefore expected to be significantly higher towards the end of the year, compared to the full year production guiding. 
Produksjonskapasiteten for olje og gass forventes derfor å bli betydelig høyere mot slutten av året sammenlignet med produksjonsprognosen for året som helhet.
Statoil's Chief Executive confirms that the strategy as a technology driven upstream company remains firm. 
Konsernsjefen bekrefter at strategien som definerer Statoil som et teknologidrevet oppstrømsselskap, står fast.
"We are positioned to continue our production growth towards 2012 despite the current weakness in the gas markets. 
"Vi er posisjonert for å opprettholde produksjonsveksten frem mot 2012 tross dagens svake gassmarkeder.
Statoil also has projects and resource potential to underpin profitable growth beyond 2012," says Lund. 
Statoil har i tillegg prosjekter og ressurspotensiale som kan underbygge lønnsom vekst også etter 2012," sier Lund.
In 2012, Statoil estimates an equity production between 2.1-2.2 million boe per day. 
I 2012 anslår Statoil en egenproduksjon på mellom 2,1-2,2 millioner foe per dag.
There is an area of uncertainty related to the 2012 production mainly due to the weak gas market conditions. 
Det er usikkerhet knyttet til produksjonen for 2012 hovedsakelig på grunn av det svake gassmarkedet.
Statoil maintains its positive long-term view on the future competitiveness of gas. 
Statoil opprettholder imidlertid sitt positive syn på at gass vil være konkurransedyktig på lang sikt.
Statoil's objective is to maximise the value of the gas portfolio, rather than the volumes produced in any given year. 
Målsettingen er å maksimere verdien av gassporteføljen fremfor volumene som produseres et gitt år.
"Statoil is now taking steps towards more industrialisation and standardisation on the NCS to reduce cost and lead time, and thereby move resources into reserves in the most time and cost efficient way. 
"Statoil vil fremover ta steg mot økt industrialisering og standardisering på norsk sokkel med det formål å redusere kostnader og ledetid og dermed omgjøre ressurser til reserver på mest mulig effektiv måte hva angår tid og kostnader.
Our ambition is to maintain the current level of production on the NCS for the next ten years," says Lund. 
Vår ambisjon er å opprettholde dagens produksjonsnivå på norsk sokkel i de neste ti årene, sier Lund.
Around 80% of the Hydro merger synergies have been achieved, and the remainder will be completed during 2010. 
Omkring 80 % av synergieffektene fra Hydro-fusjonen er realisert og resten vil bli gjennomført i 2010.
In addition, the administrative cost reduction program has led to a current spend level which is around 15% lower than the 2008 average. 
I tillegg har programmet for reduksjon av administrasjonskostnader ført til et utgiftsnivå i dag som er omkring 15 % lavere enn gjennomsnittet i 2008.
Significant cost reductions have secured Statoil's highly competitive operating unit cost position. 
Betydelige kostnadsreduksjoner har sikret Statoil en høyst konkurransedyktig posisjon i forhold til produksjonskostnader per fat.
The Board of Directors has decided to make adjustments to the company's dividend policy in order to create a more predictable dividend level going forward: 
Styret har besluttet å gjøre justeringer i selskapets utbyttepolitikk som har til formål å skape et mer forutsigbart utbyttenivå i framtiden.
"It is Statoil's ambition to grow the annual cash dividend, measured in NOK per share in line with long term underlying earnings. 
Det er Statoils ambisjon å øke årlig utbyttebetaling, målt i norske kroner per aksje, i takt med den langsiktige underliggende inntjeningen.
When deciding the annual dividend level, the Board will take into consideration expected cash flow, capital expenditure plans, financing requirements and appropriate financial flexibility. 
Styret vil vurdere forhold som forventet kontantstrøm, investeringsplaner, finansieringsbehov og nødvendig finansiell fleksibilitet ved fastsettelse av årlig utbyttenivå.
In addition to cash dividend, Statoil might buy back shares as part of total distribution of capital to the shareholders" 
I tillegg til å betale kontantutbytte, vil Statoil også vurdere tilbakekjøp av aksjer som et middel for å øke aksjonærenes totalavkastning.
The direct link to the highly volatile IFRS net income has been removed, and the focus will be on growing the annual cash dividend per share in line with long- term underlying earnings. 
Den direkte koblingen til det meget volatile IFRS-resultatet er fjernet og fokus blir på å øke det årlige kontantutbyttet per aksje på linje med langsiktige underliggende resultater.
The new policy does not imply a change in the long-term dividend level, including potential share buy-backs, compared to the previous policy. 
Den nye utbyttepolitikken medfører ikke noen endring i det langsiktige utbyttenivået, herunder mulig tilbakekjøp av aksjer, sammenlignet med tidligere politikk.
The Board emphasises the importance of maintaining an attractive dividend level also in the future. 
Styret understreker dermed betydningen av å opprettholde et attraktivt utbyttenivå også i framtiden.
Statoil also announces the following guidance for 2010: 
Statoil kunngjør også følgende prognoser for 2010:
Capital expenditure - USD 13 billion 
Investeringer - 13 milliarder USD
Unit production cost - NOK 35-36 per boe 
Produksjonskostnad per enhet - 35-36 kroner per foe
Exploration activity - USD 2.3 billion, and approximately 50 wells 
Letevirksomhet - 2,3 milliarder USD og omlag 50 brønner
Highlights since third quarter 2009: 
Viktige hendelser siden tredje kvartal:
Equity production is up 2% from fourth quarter 2008 to 2,057 mboe per day. 
Egenproduksjonen steg med 2 % fra fjerde kvartal 2008 til 2,057 millioner foe per dag.
For the full year 2009, equity production is up 2% to 1,962 mboe per day 
Egenproduksjonen for hele 2009 økte med 2 % til 1,962 millioner foe per dag.
Entitlement production is 1,852 mboe per day, largely unchanged from fourth quarter last year 
Bokført produksjon var 1,852 millioner foe per dag, mer eller mindre uendret fra fjerde kvartal i fjor.
Average liquids prices measured in NOK are up 17%, gas prices are down 48%, and refining margins in USD are down 55% from fourth quarter last year 
Gjennomsnittlige væskepriser målt i norske kroner steg med 17 %, gassprisene falt med 48 % og raffineringsmarginene i USD hadde en nedgang på 55 % fra fjerde kvartal i fjor.
The 2009 reserve replacement rate is 73%, up from 34% in 2008. 
Reserveerstatningsraten for 2009 er 73 %, en oppgang fra 34 % i 2008.
The three year average reserve replacement ratio is 64% 
Den gjennomsnittlige treårige erstatningsraten er 64 %.
On 25 January 2010 Statoil signed the West Qurna 2 field contract with Lukoil and the Iraqi government in which Statoil will have a 18.75% share 
Den 25. januar undertegnet konsernsjef Helge Lund kontrakten med Lukoil og irakiske myndigheter angående West Qurna 2- feltet, der Statoil får en 18,75 % - andel.
On 31 January 2010 Statoil announced a swap arrangement with ConocoPhillips involving leases in GoM and the Chukchi Sea in Alaska 
Den 31. januar kunngjorde Statoil en byttehandel med ConocoPhillips som omfattet lisenser i Mexicogolfen og Tsjuktsjerhavet i Alaska.
On 3 February 2010 Statoil announced that it is considering a new ownership structure for the Energy and Retail business 
Den 3. februar 2010 kunngjorde Statoil at selskapet vurderer en ny eierstruktur innenfor energi- og detaljhandelsvirksomheten.
further information from 
kontaktpersoner
Lars Troen Sørensen Senior vice president 
Lars Troen Sørensen, direktør IR
+47 90 64 91 44 (mobile) 
+47 90 64 91 44 (mobil)
Geir Bjørnstad Vice president 
Geir Bjørnstad, direktør, US IR,
+1 203 978 6950 
+1 203 978 6950
Ola Morten Aanestad Vice president for media relations 
Ola Morten Aanestad, informasjonsdirektør,
+47 480 80 212 (mobile) 
+47 480 80 212 (mobil)
Kai Nielsen Public affairs manager 
Kai Nielsen, informasjonssjef,
+44 (0) 78 2432 6893 (mobile) 
+44 (0) 78 2432 6893 (mobil)
Q4 2009 PressPresentation CEO PDF 253 kB 
Q4 2009 PressPresentation CEO PDF 253 kB
Strategy update by Helge Lund, CEO PDF 2 MB 
Strategy update by Helge Lund, CEO PDF 2 MB
Strategy update by Rune Bjornson, Executive Vice President Natural Gas PDF 3 MB 
Strategy update by Rune Bjornson, Executive Vice President Natural Gas PDF 3 MB
Transcript Q4 2009 Statoil ASA Earnings Conference Call PDF 150 kB 
Transcript Q4 2009 Statoil ASA Earnings Conference Call PDF 150 kB
Statoil today presents its fourth quarter results and its Strategy Update. 
Statoil presenterer i dag resultatet for fjerde kvartal og konsernets strategioppdatering.
Before distribution to the employees, the Share saving plan has 5,676,498 shares. 
Før viderefordeling til ansatte har aksjespareprogrammet 5.676.498 aksjer.
The shares have been acquired at a price of NOK 128.88 per share. 
Aksjene er kjøpt til kurs 128,88 kroner.
The options allow Statoil to extend five contacts which expire in 2010 by two years. 
Opsjonsutøvelsene gir en forlenget varighet på to år for fem kontrakter som alle utløper i 2010.
The contracts cover services on 17 of Statoil's 20 fixed installations on the Norwegian continental shelf. 
Kontraktene dekker tjenester på 17 av Statoils 20 faste plattformer på norsk sokkel.
The total value of all exercised options is about NOK 3.6 billion. 
Totalverdien på alle opsjonsutøvelsene er om lag 3,6 milliarder kroner.
"Statoil intends to continue its efforts to increase the quality of all deliveries. 
− Statoil ønsker å fortsette arbeidet med å heve kvaliteten i alle leveranser.
Continuity of the cooperation with key contributors will provide a basis for the desired HSE level and improved efficiency," says Geir Slora, senior vice president, drilling & well. 
Kontinuitet i samarbeidet med sentrale bidragsytere vil sikre grunnlag for ønsket HMS- nivå og økt effektivitet, sier Geir Slora, direktør for Boring og brønn.
Senior vice president for procurements in Statoil, Anders Opedal, looks forward to continuing the partnership with Odfjell Drilling Managment, KCA Deutag Norge and Seawell. 
Statoils direktør for anskaffelser i Statoil, Anders Opedal, ser frem til å fortsette samarbeidet med Odfjell Drilling Managment, KCA Deutag Norge og Seawell.
"It is essential that our suppliers help contribute positively to our goal of improved efficiency and progress. 
− Det er avgjørende at våre leverandører er med på å bidra positivt til at vi når målene om økt effektivitet og fremdrift.
As always, we expect our suppliers to deliver on schedule, according to quality and HSE requirements," Opedal says. 
Vi har som alltid store forventinger til at våre leverandører leverer i henhold til plan, kvalitet og HMS, sier Opedal.
The Statfjord C platform is one of the 17 fixed installations that have got an extended production drilling contract through exercise of option. 
Statfjord C-plattformen er blant de 17 faste installasjonene som har fått kontrakt for produksjonsboring i to nye år etter utøvelse av opsjoner.
Following this, the share saving plan has 5,394,541 shares. 
Etter viderefordeling har Aksjespareprogrammet 5.394.541 aksjer.
The field is being developed with a steel production platform 
Gudrun-feltet bygges ut med produksjonsplattform med stålunderstell
A unanimous licence partnership has approved the submission of the PDO and the award of the first major contract, covering construction of a steel jacket for the production platform. 
Et samlet partnerskap stiller seg bak innsendelse av PUD (plan for utbygging og drift) og tildeling av den første store kontrakten for bygging av stålunderstellet til Gudrun-plattformen.
Investment in field installations, pipelines and drilling of production wells will total almost NOK 21 billion in money of the day. 
Samlede investeringer knyttet til feltinstallasjoner, rørledninger og boring av produksjonsbrønner summerer seg til nær 21 milliarder kroner (løpende).
“It’s positive that our partners have unanimously supported an important decision,” says Michelsen. 
– Det er positivt at partnerskapet står samlet bak en viktig beslutning.
“It’s been a long process, but I’d praise everyone involved for their commitment to finding a good integrated solution.” 
Det har vært en lang prosess, men jeg vil berømme de involverte for vilje til å finne en god helhetlig løsning, sier Øystein Michelsen, konserndirektør for Undersøkelse og produksjon Norge i Statoil.
Plans call for Gudrun to be developed with a platform for partial processing and export of the field’s oil and gas. 
Gudrun-feltet er planlagt bygget ut med en plattform for delvis behandling og transport av olje og gass.
Worth about NOK 450 million, this job has been awarded after an international tendering process based on technical and commercial criteria. 
Det er lagt tekniske og kommersielle kriterier til grunn for tildelingen av kontrakten som har en verdi på om lag 450 millioner kroner.
The work will primarily be done in Aker Verdal. 
Arbeidene skal i hovedsak skje ved Aker Verdal.
Other major assignments to be awarded include: 
Øvrige større kontrakter omfatter:
construction of the topsides with processing facilities 
bygging av dekk med prosessanlegg
living quarters 
boligkvarter
modification work on Sleipner A 
modifikasjonsarbeider på Sleipner A-plattformen
heavy lifting and installation 
tungløft og installasjon
pipeline fabrication and laying 
fabrikasjon og installasjon av rørledninger
drilling. 
boring
Invitations to tender will be issued in the near future, with the contracts due to be awarded at a later date. 
Anbudsinvitasjon blir sendt ut om kort tid og kontraktene vil bli tildelt på et senere tidspunkt.
Basis for further development 
Åpner for flere utbygginger
“Gudrun was originally discovered in 1974,” Michelsen notes. 
– Gudrun ble første gang påvist i 1974.