natgillin/translations-raw huggingface dataset:
“At the same time, costs are at record-high levels. 
Samtidig er kostnadene på et historisk høyt nivå.
Our response is to make stricter priorities, cut costs, optimise plans and hold over projects which are not time critical. 
Vår respons er strengere prioriteringer, kostnadsreduksjoner, optimalisering av planer og forskyvning av prosjekter som ikke er tidskritiske.
StatoilHydro is in a good position to benefit from an expected decrease in the cost level. 
StatoilHydro er godt posisjonert til å dra nytte av en forventet nedgang i kostnadsnivået.
We have large flexibility in our portfolio and freedom of action with regard to the investment level in the years up to 2012.” 
Vi har stor fleksibilitet i porteføljen og handlefrihet i forhold til investeringsnivået i årene fram mot 2012, sier Helge Lund.
The group can report today that 50% of these synergy effects has been achieved and the full potential is expected essentially to be realised towards the end of 2009. 
I dag melder selskapet at 50% av disse synergieffektene er oppnådd, og at det fulle potensialet i hovedsak ventes å være realisert mot slutten av 2009.
As a result of the macroeconomic changes, a further cost reduction of about NOK 1.5 billion before tax has been identified. 
Som en følge av endringene i det makroøkonomiske bildet, er det identifisert ytterligere årlige kostnadsreduksjoner på om lag 1,5 milliarder kroner før skatt.
This will be realised in 2009, mainly by reducing costs within staff functions, business development, information technology and administration. 
Dette vil bli realisert i 2009, hovedsakelig gjennom reduserte kostnader innen stabstjenester, forretningsutvikling, informasjonsteknologi og administrasjon.
Prepared for weak oil prices 
Forberedt på svake oljepriser
“We are prepared for strong fluctuations in the oil price at a relatively low level in the short and medium term and we are ready to meet a situation where it for periods could be considerably lower than it is today,” Mr Lund adds. 
- Vi er forberedt på at oljeprisen kan svinge sterkt rundt et relativt lavt nivå på kort og mellomlang sikt, og har beredskap for at den i perioder kan bli vesentlig lavere enn i dag.
“There is however no change in our long-term view of the market. 
Det er imidlertid ingen endring i vårt langsiktige markedssyn.
We expect substantial demand for new oil and gas resources over the coming decades and we are positioning ourselves industrially in relation to this.” 
Vi legger til grunn at det vil være stort behov for nye olje- og gassressurser de neste tiårene, og posisjonerer oss industrielt i forhold til dette, sier Lund.
StatoilHydro is planning to start up eight new projects in 2009: Yttergryta, Alve, Tyrihans, Tune South and Oseberg low pressure production – all on the Norwegian continental shelf – as well as Gimboa in Angola and Tahiti and Thunder Hawk in the Gulf of Mexico. 
StatoilHydro planlegger oppstart av åtte nye prosjekter i 2009 – Yttergryta, Alve, Tyrihans, Tune Sør og Oseberg lavtrykk på norsk sokkel, Gimboa i Angola og Tahiti og Thunder Hawk i Mexico-golfen.
On average, the new projects are profitable with an oil price of around USD 35 per barrel, based on StatoilHydro’s requirement for return (break-even price). 
I gjennomsnitt er de nye prosjektene lønnsomme ved en oljepris på rundt 35 USD per fat basert på StatoilHydros avkastningskrav (nullpunktspris).
In the period leading up to 2012, unit production costs are expected to be in the range of NOK 33-36 per barrel. 
I perioden fram til 2012 forventes produksjonsenhetskostnadene i forhold til egenproduksjonen å ligge i intervallet 33-36 kroner per fat.
Dividend policy remains firm 
Utbyttepolitikken ligger fast
With an oil price of about USD 55 per barrel, the cash flow from operations will cover all StatoilHydro’s expected investments and expenditure in 2009, including tax. 
Ved en oljepris på om lag 55 USD per fat vil kontantstrømmen fra driften dekke alle StatoilHydros forventede investeringer og kostnader i 2009, inklusive skatt.
StatoilHydro’s dividend policy aims, over time, to provide the shareholders with direct payouts averaging 45-50% of the annual profits. 
StatoilHydros utbyttepolitikk tar sikte på at det over tid skal gis en direkte avkastning til aksjonærene på gjennomsnittlig 45-50 prosent av årsoverskuddet.
This dividend policy is being confirmed at today’s Strategy Update. 
Denne utbyttepolitikken blir bekreftet på strategioppdateringen i dag.
Operations in the fourth quarter of 2008 have been satisfactory with oil and gas production as expected. 
Driften i fjerde kvartal 2008 har vært god, med olje- og gassproduksjon som forventet.
Net operational income is influenced by lower oil prices. 
Netto driftsinntekter er påvirket av lavere oljepriser.
The fourth quarter earnings will be particularly influenced by a strong USD versus NOK. 
Kvartalsresultatet vil særlig være påvirket av sterk amerikansk dollar mot norske kroner.
Net financial items will be considerably impacted by unrealised currency losses. 
Netto finansposter vil bli betydelig påvirket av urealiserte valutatap.
The average tax rate will also be negatively impacted as a consequence of this development. 
Gjennomsnittlig skattesats vil også være negativt påvirket av denne utviklingen.
These effects will be in line with the guiding communicated earlier. 
Effektene vil være i tråd med den guiding som er kommunisert tidligere.
Four acquisitions were closed and paid for during the fourth quarter. 
Fire kjøpstransaksjoner er blitt sluttført og betalt i fjerde kvartal.
StatoilHydro’s presentations at the Strategy Update may be downloaded from the www.statoilhydro.com/ir website. 
StatoilHydros presentasjoner på strategioppdateringen kan lastes ned fra nettstedet www.statoilhydro.com/ir.
The webcast will remain available after the meeting. 
Nettoverføringen vil også være tilgjengelig på nettstedet etter møtet.
Kai Nielsen, public affairs manager, +44 78 24 32 68 93 (mobile) 
Kai Nielsen, informasjonssjef, + 44 7824326893
At the group’s Strategy Update in London today, 14 January, chief executive Helge Lund and chief financial officer Eldar Sætre are presenting new prognoses for the group’s oil and gas production, investments and exploration activity in 2009. 
På strategioppdateringen i London i dag, 14. januar, legger konsernsjef Helge Lund og konserndirektør for økonomi og finans, Eldar Sætre, fram nye prognoser for selskapets olje- og gassproduksjon, investeringer og leteaktivitet i 2009.
Podcast 1 MP3 11 MB 
Podcast 1 MP3 11 MB
Podcast 2 MP3 8 MB 
Podcast 2 MP3 8 MB
CFO Strategy Update PDF 263 kB 
CFO Strategy Update PDF 263 kB
Transcript of Strategy update 2009 PDF 215 kB 
Transcript of Strategy update 2009 PDF 215 kB
CEO Strategy Update PDF 815 kB 
CEO Strategy Update PDF 815 kB
The equity production for the group is expected to rise from approximately 1.9 million barrels of oil equivalent (boe) per day in 2008 to 1.95 million boe per day in 2009. 
Selskapets egenproduksjon anslås å øke fra om lag 1,9 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag i 2008 til 1,95 millioner foe per dag i 2009.
(Photo: Stuart Conway / BP) 
(Foto: Stuart Conway / BP)
The Azerbaijan Government and the State Oil Company of the Republic of Azerbaijan (SOCAR) together with BP, Statoil, Chevron, INPEX, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU and ONGC Videsh today sign the amended and restated Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli (ACG) Production Sharing Agreement (PSA) which will be effective until the end of 2049. 
Myndighetene i Aserbajdsjan og det statseide oljeselskapet i Aserbajdsjan (SOCAR), i tillegg til BP, Statoil, Chevron, INPEX, ExxonMobil, TPAO, ITOCHU og ONGC Videsh, er blitt enige om å forlenge produksjonsdelingsavtalen for Azeri-Chirag-Deepwater Gunashli (ACG) til utgangen av 2049.
The agreement was signed today in Baku and is now subject to ratification by the Parliament (Milli Majlis) of the Republic of Azerbaijan. 
Avtalen ble undertegnet i dag i Baku, og er betinget av godkjenning fra parlamentet (Milli Majlis) i Aserbajdsjan.
BP is the current operator of the field and will remain the operator under the extended ACG PSA. 
BP er i dag operatør for feltet, og fortsetter som operatør.
Statoil originally entered the PSA in 1994 with an 8.56% share. 
Statoil ble partner på feltet i 1994 med en andel på 8,56 %.
As part of the new agreement, SOCAR will increase its equity share from 11.65% to 25% and the participating interest of all partners will be revised. 
I henhold til den nye avtalen vil SOCAR øke sin eierandel fra 11,65 % til 25 %, og alle deltakernes andeler vil bli revidert.
Statoil's share will be adjusted to 7.27%. 
Statoils andel vil bli justert til 7,27 %.
Lars Christian Bacher, Statoil's Executive Vice President for Development and Production International. 
Lars Christian Bacher, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt
All international partners will make a total payment of USD 3.6 billion to the State Oil Fund of the Republic of Azerbaijan which collects income on behalf of the Azerbaijan government. 
Alle internasjonale partnere skal betale i alt 3,6 milliarder USD til det statlige oljefondet i Aserbajdsjan, som tar imot inntektene på vegne av de aserbajdsjanske myndighetene.
This amount will be divided according to the partners' participating interest and Statoil's share will be approximately USD 349 million. 
Dette beløpet blir fordelt i henhold til deltakernes eierandeler, og Statoils andel vil være på om lag 349 millioner USD.
The extension represents a major milestone for Statoil and all the participating companies which will continue generating value from the asset for many decades to come. 
Forlengelsen utgjør en viktig milepæl for Statoil og for alle deltakende selskaper, som vil fortsette å produsere verdier fra feltet i mange tiår framover.
Lars Christian Bacher, Statoil's Executive Vice President for Development and Production International, welcomes the result and states that the extension represents a major step for Statoil. 
Lars Christian Bacher, Statoils konserndirektør for Utvikling og produksjon internasjonalt, ønsker avtalen velkommen, og sier at forlengelsen er viktig for Statoil.
"This year we celebrate 25 years of Statoil presence in Azerbaijan and we cannot find a better way to celebrate this milestone than by extending our participation in the ACG field for a further 25 years. 
– I år feirer vi 25 årsjubileum for Statoils tilstedeværelse i Aserbajdsjan, og vi kan ikke finne en bedre måte å feire denne milepælen på enn å forlenge vår deltakelse i ACG-feltet med 25 år til.
The ACG field represents a world-class development and will be a key asset in our international portfolio for many years to come." 
Feltet representerer en utbygging i verdensklasse, og vil være et viktig felt i vår internasjonale portefølje i mange år framover.
Since 1994, when the PSA was first signed, the ACG field has received USD 33 billion of investment and produced 3.2 billion barrels of oil production. 
Siden 1994, da produksjonsdelingsavtalen ble etablert, er det investert 33 milliarder USD i ACG og feltet har produsert 3,2 milliarder fat olje.
In the first half of 2017, total production from ACG averaged 585,000 barrels per day. 
I første halvår 2017 var den samlede produksjonen fra ACG på gjennomsnittlig 585.000 fat per dag.
Our activities in Azerbaijan 
Våre aktiviteter i Aserbajdsjan
The platform is to be developed as a fixed processing platform with seven production wells and will be tied back to existing facilities in the Sleipner area and the Kårstø processing plant north of Stavanger. 
Plattformen er planlagt utbygd som en bunnfast prosessplattform med sju produksjonsbrønner og skal knyttes opp mot eksisterende anlegg i Sleipner-området og mot prosessanlegget Kårstø i Nord-Rogaland.
Plans also call for connecting a subsea system on the Sigrun field to the future platform on the Gudrun field. 
Planene innebærer også å koble opp et havbunnsanlegg på Sigrun-feltet til den fremtidige plattformen på Gudrun-feltet.
The Gudrun field is located 55 kilometres north of Sleipner and water depth in the area is 110 metres. 
Gudrun-feltet ligger 55 kilometer nord for Sleipner, og vanndybden i området er 110 meter.
The field contains both oil and gas. 
Feltet inneholder både olje og gass.
Old discovery – new opportunities The field was proven in 1974 and StatoilHydro became operator in 1997. 
Gammelt funn – nye muligheter Feltet ble påvist i 1974, og StatoilHydro ble operatør i 1997.
The reservoir is complex with high pressure and high temperature, however, the estimated recoverable volume of 150 million barrels of oil equivalent will contribute heavily on the Norwegian continental shelf in the time ahead. 
Reservoaret er komplisert, med høyt trykk og høy temperatur, men det antatte utvinnbare volumet på 150 millioner fat oljeekvivalenter vil være en betydelig bidragsyter på norsk sokkel fremover.
There are also several exciting prospects and high activity in the area. 
Det er også flere spennende prospekter og høy aktivitet i området.
The plan will be evaluated to ensure a good and profitable development. 
Planen skal nå evalueres for å sikre en god og lønnsom utbygging.
StatoilHydro (46.8%) is the operator and the partners are Marathon Norge, a wholly owned subsidiary of Marathon Oil Corporation (28.2%) and GDF SUEZ E&P Norge (25%). 
StatoilHydro (46,8 prosent) er operatør og har med seg Marathon Norge, et heleid datterselskap av Marathon Oil Corporation (28,2) og GDF SUEZ E&P Norge (25).
The Gudrun platform 
Illustrasjon av Gudrun-plattformen
"It is our responsibility to point out the opportunities available on the NCS," said Mr Lund. 
– Vårt ansvar består i å peke på hvilke muligheter som finnes på sokkelen.
"We have made no secret of the fact that we believe the best opportunities are in Nordland 6 and 7 and Troms II – and we still believe that." 
Vi har ikke lagt skjul på at vi tror mulighetene er størst i områdene Nordland 6 og 7 og Troms II – det mener vi fortsatt, sa Lund.
Chief executive Helge Lund (Archive photo: Harald Pettersen) 
Konsernsjef Helge Lund (Arkivfoto: Harald Pettersen)
Crucial In 2009 StatoilHydro will drill five or six strategically important wells with big potential on the NCS. 
Avgjørende I 2009 skal StatoilHydro bore fem-seks strategisk viktige brønner med stort potensial på norsk sokkel.
"After that, we will have completed the drilling of our portfolio of wells in non-matured areas," Mr Lund continued. 
– Etter dette har vi boret ferdig vår portefølje med brønner i umodne områder.
"For a major player like StatoilHydro it is crucial that we have a balanced portfolio of opportunities." 
For en stor aktør som StatoilHydro er det avgjørende å ha en balansert portefølje av muligheter.
"I understand that high polarisation makes the discussion of acreage politically complex territory but it would be an enormous historical act of negligence if the industry did not point out the possibilities it sees on the NCS. 
– Jeg forstår at høy polarisering gjør arealdiskusjonen til politisk krevende terreng, men det ville være en tjenesteforsømmelse av historiske dimensjoner hvis industrien ikke skulle peke på de mulighetene vi ser på norsk sokkel.
It is up to the government and the Storting (parliament) to decide whether they will act on these possibilities." 
Det er opp til Regjering og Storting å avgjøre om de vil ta mulighetene i bruk, sa Lund.
Dramatic change Since last year's conference, the economic situation has changed totally. 
Dramatisk endring Siden fjorårets konferanse har den økonomiske situasjonen endret seg totalt.
The oil price which fluctuated at around USD 100 per barrel has fallen to about USD 40. 
Oljeprisen som beveget seg rundt 100 amerikanske doller per fat, har sunket til rundt 40 dollar.
StatoilHydro assesses the outlook as very uncertain but has faith in higher oil prices in the longer term. 
StatoilHydro vurderer utviklingen fremover som meget usikker, men har tro på høyere oljepriser lengre fram i tid.
Mr Lund maintained that the financial crisis is intensifying the main challenges on the NCS which is characterised by a strong decline in production, high discovery rate – but small volumes – and a dramatic cost hike in recent years. 
Lund fremholdt at finanskrisen forsterker hovedutfordringene på sokkelen, som preges av et kraftig fall i oljeproduksjonen, høy funnrate – men små volumer – og en dramatisk kostnadsøkning de siste årene.
"This situation requires a big effort by the industry and the government. 
– Dette bildet krever stor innsats fra næringen og fra myndighetene.
Our ambition is to maintain our production at about 1.5 million barrels of oil equivalent per day for 10 years. 
Vår ambisjon er å opprettholde vår produksjon på rundt 1,5 millioner fat oljeekvivalenter per døgn i ti år.
We want to use the situation to strengthen the organisation and our competitiveness further and we will collaborate with our suppliers to push costs down – that is in everbody's interest," Mr Lund concluded. 
– Vi ønsker å bruke situasjonen til å styrke organisasjonen og vår konkurranseevne ytterligere og vil samarbeide med våre leverandører for å få kostnadene ned – det er i alles interesse, sa Lund.
Mr Lund's presentation at the traditional Sandefjord conference ended with a request to Norwegian politicians to assess the oil industry's access to areas not yet matured on the NCS. 
Lunds innlegg på den tradisjonsrike “Sandefjord-konferansen” ble avsluttet med en oppfordring til norske politikere om å vurdere oljeindustriens tilgang til umodne områder på norsk sokkel.
"We have obtained a large number of quotes in order to secure competitive prices and flexible solutions," says Trygve Takle Pedersen, head of travel management in StatoilHydro. 
– Vi har innhentet mange tilbud for å sikre oss konkurransedyktige priser og fleksible løsninger.
Trygve Takle Pedersen 
Trygve Takle Pedersen
Alliances improve airline offers The new deals apply to Star Alliance and Sky Team, in addition to 14 agreements with independent airlines, including Norwegian Air Shuttle. 
Allianser styrker flytilbudet De nye flyavtalene omfatter Star Alliance og Sky Team, i tillegg til 14 avtaler med enkeltstående selskaper, blant annet Norwegian.
Valid for periods varying between one and five years, the agreements have a total net value of about NOK 900 million. 
Varigheten av avtalene fra ett til fem år, og den totale årlige netto verdien er om lag 900 millioner kroner.
The Star Alliance agreement covers nine airlines: SAS, Widerøe, Lufthansa, Air Canada, BMI (British Midland), Air China, Austrian Airlines, Turkish Airlines and TAP Portugal. 
Star Alliance-avtalen omfatter de ni flyselskapene SAS, Widerøe, Lufthansa, Air Canada, BMI (British Midland), Air China, Austrian Airlines, Turkish Airlines og TAP Portugal.
It is valid for three years with a two-year extension option. 
Avtalen er på tre år, med mulighet for to års forlengelse.
The Sky Team agreement covers three airlines: Air France, KLM and Northwest Airlines, and is valid for two years. 
Sky Team-avtalen omfatter de tre flyselskapene Air France, KLM og Northwest Airlines, og avtalen er toårig.
In addition to the two alliances, individual agreements have been signed with the following airlines: British Airways, Continental Airlines, Virgin Atlantic, Norwegian, Malmø Aviation, Czech Airlines, Qatar Airways, Icelandair, Finnair, Air Baltic, Vildanden, Brussel Airlines, Aeroflot og Malaysia Airlines. 
I tillegg til de to alliansene er det er inngått enkeltavtaler med følgende flyselskaper: British Airways, Continental Airlines, Virgin Atlantic, Norwegian, Malmø Aviation, Czech Airlines, Qatar Airways, Icelandair, Finnair, Air Baltic, Vildanden, Brussel Airlines, Aeroflot og Malaysia Airlines.
The new deals apply to Star Alliance and Sky Team, in addition to 14 agreements with independent airlines, including Norwegian Air Shuttle. 
De nye flyavtalene omfatter Star Alliance og Sky Team, i tillegg til 14 avtaler med enkeltstående selskap, blant annet Norwegian.
Kristin produces about 10 million cubic metres of gas and roughly 10,000 cubic metres of condensate per day. 
Kristin-feltet produserer rundt 10 millioner kubikkmeter gass og rundt 10.000 kubikkmeter kondensat i døgnet.
Production capacity is 20,000 cubic metres of condensate and just over 18 million cubic metres of rich gas per day. 
Produksjonskapasiteten er 20.000 kubikkmeter kondensat og vel 18 millioner kubikkmeter rikgass per dag.
The wells and processing plant came back on stream yesterday, and full production is due to be reached in the course of today, 23 January. 
Oppstarten av produksjonen fra brønnene og prosessanlegget startet i går, og det er forventet at anlegget vil nå full produksjon i løpet av dagen.
Production from Kristin has been shut down since 8 January. 
Produksjonen fra Kristin-feltet har vært nedstengt siden 8. januar.
Crew were mobilised yesterday, and the installation is now fully operational. 
Mannskapet ble mobilisert i går, og feltet er nå fullt operativt.
A number of specialist teams in the group have worked with the safety delegate service and lifeboat supplier Umoe Schat-Harding to find a solution. 
Vernetjenesten og flere fagmiljøer i StatoilHydro har sammen med Umoe Schat-Harding jobbet for å finne en løsning.
The authorities have been informed of the decision. 
Myndighetene har vært og er orientert om beslutningen.
Eileen Andersen Buan 
Eileen Andersen Buan
Helicopters represent the primary means of evacuation from offshore installations in the event of hazards or accidents. 
Det primære evakueringsmiddelet ved fare- og ulykkessituasjoner er helikopter.
Alf Morten Sirevaag 
Alf Morten Sirevaag
The problems have fallen under three main heads: design weaknesses, the influence of gravitational forces during a drop, and driving the craft through the sea in extreme winds and waves. 
Problemene med livbåtene er knyttet til tre hovedkategorier, svakheter i konstruksjonen, påvirkning av gravitasjonskrefter ved et eventuelt dropp og båtenes fremdrift i sjøen under ekstreme vær- og bølgesituasjoner.
“Our lifeboats are safer now than they were only a short time ago,” affirms Alf Morten Sirevaag, who heads the lifeboat project in StatoilHydro. 
– Livbåtene i StatoilHydro har en bedre sikkerhet nå enn for bare kort tid siden.
“We still expect that production could be interrupted on some installations during the winter, but believe that the impact will be lower this season than in earlier years.” 
Vi forventer fortsatt at det kan bli brudd i produksjonen på noen installasjoner gjennom vintersesongen, men vi mener at innvirkningen på produksjonen denne vinteren kommer til å bli mindre enn i tidligere vintersesonger, sier Alf Morten Sirevaag, som leder livbåtprosjektet i StatoilHydro.
In the distance is the frozen Dvina River. 
I det fjerne skimtes den islagte elven Dvina.
(All photos: Harald Pettersen) 
(Alle foto: Harald Pettersen)
Russian and Norwegian dignitaries, students and journalists turned out this week for education grant awards and cooperation signing ceremonies between StatoilHydro and schools in Murmansk and Arkhangelsk. 
Russiske og norske myndighetspersoner og ledere, studenter og journalister deltok denne uken på en seremoni for utdeling av stipender og undertegning av en samarbeidsavtale mellom StatoilHydro og skoler i Murmansk og Arkhangelsk.
“Maybe I will go and study in Norway,” said smiling Murmansk student Victor Boyazitov, 16. 
- Kanskje jeg skal reise til Norge for å studere, sa den 16-år gamle studenten Victor Boyazitov med et smil.
Can he imagine a career in the offshore industry? 
Kunne han tenke seg en karriere i offshore-industrien?
“Oh yes. 
– Å ja.
That’d be nice!” 
Det hadde vært fint!
“This is a very important occasion for north-west Russia and StatoilHydro. 
– Dette er en meget viktig dag for Nordvest-Russland og for StatoilHydro.
We’re signing agreements to train local students for opportunities in the region’s emerging oil and gas industry,” said signatory Bengt-Lie Hansen, StatoilHydro president Russia. 
Vi undertegner avtaler om opplæring av lokale studenter for stillinger i den framvoksende olje- og gassindustrien i regionen, sa Bengt-Lie Hansen, landsjef for StatoilHydro i Russland.