natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The result was impacted by USD 2.3 billion in net impairment charges mainly due to reduced long term price assumptions. 
Resultatet var påvirket av netto nedskrivninger på 2,3 milliarder USD, hovedsakelig som følge av reduserte langsiktige prisforutsetninger.
Adjusted earnings after tax were negative USD 40 million in the fourth quarter, down from positive USD 185 million in the same period last year. 
Justert driftsresultat etter skatt var negativt med 40 millioner USD i fjerde kvartal, en nedgang fra et positivt resultat på 185 millioner USD i samme periode i fjor.
Statoil delivered equity production of 2,095 mboe per day in the fourth quarter compared to 2,046 mboe per day in the same period in 2015. 
Statoil leverte en egenproduksjon på 2,095 millioner fat oljeekvivalenter (foe) per dag i fjerde kvartal, sammenlignet med 2,046 millioner foe per dag i samme periode i 2015.
The increase was primarily due to ramp-up of new fields and strong operational performance. 
Økningen skyldtes hovedsakelig opptrapping av produksjonen på nye felt og solid drift.
Excluding divestments, the underlying production growth was 2% compared to the fourth quarter last year. 
Korrigert for salg av eiendeler, var den underliggende produksjonsveksten 2 % i fjerde kvartal sammenlignet med samme kvartal året før.
As of year-end 2016, Statoil had completed 23 exploration wells. 
Ved utgangen av 2016 hadde Statoil fullført 23 letebrønner.
Adjusted exploration expenses in the quarter were USD 607 million, up from USD 490 million in the fourth quarter of 2015. 
De justerte letekostnadene i kvartalet var 607 millioner USD, en økning fra 490 millioner USD i fjerde kvartal 2015.
Cash flow from operations amounted to USD 10.7 billion after taxes paid for the full year of 2016 compared to USD 12.3 billion last year. 
I 2016 var kontantstrøm fra driften 10,7 milliarder USD etter betalte skatter, sammenlignet med 12,3 milliarder USD året før.
Organic capital expenditure was reduced to USD 10.1 billion in 2016 due to improvement programme and strict capital discipline. 
Organiske investeringer ble redusert til 10,1 milliarder USD i 2016 som følge av forbedringsprogrammet og god kapitaldisiplin.
Net debt to capital employed was 35.6% at year-end. 
Gjeldsgraden var 35,6 % ved utgangen av året.
In the fourth quarter the net debt ratio was impacted by impairments, currency effects, increase in working capital to capture higher margins, and the acquisition of BM-S-8 licence in Brazil. 
I fjerde kvartal var gjeldsgraden påvirket av nedskrivninger, valutaeffekter, økning av arbeidskapital for å oppnå høyere marginer, samt kjøp av BM-S-8-lisensen i Brasil.
For the full year 2016, the IFRS net operating income was USD 80 million and adjusted earnings were USD 4.070 billion. 
For året 2016 som helhet var driftsresultatet i henhold til IFRS 80 millioner USD og justert driftsresultat var 4,070 milliarder USD.
IFRS net income for the year was negative USD 2.902 billion. 
IFRS-resultatet for året var negativt med 2,902 milliarder USD.
The board of directors will propose to the annual general meeting (AGM) to maintain a dividend of USD 0.2201 per ordinary share for the fourth quarter, and continue the scrip programme giving shareholders the option to receive the dividend for the fourth quarter in cash or newly issued shares in Statoil at a 5% discount. 
Styret vil foreslå for generalforsamlingen at det for fjerde kvartal 2016 opprettholdes et utbytte på 0,2201 USD per aksje, samt å fortsette ordningen med utbytteaksjer der aksjonærene kan velge mellom å motta utbytte i kontanter eller i nyutstedte aksjer i Statoil med en rabatt på 5 %.
The twelve month average Serious incident frequency (SIF) was 0.8 at year-end 2016, compared to 0.6 last year. 
Gjennomsnittlig frekvens for alvorlige hendelser (SIF) var 0,8 for de siste 12 månedene fram til utgangen av 2016, sammenlignet med 0,6 året før.
Statoil has presented investigation reports following serious incidents in the quarter and initiated measures to improve safety results. 
Statoil har presentert granskingsrapporter etter alvorlige hendelser i kvartalet og igangsatt tiltak for å forbedre sikkerhetsresultatene.
Investing in our next generation portfolio with radically improved break evens 
Investere i neste generasjons prosjektportefølje med radikalt forbedrede balansepriser
Maintaining financial capacity, with a clear funding visibility and the ability to be cash flow positive at USD 50/boe in 2017 
Opprettholde finansiell kapasitet; med finansiering av prosjekter og positiv kontantstrøm med en pris på 50 dollar per foe i 2017
Pursuing our sharpened high value, low carbon strategy 
Realisere strategien om høy verdiskapning og lave karbonutslipp
Recoverable resources from this portfolio are 3.2 billion boe, and will deliver high value barrels and cash flow growth. 
Utvinnbare ressurser fra denne porteføljen er 3,2 milliarder foe, og vil gi verdifulle fat og styrket kontantstrøm.
For 2017 Statoil targets additional improvements of USD 1 billion on top of the already achieved USD 3.2 billion. 
I 2017 vil Statoil realisere ytterligere kostnadsforbedringer på 1 milliard USD i tillegg til de allerede oppnådde 3,2 milliarder USD.
“We have reset our cost base, transformed our opportunity set, and we continue to chase improvements. 
“Vi har forbedret vår kostnadsbase, styrket våre prosjekter, og fortsetter jakten på nye forbedringer.
We have the financial capacity and are ready to invest in our next generation portfolio with radically improved break evens. 
Vi har finansiell kapasitet, og er klare for å investere i neste generasjons prosjektportefølje med radikalt forbedrede balansepriser.
With a sharpened high value, low carbon strategy, Statoil is well positioned for the long term and even more value driven in everything we do”, says Sætre. 
Med en strategi for høy verdiskapning og lave karbonutslipp, er Statoil godt posisjonert for enda større verdiskaping, sier Sætre.
Statoil has set clear principles for development of a distinct and competitive portfolio. 
Statoil har fastsatt klare prinsipper for utvikling av en distinkt og konkurransedyktig portefølje.
Statoil will develop long-term value on the Norwegian continental shelf, deepen in core areas and develop new growth options internationally, and grow value creation in its marketing and midstream operations. 
Statoil skal utvikle langsiktig verdi på norsk sokkel, styrke sin posisjon i kjerneområder og utvikle nye vekstmuligheter internasjonalt, samt styrke verdiskapningen i markedsførings- og midtstrømsvirksomheten.
Statoil is one of the world’s most carbon-efficient producers of oil and gas, and will develop its low carbon advantage further. 
Statoil er en av verdens mest karboneffektive produsenter av olje og gass og vi skal styrke dette konkurransefortrinnet ytterligere.
In addition, Statoil is creating a material industrial position within new energy, with the potential to constitute around 15-20% of investments by 2030. 
I tillegg er Statoil i ferd med å etablere en betydelig industriell posisjon innen fornybar energi og lavkarbonløsninger, som potensielt kan utgjøre omkring 15-20 % av investeringene innen 2030.
Furthermore, Statoil announces its updated outlook for 2017-2020: 
Videre kunngjør Statoil sine oppdaterte framtidsutsikter for 2017-2020:
Statoil will invest around USD 11 billion organically in 2017 
Statoil skal gjøre organiske investeringer på om lag 11 milliarder USD i 2017
Statoil estimates 4-5% production growth to 2017 from rebased 2016 production and organic annual production growth of around 3% from 2016 to 2020 
Statoil anslår en produksjonsvekst på 4-5 % til 2017 fra rebasert produksjonsnivå i 2016, og en årlig organisk produksjonsvekst på om lag 3 % fra 2016 til 2020
The exploration activity in 2017 will be around USD 1.5 billion 
Letevirksomheten i 2017 vil være på om lag 1,5 milliarder USD
Peter Hutton, Senior vice president, Investor relations 
Peter Hutton, direktør IR
+44 7881 918 792 
+44 7881 918 792
Morten Sven Johannessen, Vice president, Investor Relations North America 
Morten Sven Johannessen, vice president Investor Relations North America
+1 203 57 02 524 
+12035702524
Bård Glad Pedersen, Vice president, Media Relations 
Bård Glad Pedersen, informasjonsdirektør
+47 918 01 791 
+47 918 01 791
Press release – Fourth quarter 2016 results and Capital Markets Update 2017 PDF 187 KB 
Press release – Fourth quarter 2016 results and Capital Markets Update 2017 PDF 182 KB
Financial statement & Review 2016 PDF 812 KB 
Financial statement & Review 2016 PDF 812 KB
Presentation – CEO Eldar Sætre PDF 1 MB 
Presentation – CEO Eldar Sætre PDF 1 MB
Presentation – CFO Hans Jakob Hegge PDF 1 MB 
Presentation – CFO Hans Jakob Hegge PDF 1 MB
Presentation – Technology, Projects & Drilling PDF 1 MB 
Presentation – Technology, Projects & Drilling PDF 1 MB
Presentation – Development & Production USA PDF 482 KB 
Presentation – Development & Production USA PDF 482 KB
Images 
Bilder
Image – CEO Eldar Sætre, Capital Markets Update, London, UK JPG 88 KB 
Image – CEO Eldar Sætre, Capital Markets Update, London, UK JPG 88 KB
Image – Arne Sigve Nylund, EVP, Development & Production Norway JPG 99 KB 
Image – Arne Sigve Nylund, EVP, Development & Production Norway JPG 99 KB
Image – CFO Hans Jakob Hegge, Capital Markets Update, London, UK JPG 103 KB 
Image – CFO Hans Jakob Hegge, Capital Markets Update, London, UK JPG 103 KB
Image – Irene Rummelhoff, EVP, NES and Margareth Øvrum, EVP, TPD JPG 177 KB 
Image – Irene Rummelhoff, EVP, NES and Margareth Øvrum, EVP, TPD JPG 177 KB
Image – Torgrim Reitan, EVP, Development & Production USA JPG 104 KB 
Image – Torgrim Reitan, EVP, Development & Production USA JPG 104 KB
Image - Peter Hutton, SVP, Investor relations JPG 105 KB 
Image - Peter Hutton, SVP, Investor relations JPG 105 KB
Image - Lars Christian Bacher , EVP, DPI JPG 119 KB 
Image - Lars Christian Bacher , EVP, DPI JPG 119 KB
Image - Tim Dodson, EVP, EXP JPG 98 KB 
Image - Tim Dodson, EVP, EXP JPG 98 KB
Image – Jens Økland, EVP, MMP JPG 125 KB 
Image – Jens Økland, EVP, MMP JPG 125 KB
Analyst conference and webcast at 12:30 - 15:00 CET 
Analyst conference and webcast at 12:30 - 15:00 CET
Press conference and webcast at 09:30 - 10:30 CET 
Press conference and webcast at 09:30 - 10:30 CET
A simple, smart concept and increased drilling efficiency have shaved some NOK 200 million off the capital expenditures of this already resilient development project after the investment decision. 
200 millioner kroner etter investeringsbeslutning.
Fram C East is a long production well drilled from the existing Fram subsea template. 
Fram C øst er en lang produksjonsbrønn boret fra den eksisterende Fram brønnrammen.
“Fram C East is a small development project, but a key element of our plans to capture maximum value in the Fram area,” says Lars Høier, vice president operations, Troll and Fram. 
– Fram C øst er en liten utbygging, men en viktig brikke for våre planer for å maksimere verdiskapingen i Fram-området, sier Lars Høier, feltdirektør for Troll.
“We are pleased to see that our targeted efforts to cut costs and improve profitability on the Norwegian continental shelf (NCS) have benefitted this development project. 
– Det er gledelig å se at vårt målrettede arbeid med å redusere kostnader og få opp lønnsomheten på norsk sokkel gir resultater i denne utbyggingen.
Fram C East has seen profitability rise from good to even better, and will see a positive cash flow as early as in 2016,” Høier adds. 
Lønnsomheten i Fram C øst har gått fra god til enda bedre, og vi vil se en positiv kontantstrøm allerede i 2016, fortsetter Høier.
Statoil has a long-standing record of infrastructure development on the NCS, which is key to the profitability of small-size development projects. 
Statoil har en lang historie med utvikling av infrastruktur på norsk sokkel, som er en viktig nøkkel til lønnsomhet i mindre utbygginger.
“Our strong position and role in several partnerships in the Troll / Fram area give us flexibility and possibilities to generate high value by taking an overall approach to the area, maximising the use of the existing infrastructure. 
– Vår sterke posisjon og rolle i flere partnerskap i Troll- / Fram-området gir oss fleksibilitet og mulighet for høy verdiskaping ved å tenke helhetlig på området og maksimere bruken av eksisterende infrastruktur.
This represents good resource management, benefitting our partners, our owners, suppliers and society at large,” says Gunnar Nakken, senior vice president, Operations West. 
Dette er god ressursforvaltning som kommer partnere, våre eiere, leverandører og samfunnet til gode, sier Gunnar Nakken, områdedirektør for Drift Vest.
Profitability is resilient with a low break-even. 
Lønnsomheten er robust med lav balansepris..
Related pages: 
Relaterte sider:
The Fram field in the North Sea 
Fram-feltet i Nordsjøen
The Troll area 
Fakta om Troll-området
Submitting PDO for Byrding (previously Astero) 
Leverer PUD for Byrding (tidligere Astero)
Investments of about DKK 400 million have made it possible for the Kalundborg facility to produce diesel with a marked reduction in soot emissions compared with the current quality. 
Med en investering på rundt 400 millioner danske kroner vil anlegget i Kalundborg gjøre det mulig for Statoil å produsere autodiesel med en markant reduksjon av sotutslipp sammenlignet med dagens kvalitet.
Start-up is three months ahead of schedule. 
Oppstarten skjer tre måneder før tidsplanen.
The new facility can produce diesel which meets all current requirements to quality for this product, even exceeding the European Union requirements set to become standard in 2005. 
Det nye anlegget kan produsere diesel som møter alle hittil fremsatte krav til kvalitet, også strengere enn de kravene EU forventes å iverksette i 2005.
The sulphur content of diesel oil will be cut by 80 per cent, from 0.005 to just 0.001 per cent. 
Mens innholdet av svovel i dag er 0,005 prosent, vil det kun bli 0,001 prosent.
In other words, diesel will be virtually free of sulphur. 
Dieselen vil, med andre ord, praktisk talt bli svovelfri.
"We expect to produce about one million tonnes of sulphur-free diesel annually," says John Berg, vice president of the Kalundborg refinery. 
"Vi forventer å produsere om lag én million tonn svovelfri diesel årlig.
Next year, Statoil's Mongstad refinery near Bergen will also be able to produce petrol and diesel oil with virtually no sulphur content. 
Neste år kan også det Statoil-opererte raffineriet på Mongstad i Hordaland produsere tilnærmet svovelfri bensin og diesel.
As of today, 1 July, Statoil's Kalundborg refinery near Copenhagen in Denmark can deliver diesel with virtually no sulphur content. 
I dag, 1. juli, kan Statoils raffineri i Kalundborg på Sjælland i Danmark levere nær svovelfri diesel.
Continued quality in project delivery and execution enables the Johan Sverdrup partnership to further reduce investment costs for the first phase of the development by NOK 5 billion to NOK 92 billion. 
Kvalitet i prosjektleveranser og -gjennomføring gjør at Johan Sverdrup-partnerne kan redusere investeringskostnadene med ytterligere 5 milliarder kroner til 92 milliarder kroner for første fase av utbyggingen.
“The Johan Sverdrup project continues to deliver ahead of expectations, thanks to solid collaboration between Statoil, its partners and our suppliers. 
– Johan Sverdrup-prosjektet fortsetter å levere over forventningene, takket være solid samarbeid mellom Statoil, partnerne og våre leverandører.
Since the plan for development and operation (PDO) of the Johan Sverdrup field was approved by Norwegian authorities, planned investments for Johan Sverdrup have been reduced by more than NOK 30 billion (capex numbers in nominal terms based on project currency). 
Siden plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Sverdrup-feltet ble godkjent av norske myndigheter, har planlagte investeringer for første fase blitt redusert med mer enn 30 milliarder kroner (investeringskostnader i nominell verdi basert på prosjekt-valuta).
This further strengthens the robustness of the project and increases the value generated by the project for the owners and society. 
Dette gjør prosjektet enda mer robust, og øker verdien av prosjektet for eierne og samfunnet.
This investment update coincides with the assembly operation of the Johan Sverdrup drilling platform which is taking place these days in Klosterfjorden, near Stord in Norway. 
Det oppdaterte investeringsanslaget sammenfaller med sammenstillingen av boreplattformen for Johan Sverdrup, som finner sted i disse dager i Klosterfjorden ved Stord.
Eldar Sætre, President and CEO of Statoil. 
Eldar Sætre, konsernsjef i Statoil.
Margareth Øvrum, Executive vice president for Technology, Projects and Drilling in Statoil. 
Margareth Øvrum, konserndirektør for Teknologi, prosjekter og boring i Statoil.
“The drilling platform assembly here in Klosterfjorden is a result of high quality planning and execution in close collaboration with our suppliers. 
– Sammenstillingen av boreplattformen her i Klosterfjorden er et resultat av utmerket planlegging og gjennomføring i nært samarbeid med våre leverandører.
“In the second half of this project, the many elements of this giant project will be carefully pieced together. 
– I tiden framover skal de mange elementene av gigantprosjektet sammenstilles.
It is a challenging phase in any project. 
Det er en utfordrende fase i ethvert prosjekt.
The size of Johan Sverdrup certainly adds a level of complexity, and the same level of safety, quality and precision in execution will be needed to succeed going forward. 
Størrelsen på Johan Sverdrup øker kompleksiteten i arbeidet, og samme høye sikkerhets-, kvalitets- og presisjonsnivå kreves i gjennomføringen for å lykkes.
It is key to maintain the safety focus and to continue work closely with our suppliers,” states Øvrum. 
Det vil være svært viktig å opprettholde fokus på sikkerhet og samarbeid tett med leverandørene våre også i fortsettelsen, erklærer Øvrum.
A press briefing will be held with CEO Eldar Sætre and EVP Margareth Øvrum and representatives from Aibel at Klosterfjorden at 11am on Monday 4 September. 
Det blir holdt et pressemøte med konsernsjef Eldar Sætre og konserndirektør Margareth Øvrum samt representanter fra Aibel i Klosterfjorden mandag 4. september kl.
Johan Sverdrup is one of the five biggest oil fields on the Norwegian continental shelf. 
Johan Sverdrup er et av de fem største oljefeltene på norsk sokkel.
With expected resources of between 2.0 – 3.0 billion barrels of oil equivalent, it will be one of the most important industrial projects in Norway over the next 50 years. 
Med antatte ressurser på mellom 2.0 – 3.0 milliarder fat oljeekvivalenter, blir det et av de viktigste industriprosjektene i Norge de neste 50 årene.
Johan Sverdrup will be developed in several phases. 
Johan Sverdrup blir bygget ut i flere faser.
Concept decision for Phase 2 was made earlier this year and the selected concept consists of another process platform (P2), modifications to the riser platform and subsea wells. 
Konseptvalg for fase 2 ble gjort tidligere i år, og konseptet som ble valgt består av en ekstra prosessplattform (P2), modifiseringer av stigerørsplattformen og havbunnsbrønner.
Phase 1 is expected to start up in late 2019 with production capacity estimated at 440,000 barrels of oil per day. 
Første fase skal etter planen starte opp sent i 2019, med en produksjonskapasitet som er anslått til 440.000 fat olje per dag.
Phase 2 is expected to start up in 2022, with full field production estimated at 660,000 barrels of oil per day. 
Fase 2 ventes å starte opp i 2022, med full feltproduksjon som er anslått til 660.000 fat olje per dag.
Peak production on Johan Sverdrup will be equivalent to 25% of all Norwegian petroleum production. 
Platåproduksjonen på Johan Sverdrup vil tilsvare 25 % av all norsk petroleumsproduksjon.
PARTNERS: Statoil 40,0267% (operator), Lundin Norway 22,6%, Petoro 17,36%, AkerBP 11,5733% and Maersk Oil 8,44% 
PARTNERE: Statoil: 40,0267 % (operatør), Lundin Norway: 22,6 %, Petoro: 17,36 %, AkerBP: 11,5733 % og Maersk Oil: 8,44 %
Related pages and downloads 
Relaterte sider og nedlastinger
First sign of Johan Sverdrup emerging offshore 
Første synlige del av Johan Sverdrup på plass
Photo from the assembly operation in Klosterfjorden (Photo: Arne Reidar Mortensen) JPG 8 MB 
Foto fra sammenstillingen i Klosterfjorden (Foto: Arne Reidar Mortensen) JPG 8 MB
Two years after Valemon came on stream Statoil has made a new gas discovery on the field, called Valemon West. 
To år etter at Valemon kom i drift har Statoil gjort et nytt gassfunn på feltet, kalt Valemon Vest.
The discovery is estimated to contain between 20 and 50 million barrels of oil equivalent. 
Funnet er anslått å være mellom 20 og 50 millioner fat oljeekvivalenter.
“This is an important discovery for the further development of Valemon,” says Gunnar Nakken, Statoil’s senior vice president for the operations west cluster, which covers the company’s Bergen-operated fields. 
– Dette er et viktig funn for den videre utviklingen av Valemon, sier Gunnar Nakken, Statoils direktør for Drift Vest, området som består av Statoils felter som driftes fra Bergen.
"These new reserves can be put on stream immediately and will add considerable value. 
– Dette er nye reserver som kan settes i umiddelbar produksjon og som vil bidra med god verdiskapning.
The discovery proves that there are still good opportunities in the North Sea, an area we know well, and its infrastructure is extensive," says Nakken. 
Funnet viser at det fortsatt er gode muligheter i Nordsjøen, der vi er godt kjent og har en velutviklet infrastruktur, sier Nakken.
"We are very pleased to announce our second discovery in 2017. 
– Vi er meget fornøyd med å ha gjort vårt andre funn i 2017, sier Jez Averty, letedirektør i Norge og Storbrittania.
Discoveries like this one and Cape Vulture are valuable contributions to existing fields," says Jez Averty, Statoil’s head of exploration in Norway and the UK. 
Funn som dette og Cape Vulture gir verdifulle bidrag til eksisterende felt, fortsetter Averty.
The well was drilled 160 kilometres north-west of Bergen. 
Brønnen ble boret 160 km nordvest for Bergen.
This is the seventh exploration well that is being drilled in production licence 193 D, Valemon Unit. 
Dette er den syvende letebrønnen som er boret i utvinningstillatelse PL193 D, innenfor Valemon Unit.
The exploration well was drilled from Valemon by the jackup rig West Elara to a vertical depth of 4,337 metres below sea level. 
Letebrønnen ble boret fra Valemon med den oppjekkbare riggen West Elara til et vertikalt dyp på 4337 meter under havoverflaten.
Water depth in the area is 133.5 metres. 
Havdypet er 133,5 meter.
The well is currently being completed and put on stream from the Valemon platform. 
Brønnen blir nå komplettert og satt i produksjon fra Valemon-plattformen.
The Valemon reservoir is complex because it is fragmented and also because of its high pressure and high temperature. 
Reservoaret i Valemon er komplisert, både fordi det er oppstykket, men også på grunn av høyt trykk og høy temperatur.
The Valemon Unit partners are Statoil Petroleum AS (operator, 53.775%), Petoro AS (30%), Centrica Resources (Norge) AS (13%) and A/S Norske Shell (3.225%). 
Partnerskapet i Valemon Unit består av Statoil Petroleum AS (operatør, 53,775%), Petoro AS (30%), Centrica Resources (Norge) AS (13%) og A/S Norske Shell (3,225%).
Facts about Valemon 
Fakta om Valemon
Field development consisting of a remote-operated, fixed jacket platform with a gas, condensate and water separation facility. 
Feltet er bygget ut med en ubemannet, bunnfast stålplattform med separasjonsanlegg for gass, kondensat og vann.
Gas from Valemon is transported via the existing pipeline from Huldra to Heimdal, which is a hub for further transportation to European gas markets. 
Gassen fra Valemon transporteres via den eksisterende rørledningen fra Huldra til Heimdal, som er et knutepunkt for transport videre til gassmarkedene i Europa.
Condensate is piped to Kvitebjørn for stabilisation and further transport to the Mongstad processing complex north of Bergen. 
Kondensatet transporteres i rørledning til Kvitebjørn for stabilisering og videre transport til Mongstad-raffineriet i Hordaland.