natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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 30 June 2009 was NOK 35.6. 
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 30. juni 2009 på 35,6 kroner.
The comparable figure for the 12 months ended 30 June 2008 was NOK 32.1. 
Det sammenlignbare tallet for tilsvarende periode i 2008 er 32,1 kroner.
The increase is partly due to currency effects from the strengthening of USD versus NOK. 
Økningen skyldes delvis valutaeffektene av en styrket amerikansk dollar mot norske kroner.
Net financial items amounted to a loss of NOK 4.8 billion in the second quarter of 2009, compared to a loss of NOK 0.5 billion in the second quarter of 2008. 
Netto finansposter utgjorde et tap på 4,8 milliarder kroner i andre kvartal 2009, sammenlignet med et tap på 0,5 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
In the first half of 2009, net financial items amounted to a loss of NOK 8.7 billion, compared to a gain of NOK 3.4 billion in first half of 2008. 
I første halvår av 2009 utgjorde netto finansposter et tap på 8,7 milliarder kroner, sammenlignet med en gevinst på 3,4 milliarder kroner i første halvår av 2008.
As a result of introducing USD as the new functional currency in the parent company, StatoilHydro ASA, the US dollar denominated non-current financial 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 at amerikanske dollar introduseres som ny funksjonell valuta, ikke ha resultateffekter i 2009.
Translation differences arising from changes in the USDNOK exchange rates for USD denominated financial assets and liabilities translated into presentation currency of Norwegian kroner in consolidation have been recorded to other comprehensive income in equity. 
Omregningsforskjeller som følge av endringer i USDNOK og presentasjon i norske kroner av USD-baserte finansielle eiendeler og lån omregnet til presentasjon i norske kroner i regnskapet, er bokført mot egenkapitalen.
In the second quarter of 2009, net foreign exchange gains and losses amounted to a loss of NOK 0.1 billion, compared to a NOK 0.7 billion gain in the second quarter of 2008. 
I andre kvartal 2009 utgjorde netto valutagevinster og -tap et tap på 0,1 milliarder kroner, sammenlignet med en gevinst på 0,7 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
The NOK 0.8 billion increase in cost is mostly attributable to the effects of the change in functional currency. 
Kostnadsøkningen på 0,8 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til virkningene av endringen av funksjonell valuta.
In the first half of 2009, net foreign exchange gains and losses amounted to a loss of NOK 1.6 billion, compared to a NOK 4.1 billion gain in the first half of 2008. 
I første halvår av 2009 utgjorde netto valutagevinster og -tap et tap på 1,6 milliarder kroner, sammenlignet med en gevinst på 4,1 milliarder kroner i første halvår av 2008.
The NOK 5.7 billion increase in cost is mostly attributable to the effects of the change in functional currency. 
Kostnadsøkningen på 5,7 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til virkningene av endringen av funksjonell valuta.
Interest and other financial expenses amounted to NOK 6.4 billion and NOK 1.9 billion in the second quarters of 2009 and 2008, respectively. 
Renter og andre finansutgifter var på henholdsvis 6,4 milliarder kroner og 1,9 milliarder kroner i andre kvartal 2009 og 2008.
The NOK 4.5 billion increase in cost is mostly related to a NOK 3.4 billion loss on derivative financial instruments in the second quarter of 2009, due to increased USD long term interest rates and a loss related to impairment of the investment in the Pernis refinery. 
Kostnadsøkningen på 4,5 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til et tap på finansielle derivater på 3,4 milliarder kroner i andre kvartal 2009 grunnet høyere langsiktige rentesatser i amerikanske dollar og et tap knyttet til nedskrivninger av investeringen i Pernis-raffineriet.
There was a loss on derivative financial instruments of NOK 0.8 billion in the second quarter of 2008. 
Det var et tap på finansielle derivater på 0,8 milliarder kroner i andre kvartal 2008.
In the first half of 2009, interest and other financial expenses amounted to NOK 9.3 billion, compared with NOK 2.0 billion in the first half of 2008. 
I første halvår av 2009 utgjorde renter og andre finansutgifter 9,3 milliarder kroner, sammenlignet med 2,0 milliarder i første halvår av 2008.
The NOK 7.3 billion increase in cost is mostly related to a NOK 5.1 billion loss on derivative financial instruments in the first half of 2009, due to increased USD long term interest rates and a loss related to impairment of the investment in the Pernis refinery. 
Kostnadsøkningen på 7,3 milliarder kroner er hovedsakelig knyttet til et tap på finansielle derivater på 5,1 milliarder kroner i første halvår av 2009, grunnet høyere langsiktige rentesatser i amerikanske dollar og et tap knyttet til nedskrivning av investeringen i Pernis-raffineriet.
There was no loss on derivative financial instruments in the first half of 2008. 
Det var ingen tap på finansielle derivater i første halvår av 2008.
Income taxes were NOK 19.5 billion in the second quarter of 2009, equivalent to a tax rate of 99.9%, compared to NOK 43.2 billion in the second quarter of 2008, equivalent to a tax rate of 69.6%. 
Skattekostnaden i regnskapet i andre kvartal 2009 var 19,5 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 99,9 %, sammenlignet med 43,2 milliarder kroner i andre kvartal 2008, tilsvarende en skatteprosent på 69,6 %.
These companies are taxable in other currencies than the functional currency. 
Disse selskapene er gjenstand for beskatning i annen valuta enn den funksjonelle valutaen.
In the second quarter of 2009 the taxable income was higher than the income before tax, which increased the reported tax rate in the quarter. 
I andre kvartal 2009 var skattbar inntekt høyere enn resultat før skatt, noe som som økte den bokførte skatteprosenten i kvartalet.
In addition, the effective tax rate was increased by relatively higher income from the NCS and impairments with lower than average tax rate. 
I tillegg ble skatteprosenten økt som følge av relativt høyere inntekter fra norsk sokkel og nedskrivninger som har en lavere skatteprosent enn gjennomsnittet.
In the second quarter of 2009, income before tax amounted to NOK 19.5 billion, while taxable income was estimated to be NOK 3.6 billion higher. 
I andre kvartal 2009 var resultat før skatt på 19,5 milliarder kroner, mens skattbar inntekt var anslått til å være 3,6 milliarder kroner høyere.
This difference in taxable income arose in companies which are taxable in other currencies than the functional currency. 
Denne forskjellen i skattbar inntekt oppsto i selskaper som er gjenstand for beskatning i en annen valuta enn den funksjonelle valutaen.
Adjusted earnings after tax excludes the effects of tax on financial items, and represented a tax rate of 69.2% in the period, compared to 70.3% in the second quarter of 2008. 
Justert driftsresultat etter skatt omfatter ikke effektene av skatt på finansposter, og utgjorde en skatteprosent på 69,2 % i perioden, sammenlignet med 70,3 % i andre kvartal 2008.
Income taxes were NOK 47.1 billion in the first half of 2009, equivalent to a tax rate of 92.2%, compared to NOK 82.5 billion in the first half of 2008, equivalent to a tax rate of 70.2%. 
Skattekostnaden i første halvår av 2009 var 47,1 milliarder kroner, tilsvarende en skatteprosent på 92,2 %, sammenlignet med 82,5 milliarder kroner i første halvår av 2008, tilsvarende en skatteprosent på 70,2 %.
In the first half of 2009 the taxable income is higher than the Income before tax, which increases the tax rate in the first half. 
I første halvår av 2009 er skattbar inntekt høyere enn resultat før skatt, noe som øker skatteprosenten i halvåret.
In addition, the tax rate was increased by relatively higher income from the NCS and impairments with lower than average tax rates. 
I tillegg ble skatteprosenten økt som følge av relativt høyere inntekt fra norsk sokkel og nedskrivninger som har en lavere skatteprosent enn gjennomsnittet.
In the first half of 2009, income before tax amounted to NOK 51.1 billion, while taxable income was estimated to be NOK 13.6 billion higher than income before tax. 
I første halvår av 2009 var resultat før skatt 51,1 milliarder kroner, mens skattbar inntekt var anslått til å være 13,6 milliarder høyere.
This difference in taxable income arose in companies which are taxable in a different currency than the functional currency. 
Denne forskjellen i skattbar inntekt oppsto i selskaper som er gjenstand for beskatning i annen valuta enn den funksjonelle valutaen.
Adjusted earnings after tax excludes the effects of tax on financial items, and represented a tax rate of 70.1% in the period, compared to 71.6% in the first half of 2008. 
Justert driftsresultat etter skatt omfatter ikke effektene av skatt på finansposter, og utgjorde en skatteprosent på 70,8 % i perioden, sammenlignet med 71,8 i første halvår av 2008.
Operational regularity, gas offtake and commercial considerations related to gas sales activities represent the most significant risks to the production guidance. 
Driftsregularitet, gassalg og kommersielle vurderinger knyttet til gassalgsaktiviteter utgjør de største risikofaktorene for produksjonsanslagene.
Maintenance activity is expected to influence our equity production by 55-60 mboe per day in the third quarter of 2009, and around 30 mboe per day for the full year. 
Vedlikeholdsaktiviteten forventes å påvirke egenproduksjonen med 55-60 tusen foe per dag i tredje kvartal 2009, og om lag 30 tusen foe per dag for hele året.
Approximately 50% of the forecasted investments for 2009 are related to new assets contributing to growth in oil and gas production, while one third is related to investments in currently producing assets, and the remainder in other activities. 
Om lag 50 % av de planlagte investeringene for 2009 er knyttet til nye eiendeler som bidrar til vekst i olje- og gassproduksjonen, mens en tredjedel gjelder investeringer i eiendeler som er i produksjon og resten i annen virksomhet.
StatoilHydro's ambition is to deliver a competitive ROACE compared with its peer group. 
Det er vår ambisjon å levere konkurransedyktig avkastning på sysselsatt kapital (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 virksomhet.
StatoilHydro expects to complete around 70 exploration and appraisal wells in 2009 and the exploration activity is estimated to be approximately USD 2.7 billion for 2009. 
Vi forventer å fullføre om lag 70 lete- og avgrensningsbrønner i 2009 og leteaktiviteten er anslått til å ligge på rundt 2,7 milliarder amerikanske dollar i 2009.
The year 2008 was one of the most volatile periods seen recently in the natural gas, product, gas liquid and crude oil markets. 
I markedene for produkter, flytende gass og råolje var året 2008 var en av de mest ustabile periodene den senere tid.
We anticipate that these commodity prices will continue to be volatile at least in the near term. 
Vi forventer at prisene på disse råvarene vil fortsette å være ustabile, i hvert fall på kort sikt.
Specifically, such factors include the level of liquids and natural gas prices, trends in the exchange rates, liquids and natural gas production volumes, which in turn depend on entitlement volumes under profit sharing agreements and available petroleum reserves, StatoilHydro's, as well as our partners' expertise and co-operation in recovering oil and natural gas from those reserves, and changes in StatoilHydro's portfolio of assets due to acquisitions and disposals. 
Slike faktorer omfatter spesielt prisnivået for væsker og naturgass, utviklingen i valutakursene, våre produksjonsvolumer av væsker og naturgass, som igjen avhenger av våre egne volumer i henhold til produksjonsdelingsavtaler og tilgjengelige petroleumsreserver, vår egen samt våre partneres ekspertise og samarbeid i forbindelse med utvinning av olje og naturgass fra disse reservene og endringer i vår portefølje av eiendeler grunnet overtakelser og avhendelser.
StatoilHydro has so far had only limited exposure towards distressed parties and instruments. 
StatoilHydro har hittil bare hatt en begrenset eksponering overfor virkemidler og motparter som er mer påvirket av den økonomiske krisen.
Only insignificant counterparty losses have been incurred so far. 
Hittil har vi bare opplevd ubetydelige tap på grunn av motpartsrisiko.
This may be somewhat reduced by the effects of national and international actions by nations and national banks. 
Resultatene som følge av at nasjonale og internasjonale tiltak iverksatt av flere land og nasjonale banker, kan i noen grad motvirke dette.
The markets for short- and long-term financing are currently considered to function comfortably for borrowers with StatoilHydro's credit standing and general characteristics. 
Markedene for kort- og langsiktig finansiering anses nå å fungere greit for lånere med StatoilHydros kredittverdighet og generelle egenskaper.
However, under the current circumstances uncertainty still exists. 
Det råder imidlertid en viss usikkerhet under dagens forhold.
Long-term funding costs are at attractive absolute levels although the credit spread element for corporate issuers is still higher compared to levels existing before the financial crisis. 
Langsiktige finansieringskostnader er på attraktive absolutte nivåer, selv om "credit spread"-elementet for utstedere fremdeles er høyere enn nivåene som eksisterte før finanskrisen.
In accordance with our internal credit rating policy, we reassess counterparty credit risk at least annually and assess counterparties that we identify as high risk more frequently. 
I samsvar med vår interne kredittratingspolicy revurderer vi våre handelspartneres og økonomiske motparters kredittrating årlig, og vurderer motparter som vi anser har høy risiko enda hyppigere.
1.4 Health, safety and the environment (HSE) 
1.4 Helse, miljø og sikkerhet (HMS)
The total recordable injury frequency was 3.7 in the second quarter of 2009 compared to 5.6 in the second quarter of 2008. 
Den samlede personskadefrekvensen var 3,7 i andre kvartal 2009, sammenlignet med 5,6 i andre kvartal 2008.
The serious incident frequency decreased from 2.1 in the second quarter of 2008 to 1.9 in the second quarter of 2009. 
Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned fra 2,1 i andre kvartal 2008 til 1,9 i andre kvartal 2009.
There were four fatalities in the second quarter of 2009. 
Det var fire dødsfall i andre kvartal 2009.
The total recordable injury frequency was 4.1 in the first half year of 2009 compared to 5.5 in the first half year of 2008. 
Den samlede personskadefrekvensen var 4,1 i første halvår av 2009, sammenlignet med 5,5 i første halvår av 2008.
The serious incident frequency rate decreased from 2.4 in the first half year of 2008 to 2.1 in the first half year of 2009. 
Frekvensen for alvorlige hendelser gikk ned fra 2,4 i første halvår av 2008 til 2,1 i første halvår av 2009.
There were four fatalities in the first half of 2009. 
Det var fire dødsfall i første halvår av 2009.
One fatality occurred when a contractor fell down when dismantling the scaffolding. 
En dødsulykke skjedde da en kontraktør falt ned under demontering av stillas.
Three StatoilHydro employees were onboard the Air France flight 447 which disappeared over the Atlantic. 
Tre StatoilHydro-ansatte var ombord på Air France sin flight 447 som forsvant over Atlanterhavet.
The number of accidental oil spills in the second quarter of 2009 decreased compared to the second quarter of 2008, and the volume decreased from 260 cubic metres in the second quarter of 2008 to 20 cubic metres in the second quarter of 2009. 
Antall utilsiktede oljeutslipp i andre kvartal 2009 gikk ned sammenlignet med andre kvartal 2008, og mengden gikk ned fra 260 kubikkmeter i andre kvartal 2008 til 20 kubikkmeter i andre kvartal 2009.
The number of accidental oil spills in the first half of 2009 had a slight increase compared to the first half of 2008, but the volumes decreased from 276 cubic metres in the first half of 2008 to 46 cubic metres in the first half of 2009. 
Antall utilsiktede oljeutslipp i første halvår av 2009 gikk noe opp sammenlignet med første halvår av 2008, men mengden gikk ned fra 276 kubikkmeter i første halvår av 2008 til 46 kubikkmeter i første halvår av 2009.
On 1 April StatoilHydro and the Norwegian utility company, Statkraft, agreed to jointly develop the 315 MW Sheringham Shoal Offshore Wind Farm off the coast of Norfolk in the UK. 
1. april ble StatoilHydro og Statkraft enige om en felles utbygging av Sheringham Shoal havmøllepark, som vil ha en kapasitet på 315 MW, utenfor kysten av Norfolk i Storbritannia.
On 3 April StatoilHydro farmed into three North Sea licences located close to the Luno and Ragnarrock discoveries. 
3. april gikk StatoilHydro inn i tre lisenser i Nordsjøen som ligger nær Luno- og Ragnarrock-funnene.
On 14 April StatoilHydro acquired a 40% stake in 50 blocks from BHP Billiton in the frontier DeSoto Canyon area of the US Gulf of Mexico. 
14. april kjøpte StatoilHydro seg inn med 40 % i 50 blokker fra BHP Billiton i det uutforskede DeSoto Canyon-området i den amerikanske delen av Mexicogolfen.
On 16 April StatoilHydro executed debt capital market transactions issuing USD 500 million 3.875% Notes due April 2014, and USD 1500 million 5.25% Notes due April 2019. 
16. april gjennomførte StatoilHydro transaksjoner i lånemarkedet ved å utstede obligasjonslån pålydende henholdsvis 500 millioner amerikanske dollar til 3,875 % rente med forfall i april 2014, og 1500 millioner amerikanske dollar til 5,25 % rente med forfall i april 2019.
On 20 April StatoilHydro made public the new logo "Statoil's new lodestar" which will adorn the group's installations and buildings after the name change from StatoilHydro to Statoil on 1 November 2009. 
20. april offentliggjorde StatoilHydro den nye logoen "Statoils nye ledestjerne", som skal pryde konsernets installasjoner og bygninger etter navneskiftet fra StatoilHydro til Statoil 1. november 2009.
On 30 April the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy announced that StatoilHydro was awarded 7 new production licences in the 20th licensing round, five of which are StatoilHydro operatorships. 
30. april kunngjorde Olje- og energidepartementet at StatoilHydro var tildelt andeler i sju nye produksjonslisenser i 20. konsesjonsrunde, hvorav fem er operatørskap.
On 6 May, StatoilHydro received first oil from the Chevron-operated Tahiti field in the US Gulf of Mexico. 
6. mai mottok StatoilHydro den første oljen fra det Chevron-opererte Tahiti-feltet i den amerikanske delen av Mexicogolfen.
On 7 May, an employee of STS, the contractor carrying out the scaffolding work at Oseberg B platform, died after an accidental fall. 
7. mai døde en ansatt i kontraktørselskapet STS da han utførte stillasarbeider på Oseberg B-plattformen.
Investigations have been completed by the Petroleum Safety Authority Norway (PSA) and StatoilHydro, and measures are being implemented to prevent similar incidents in the future. 
Både Petroleumstilsynet og StatoilHydro har nå ferdigstillt sine granskninger av fallulykken og tiltak vil bli satt i verk for å forhindre lignende hendelser i fremtiden.
On 15 May Norway's National Authority for Investigation and Prosecution of Economic and Environmental Crime, Økokrim, informed that there will be no investigations related to the international activities of former Hydro Oil & Energy. 
15. mai informerte Økokrim om at det ikke vil bli innledet etterforskning knyttet til det tidligere Hydro Olje og Energis internasjonale virksomhet.
On 18 May StatoilHydro agreed with BPC Limited to become the operator of three offshore exploration licences, Zapata, Islamorada and Falcones in the Cay Sal area of the south-western Bahamas. 
18. mai inngikk StatoilHydro en avtale med BPC Limited om å bli operatør for de tre letelisensene Zapata, Islamorada og Falcones i Cay Sal-området i sørvestlige Bahamas.
On 1 June StatoilHydro suffered three fatalities when the flight AF447 disappeared over the Atlantic ocean en route to Paris. 
1. juni mistet StatoilHydro tre ansatte ombord i flyet som forsvant over atlanteren på vei til Paris.
On 18 June Einar Arne Iversen takes up the position as a new employee representative on the company's Board of Directors. 
18. juni gikk Einar Arne Iversen inn som ny ansatte-representant til StatoilHydros styre.
On 19 June the plan for development and operation (PDO) of Goliat in the Barents Sea and the Troll Modification Project was approved by the Norwegian parliament (Stortinget). 
19. juni ble plan for utbygging og drift (PUD) av Goliat-feltet i Barentshavet og Troll Modifikasjonsprosjekt godkjent av Stortinget.
StatoilHydro enjoyed exploration successes in the period with 12 discoveries on the NCS and two internationally: On the NCS: PL029B Freke (April 6), PL309 Corvus S (April 23), PL052 Canon S (April 30), PL265 Ragnarrock P-Graben (May 13), PL120 Titan (May 13), PL362 Fulla sidetrack (May 25), PL312 Harepus (May 27), PL309 Corvus A (May 31), PL348 Gygrid (May 31), PL348 Gygrid sidetrack (June 13), PL326 Gro (June 20), and PL120 Titan sidetrack (June 26). 
StatoilHydro hadde letesuksess i perioden med 12 funn på norsk sokkel og to internasjonalt: På norsk sokkel: PL029B Freke (6. april), PL309 Corvus S (23. april), PL052 Canon S (30. april), PL265 Ragnarock P-Graben (13. mai), PL120 Titan (13. mai), PL362 Fulla sidesteg (25. mai), PL312 Harepus (27. mai), PL309 Corvus A (31. mai), PL348 Gygrid (31. mai), PL348 Gygrid sidesteg (13. juni), PL326 Gro (20. juni), og PL120 Titan sidesteg (26. juni).
Internationally: Mizzen offshore Newfoundland (April 8) and BL31 Oberon 1 offshore Angola (May 27). 
Internasjonalt: Mizzen utenfor kysten av Newfoundland (8. april) og BL31 Oberon 1 utenfor kysten av Angola (27. mai).
On 1 July StatoilHydro and Scottish and Southern Energy have started some commercial operations at the Aldbrough gas storage facility in East Yorkshire in the UK. 
1. juli startet StatoilHydro og Scottish and Southern Energy deler av den kommersielle driften ved gasslagringsanlegget i Aldbrough i East Yorkshire i Storbritannia.
On 2 July StatoilHydro's corporate assembly announced Jakob Stausholm as a new member of its Board of Directors. 
2. juli kunngjorde bedriftsforsamlingen i StatoilHydro at Jakob Stausholm er valgt til nytt styremedlem i StatoilHydro.
On 7 July StatoilHydro started production from the Tyrihans oil and gas field in the Norwegian Sea. 
7. juli startet StatoilHydro produksjon fra Tyrihans olje- og gassfelt i Norskehavet.
On 8 July StatoilHydro entered into an agreement to acquire South Riding Point crude oil storage and transhipment terminal located in the Bahamas. 
8. juli undertegnet StatoilHydro en avtale om kjøp av lagrings- og omskipingsterminalen South Riding Point i Bahamas.
On 8 July StatoilHydro received first oil and gas delivery from the Murphy Oil operated Thunder Hawk field in Gulf of Mexico. 
8. juli mottok StatoilHydro den første oljen og gassen fra det Murphy Oil-opererte Thunder Hawk-feltet i Mexicogolfen.
On 20 July production started at the Tune South satellite which is tied back to the Oseberg field centre. 
20. juli startet produksjonen fra satellittbrønnen Tune Sør som er knyttet opp mot Oseberg feltsenter.
Investor relations Lars Troen Sørensen, senior vice president investor relations, + 47 90 64 91 44 (mobile) Geir Bjørnstad, vice president, US investor relations, + 1 203 978 6950 
Kontaktpersoner Investor relations Lars Troen Sørensen, direktør IR, + 47 90 64 91 44 (mobil) Geir Bjørnstad, direktør, US investor relations, + 1 203 978 6950
*See end notes in the complete quarterely report 
Presse Kai Nielsen, informasjonssjef, + 44 2032043577 (mobil)