Pågående brønner:

Lundin
Semien ”Island Innovator” satte 25. mars boret i bakken på avgrensningsbrønnen 7220/11-2, også kalt Alta II, og tidligere kjent som Alta Appraisal 1.  

Brønnen, som skal avgrense Alta-funnet, estimert til mellom 88 og 314 millioner fat olje og 5-17 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, ligger i  PL 609 i region Bjørnøya Sør i Barentshavet. Havdypet er ca. 388 m. Dette er den første av opwratørens to planlagte avgrensningsbrønner og en letebrønn i lisensen i sommerhalvåret.
Formålet med brønnen er å bekrefte reservoarmodellen for Alta-strukturen, verifisere tilstedeværelse av kommersielle hydrokarboner i vestre del av Alta-strukturen og kalibrere dybdekonverteringen. Primærmålet er en permisk og triasisk konglomerat formasjon. TVD er satt til 2.020 meter, gitt funn. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned.
Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene.
Varigheten av operasjonen er estimert til ca. 60 dager (gitt funn). Et eventuelt sidesteg vil ha en varighet på inntil 29 dager, mens inntil 2 brønntester vil ha en anslått varighet på 21 dager. Den totale lengden på operasjonen, gitt at alle opsjoner benyttes, vil da være ca. 110 dager.

Lundin er operatør i lisensen (40 prosent) med partnerne Idemitsu (30 prosent) og Dea Norge (30 prosent).

Operasjonene har vært litt forsinket på grunn av dårlig vær, men operatøren forteller Leteuken at de nå er tilbake i.h.t. planen i letebrønnen ”Bredford Dolphin” spuddet 3. mars: 33/2-2 Morkel i PL 579 i Nordsjøen, ca. 40 km nordvest for Snorre-feltet.
Brønnen ligger på 343 meters vanndyp, og primærmålet er å bevise hydrokarbonpotensialet i jura sandstein i prospektet. Det sekundære er å teste reservoarpotensialet i undre jura- og trias sandsteiner og bekrefte seismiske tolkninger og geologiske modeller. Operatøren anslår at Morkel -prospektet potensielt kan inneholde uriskede, brutto potensielle ressurser på 74 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe).
Morkel-brønnen planlegges boret til 3.500 meter TVD. Topp av reservoar er beregnet til 2.973 meter. Hovedbrønnen skal bores nær vertikalt, med mulighet for et kort eller langt sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Reservoaret er forventet å være av Jura alder og bestå av sandstein.
Operatøren har tidligere beregnet ca. 56 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 66 dager gitt funn. Boring av et kort sidesteg er estimert til 25 dager, og et langt sidesteg er estimert til 27 dager. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene, og har en anslått varighet på 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt boring av hovedbrønnen med funn, langt sidesteg og brønntest er estimert til 107 dager.

Lisens 579 ble tildelt ved TFO-runden i 2011 og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent), Bayerngas Norge AS (30 prosent) og Fortis Petroleum Norway (20 prosent).

Total E&P
 Total E&P Norge borer ifølge operatøren i henhold til arbeidsprogrammet i letebrønnen de spuddet 13. mars med semien ”Leiv Eiriksson;” 25/6-5 S Skirne Øst i PL 627 i Nordsjøen. Vanndypet på borelokasjonen er 120 meter, og formålet er å undersøke om det finnes gass i Middle Jurassic Hugin -formasjonen. Hovedbrønnen skal bores til et TD på 2.523 meter og logges, og skal underveis kalibrere dybden for top Hugin -horisonten, rekognosere Hugin -formasjonssektor, og påvise tilstedeværelse av hydrokarboner i denne seksjonen.
Et eventuelt sidesteg skal bores til et TD på 2.627 meter og logges. Denne brønnbanen skal rekognosere Hugin formasjonssektor, bore kjerneprøve av Hugin -formasjonen og evaluere reservoarparametrene, påvise tilstedeværelse av hydrokarboner i denne seksjonen og bestemme høyden av kolonnen ved å bore til hydrokarbon/vann -kontakten, samt å karakterisere både reservoar og fluid i hydrokarbonførende lag.
Planlagt varighet for boreoperasjon er 119 dager med sidesteg og brønntesting.

Rettighetshaverne for lisensen er: Total Norge E&P AS (operatør – 40 prosent andel), med Centrica, Det Norske og Faroe Petroleum som partnere med 20 prosent andel hver.

Statoil
”Transocean Spitsbergen” startet 23. mars boringen av letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg i PL 602, i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget. Vanndypet er 1.289 meter.
Norskehavsbrønnen er forventet å inneholde gass og ikke olje, men da man ikke kan utelukke at det kan forekomme noe olje har Statoil vurdert at Kristin-kondensatet er mest representativ oljetype for denne brønnen.
Primærmålet er å påvise hydrokarboner i Nise-formasjonen, kritt alder. Topp reservoar i Nise-formasjonen er prognosert på 2380 meter TVD. Et sekundært formål er å teste hydrokarbonpotensialet i Kvitnos Sandsteiner, også disse av kritt alder. Reservoartrykket estimeres til å ligge rundt 320 Bar og reservoartemperatur på ca 60 °C for Kvitnos som har høyest trykk og temperatur.
Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønnen.  Tidligste borestart estimert til ultimo mars (siste del av mars) 2015, når ”Transocean Spitsbergen” er ferdig på Snefrid Nord. Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 35 døgn, inkludert permanent plugging.

Statoil er operatør i lisensen (32,5 prosent) med partnerne Centrica Norge AS (20 prosent), Petoro AS (20 prosent), Rocksource Exploration Norway AS (10 prosent*), Atlantic Petroleum (7,5 prosent) og Wintershall Norge AS (10 prosent).
(* Selges til Statoil)

Operasjonene er ifølge operatøren pågående i brønnen Statoil spuddet 13. mars 2/4-23 Julius, helt sør i Nordsjøen, nær gassfeltet King Lear. Det er jackupen ”Maersk Gallant” som borer Julius, som hvis den innfrir, kan være nøkkelen til en ny gassutbygging lengst sør i norsk sektor. I nærheten er Romeo som skuffet med et funn på mellom 0,7 og 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Julius er lokalisert på 68 meters vanndyp, ca. 15 km nord for Ekofiskfeltet, og ca 260 km fra Lista i Vest-Agder.
Hovedformålet med brønnen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i Øvre/Midtre Jura Ula/Bryne-formasjonene, det vil si å påvise kommersielle ressurser av gass/kondensat i PL 146/333. Videre er målsettingen med brønnen å avgrense Øvre Jura Farsund-formasjonen (King Lear-funnet). Sekundært mål med brønnen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i den Triassiske Skagerrak-formasjonen. Hovedløpet skal bores som en vertikal brønn i syv seksjoner ned til 5.524 meter total dybde, uansett om den er tørr eller ei.
Videre planlegges boring av et to-seksjons, oppflanks, sidesteg, dersom det er nødvendig for å avgjøre potensialet i Farsundformasjonen. Sidesteget vil bli boret til 5.499 meter TD. Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønn 2/4-23 Julius.
Brønnen er, i likhet med både King Lear og Romeo, definert som en høytrykks-, høytemperaturs- brønn (HPHT-brønn). Letebrønnen ble spuddet 13. mars, og den planlagte operasjonen, inkludert sidesteg, har en estimert varighet på 273 døgn, med et estimert dieselforbruk på 20 tonn per døgn.

Partnere i PL146/333 er Statoil ASA (operatør med 77.8 prosent eierandel) og Total (22.2 prosent).

Wintershall
Wintershall og semien ”Transocean Arctic” spuddet 18. januar letebrønnen 6406/2-8 Imsa i Norskehavet, og vil, etter det Leteuken erfarer, gå inn i reservoaret i løpet av få dager om været holder.
Brønnen ligger på 262 meters havdyp på Haltenbanken, i lisens 589, i samme nabolag som Solberg. Den bores som en vertikal brønn med TVD av ca. 5.243 meter. Hovedformålet er å studere hydrokarbonpotensialet i Garn -formasjonen i Jurassic -reservoaret. Videre vil også formasjonene Ile, Tilje, Tofte og Åre undersøkes, siden det også finnes forventninger om hydrokarboner i disse formasjonene. Estimert TD er 5.219 meter.
Operasjonene i Imsa-brønnen, som er HTHP (high temperature high pressure), har en estimert varighet på 196 døgn ved funn og brønntesting.

Wintershall er operatør (40 prosent) med partnerne Dea Norge (30 prosent) og Repsol (30 prosent).

Det norske
 Det norske og jackupen ”Maersk Interceptor,” borer i henhold til planen i letebrønnen 16/1-21 S&A Geopilot Øst (GP Øst) på Ivar Aasen -feltet i Nordsjøen, melder operatøren til Leteuken. Den ble spuddet 21. januar, og dette er den første av to brønner som skal bores i denne omgang; den neste er 16/1-22 Geopilot Vest (GP Vest). De to brønnene er lokalisert på mellom 111 og 113 meters havdyp på Ivar Aasen-feltet ca. 27 km øst for Gudrun, 27 km sørvest for Grane og 175 km fra Karmøy. Formålet med brønnene er å undersøke forlengelse av gassonen for Ivar Aasen-feltet, reservoaregenskapene og innsamling av geologiske data.
Brønn 16/1-21 S GP Øst er planlagt som en S-formet avgrensningsbrønn (maks 35 graders vinkel) for å undersøke Heimdal, Hugin/Sleipner- og Skagerak-formasjonene. Først skal det bores et 9 7/8″ pilothull til 370 meter TVD, for å undersøke for grunn gass og kampesteiner. Dette vil deretter bli åpnet, og hovedløpet bores til 2.680 meter dyp, og et vertikalt dyp på 2.560 meter, før det blir  permanent plugget. Etter hovedløpet er ferdig, bores et sidesteg, 16/1-21 A,  til 3.212 meters dyp, 2.510 meter vertikalt.
Så skal brønn 16/1-22 GP Vest bores som en vertikal avgrensningsbrønn for å undersøke Sleipner- og Skagerak -formasjonene. Også her starter man med et pilothull, denne gang til 550 meters dyp. Dette blir åpnet og bores så til 2.550 meters totalt vertikalt dyp, før det plugges permanent.
Boretiden er beregnet til 79 dager for GP Øst (inkludert sidesteg) og 55 dager for GP Vest. Totalt 134 dager for begge brønnene.

Partnere i Ivar Aasen er Det norske oljeselskap (operatør, 34,7862 prosent), Statoil Petroleum (41,4730 prosent), Bayerngas (12,3173 prosent), Wintershall (6,4615 prosent), VNG (3,0230 prosent), Lundin (1,3850 prosent) og OMV (0,5540 prosent).

BG Norge
 Operasjonene er ifølge OD fortsatt pågående i letebrønnen 34/3‐5 Jordbær Sør i PL 373S, som ble spuddet 14. februar med semien ”Transocean Searcher”, 2,6 km unna Jordbær Sørøst-prospektet i Nordsjøen. Jordbær Sør –prospektet er lokalisert under 403 meter vann i den nordlige delen av Tampen-området, ca. 120 km vest for Florø.
Brønnen skal bores til et TD på 4.342 meter, og hensikten er å undersøke hydrokarbon-potensialet i Cook -formasjonen i Jordbær Sør‐strukturen. Det forventes at Cook -formasjonen inneholder lett olje med samme karakteristikk som oljen i Jordbær Central og Jordbær Vest‐funnene. Avhengig av størrelsen på funnet vil det kunne bli utført en brønntest før brønnen plugges og forlates permanent. Boreoperasjonene er estimert til 100 dager, inklusiv en eventuell brønntest.

Rettighetshavere i PL 373S er BG Norge AS (operatør, 45 prosent eierandel), Idemitsu Petroleum AS (25 prosent), Wintershall Norge ASA (20 prosent) og Dea Norge AS (10 prosent).

Suncor
 Suncor Energy borer ifølge OD fortsatt i letebrønnen 34/4-14 S i lisens 375 i Nordsjøen. Beta Statfjord Nord, som prospektet kalles, ble 3. mars spuddet av semien ”Borgland Dolphin,” som i perioden 2014-2017 opereres etter en konsortiumsmodell der Suncor er en av operatørene sammen med E.ON E&P, Tullow og Wintershall. Det skal også å bores et sidesteg: 34/4-14 A. Letebrønnen er lokalisert i den nordlige Nordsjøen, ca. 20 km nord for Snorre-feltet. Vanndypet er 383 m.
Før spud var planen å bore et pilothull for å undersøke for grunn gass, grunt vann og eventuelle kampesteiner. 34/4-14 S vil ha topp Statfjord-formasjonen som primærmål. Formasjonen forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Snorre blend, og er prognosert til 4.402 meter TVD for hovedløpet på brønnen og 4.655 meter TVD for sidesteget. Sidesteget vil ha samme primærmål som hovedløpet, og sparkes fra hovedløpets 17 ½”-seksjon. Det planlegges brønntest ved funn av hydrokarboner.
Estimert varighet av operasjonen er på 157 døgn inkludert sidesteg, brønntest, samt permanent tilbakeplugging av brønnen. Estimatet inkluderer 17 prosent ekstra tid for ”venting på vær” og nedetid.

Suncor er operatør for PL 375 (80 prosent) med Core Energy (20 prosent) som eneste partner.

Kommende brønner:

Statoil
Statoil skal bore norskehavsbrønnen 6407/8-7 Bister i Njord-lisensen PL 348 med semien «Transocean Spitsbergen,» når denne er ferdig på Roald Rygg. Letebrønnen ligger i Halten-området, ca 88 km fra land som er Frøya i Nordland. Det 78 millioner fat store Snilehorn -oljefunnet er knappe 25 kilometer unna.
Planlagt oppstart er medio mai 2015, og det blir ikke boring av pilothull. Maksimalt planlagt boredyp er ca 3.000 m MD, og primært formål med letebrønn 6407/8-7 er å påvise hydrokarboner i Ile-formasjonen, av jura alder. Sekundært formål er å teste sandsteiner i Garn-, Tilje- og Åre-formasjonene, dersom funn i Ile-formasjonen.
Dersom det påvises en hydrokarbon-vann-kontakt i Ile-formasjonen, planlegges to sidesteg; et oppflanks sidesteg for å teste Tilje og Åre formasjonene og et sidesteg for å teste Garn-formasjonen, (Garn-formasjonen er ikke tilstede i hovedbrønnen).
Vanndypet hvor brønnen skal bores er ca 260 meter. Estimert varighet for aktiviteten er satt til 40 døgn for hovedbrønnen og totalt 66 døgn for de to sidestegene. Totalt gir dette en maksimal varighet på 106 døgn.

Statoil er operatør i PL348 / PL348 B (35 prosent) med partnerne GDF Suez (20 prosent), E.ON E&P (17,5 prosent), Core Energy (17,5 prosent), Faroe Petroleum (7,5 prosent) og VNG Norge (2,5 prosent). 
Statoil skal også bore letebrønnen 16/7-11 Knappen i lisens PL 072 B i Nordsjøen. Prospektet ligger på 80 meters vanndyp, 3,75 km øst for Sleipner Øst og 203 km fra nærmeste kyst, som er Utsira i Rogaland.
Boringen skal utføres med semien ”Songa Trym,” og tidligste borestart på Knappen var opprinnelig estimert til medio februar 2015, men så dro riggen til britisk farvann. Operatøren ønsker ikke å kommentere når Knappen skal bores. Hovedformålet med brønnen er å bekrefte kommersielle ressurser i Triassic Skagerakformasjonen, og den er planlagt boret med en vertikal hovedbrønn i fire sekvenser. Planlagt boredybde i hovedbrønnen er 2.680 m. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.
Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 39 døgn inkludert permanent plugging.

Statoil er operatør i lisens 072 (50 prosent) med ExxonMobil (50 prosent) som eneste partner.

Statoil vil ellers bore letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3 i Gina Krog lisensene 029B og 303, også denne med ”Songa Trym.”
Brønnen ligger på et vanndyp på ca 114 meter i posisjon 58º36’55″N og 1º45’40″E, 22 km nordøst for Sleipner Vest.
Hovedformålet er å bekrefte kommersielle ressurser i Hugin sandstein -formasjonen. Tidligste borestart var opprinnelig estimert til medio mars 2015, men dette utsettes nå som Statoil har endret planene sine.
Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 76 døgn inkludert permanent plugging, og med opsjon på et sidesteg. Sidesteget alene har en varighet på ca 30 dager. Sidesteget vil bli vurdert boret basert på informasjon fra datainnsamling i reservoaret. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.

Statoil er operatør (58,7 prosent) med partnerne Total (38 prosent) og Det norske (3,3 prosent).

Talisman
Talisman skal lete etter tilleggsressurser til Varg-feltet når de borer Nordsjø-brønnen 15/12-24 S Snømus i PL 672, som ligger i nærheten av Varg-feltet ca. 6 km nord for ”Petrojarl Varg” på et vanndyp på 85 meter.
Målet med brønnen er å påvise hydrokarboner i Jurassicreservoaret i Ula/Sandnes formasjonene samt Sleipner/Huginformasjonene i Varg området. Dette for å forlenge levetiden av Varg-feltet. Talisman antar at Snømusreservoaret inneholder olje av samme type som den som finnes i Varg-reservoaret.
Brønnen skal bores med ”Maersk Giant,” og oppstart er ventet i starten av april. Estimert varighet av operasjonen, inkludert sidesteg og eventuell brønntest, er 129 dager.

Talisman Energy Norge er operatør i PL 672 (25 prosent) med Det norske (25 prosent), Fortis Petroleum (25 prosent) og Ithaca Energy ( 25 prosent) som partnere.

Wintershall
Wintershall skal bore letebrønnen 35/12-5 og sidesteget 35/12-5 A i Crossbill-prospektet i PL 378. Prospektet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen mellom feltene Fram i sørvest og Gjøa i nord, med henholdsvis 18 km og 13 km avstand. Vanndypet på lokasjonen er 353 meter.
Crossbill skal bores med semien ”Transocean Arctic,” men riggen skal først gjøre seg ferdig på operatørens Imsa og muligens bore enda en brønn for Lundin. Boretid er beregnet til 170 dager ved funn, inkludert  ett sidesteg og to brønntester. Det er også lagt inn en opsjon for boring av en ekstra 17 ½” seksjon ved behov.
Formålet med boringen er å bevise tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i Øvre Jura Sognefjord og/eller Midtre Jura Fensfjord, vurdere og fastsette verdien av Crossbill-prospektet, undersøke potensielle synergier med Skarfjell-utbyggingen og forstå migrasjonsrutene i formasjonene.
Crossbill-prospektet inneholder potensielt to reservoarer, en i Sognefjord og en i Fensfjord sandstein. Petroleum er forventet å ha lekket ut fra Heather- og Draupneformasjonene og samlet seg innenfor Crossbill-dreneringsområdet. Det forventes at begge reservoarene vil inneholde olje med samme egenskaper som den tidligere borede brønnen Skarfjell South. Det forventes også lik olje i sidestegene.
Brønnen vil bores til et TVD på 3.331 meter, og deretter plugges og forlates etter endt operasjon. Sidesteget er planlagt fra 20″ casing med en total dybde på 3.769/4.060 meter.
PL 378 ble tildelt i 2006. Wintershall er operatør i lisensen (45 prosent). De øvrige eierne er Talisman Energy Norge AS (35 prosent) og Capricorn Norge AS (20 prosent).
Wintershall har også planer om å bore letebrønnen 10/4-1 Zeppelin i PL 734 i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 37 km øst/sørøst for Yme-feltet. Brønnen vil bli boret med semien ”Borgland Dolphin,” og forventet oppstart er tidligst i juli 2015. Operatøren tar dog et lite forbehold om tidspunktet, da riggen skal på verft før den skal bore Zeppelin, og det er dermed mulig at boringen kan bli noe forsinket.
Hovedbrønnen vil ha en total dybde av ca. 2.340 meter, og underveis vil det bli utført en test (DST) i 7″ lineren i Sandnes- og Bryne-reservoaret på henholdsvis 2.103 meter og 2.152 meter (hovedmålet) – i tillegg til en mini-brønntest (mini-DST) med wireline i Perm reservoaret ved funn (sekundærmålet). Kortest varighet av brønnen er 29 dager ved tørt hull. Ved funn i hovedbrønnen og en brønntest og en mini- brønntest vil varigheten være totalt 57 døgn.

Lisensen ble tildelt i 2014, Wintershall er operatør av PL 734 med 40 prosent eierandel. De øvrige eierne er Lundin (30 prosent) og Centrica (30 prosent).

Lundin
Lundin skal bruke semien ”Bredford Dolphin” til boringen av en avgrensningsbrønn i Luno II-prospektet i PL 359, med oppstart så snart nordsjøbrønnen Morkel er ferdig. Brønnen, 16/4-9 S ligger i midtre delen av Nordsjøen, ca. 15 km sør-vest for Edvard Grieg-feltet. Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.
Formålet er å verifisere petroleumsressurser i sørlige delen av Luno II funnet, påvise tilstedeværelse av Trias/Jura sandstein, bekrefte Luno II OWC på 1950 m MSL funnet i brønn 16/4-6 S, få bedre forståelsen av geologien i Luno II-området og kalibrere de seismiske tolkningene og dybdekonverteringene.
Hovedbrønnen skal bores nær vertikalt, med mulighet for et kort eller langt sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Reservoaret består av sandstein av Jura alder. Formasjonene er av samme type som flere brønner boret i denne regionen tidligere, bl.a. brønn 16/4-6 S i PL 359. Toppen av reservoaret er beregnet til 1.958 meter TVD, mens TD (total dyp) er satt til 2.490 meter. Det mulige sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene.
Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 50 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 55 dager ved funn. Boring av et kort sidesteg er estimert til 21 dager, og et langt sidesteg er estimert til 28 dager. Brønntesten har en anslått varighet på 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt boring av hovedbrønnen med funn, langt sidesteg og brønntest er estimert til 97 dager.

Lisens 359 ble tildelt ved TFO-runden i 2005, og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 40 prosent) Premier  Oil Norge AS (30 prosent) og Statoil Petroleum AS (30 prosent).
Operatøren skal bore en annen brønn i PL 338 i Nordsjøen, med tidligst oppstart i mai 2015; Edvard Grieg Appraisal SE. Lundin skal bruke jackupen ”Rowan Viking” til å bore avgrensningsbrønn 16/1-23 S som ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, på ca. 108 meters vanndyp.
Hovedbrønnen skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Det er ventet å finne olje av typen Luno (Edvard Grieg).

PL 338 ble tildelt i TFO-runden i 2004. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 50 prosent*) med Wintershall AS (15 prosent), OMV (20 prosent) og Statoil (15 prosent) som partnere.

* Skal selge 30 prosent til Lime Petroleum Norge.

Etter Alta II i PL 609 skal ”Island Innovator” bore avgrensningsbrønnen 7220/11-3 Alta III i samme lisens, med tidligst oppstart i mai. Der vil det først bli boret et 9-7/8″ pilothull for å sjekke for grunn gass.
Formålet med brønnen er å bekrefte reservoarmodellen for Alta-strukturen, verifisere tilstedeværelse av kommersielle hydrokarboner i østre del av Alta-strukturen, samt kalibrere dybde konverteringen.
Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og en i et eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene. Formålet med testene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Det forventes å finne hydrokarboner, og operatøren bruker råoljen Goliat Blend 1 (50 % Realgrunnen og 50 % Kobbe) som referanseolje for eventuelle utslipp.
Brønnen er planlagt boret til 2.103 meter TVD målt fra boredekk. Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil tre brønntester, avhengig av brønnresultat.
Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager. Boring av sidesteget er estimert å ta 29 dager. En brønntest i hovedbrønnen og en i det mulige sidesteget, har en estimert varighet på 35 dager. Den totale varigheten for operasjonen er estimert til 110 dager. Vanndypet på lokasjonen er 397 meter (± 1 meter) MSL.

Operatøren har i tillegg en letebrønn i samme lisens; Neiden-prospektet, nord for Alta-funnet. Neiden skal tidligst spuddes medio juli, også med ”Island Innovator”, og boreoperasjonen har en estimert varighet på omkring 40 dager. Funnsjansen har Lundin her vurdert til 30 prosent.

Lundin skal også bore en brønn i Børselv-prospektet i PL 609, men denne er ennå ikke inne på operatørens boreplan. Prospektet er estimert å inneholde opptil 303 MMboe.

Lundin er operatør i PL 609 (40 prosent) med partnerne Idemitsu (30 prosent) og Dea Norge (30 prosent).

Videre skal operatøren i november bore en letebrønn i Ørnen -prospektet i PL 708 i Barentshavet Øst, med semien ”Transocean Arctic”.
Lisenspartner North Energy tror Ørnen kan inneholde 300 millioner fat olje, og at det er 40 prosent sjanse for funn. Lundin tror på 142 millioner fat uriskede ressurser og 20 prosent sjanse for geologisk suksess, og et oppside estimat på 354 millioner fat (gross prospective ressources). Et funn her vil bety åpningen av en oljeprovins Øst i Barentshavet. Lisensen ligger nord for Nordkyn-halvøya i Finnmark, og dekker arealer i blokkene 7130/4 og7130/7.
Letemålet er øvre Perm Spikulitter som tidligere er testet i brønn 7128/ 4-1 på Finnmarksplattformen, og er tilsvarende bergartene som er testet på Gohta -funnet. Et sekundært letemål er Karbon/Perm reservoarer representert ved kalksteiner tilsvarende de bergarter det ble gjort funn på i Alta-strukturen på Lopphøgda.        Når riggen setter boret i bakken på Ørnen, jakter man på 316 millioner fat olje i Seiland Øst P1/Ørnen Nord. Det antatte reservoaret ligger på rundt 1600 meters dyp, i øvre perm, fanget under nedre Havert. Sannsynligheten for å treffe på hydrokarboner er oppgitt å være 46 prosent.

PL 708 ble tildelt i 22. runde, og lisenspartnerne er Lundin (operatør – 40 prosent eierandel), Lukoil (20 prosent), Edison (20 prosent), North Energy (10 prosent) og Lime (10 prosent). 

VNG
VNG har to nye brønner på planen for 2015, begge i PL 586:
Om alt går som VNG ønsker, skal semien ”Transocean Arctic” i april sette boret i bakken for den første av de to letebrønnene i Norskehavet, 6406/12-4s. Borelokasjonen ligger på 335 meters havdyp 30,8 kilometer sør-sørvest av Njord A og 57,5 kilometer sørvest for Draugen.
Hovedbrønnen 6406/12-4s vil bli boret til et TD på 4.008 meter og et TVD på 3.874 meter. Avhengig av resultat, er planen å bore et sidesteg, 6406/12-4a, til et TD på 3.935 meter og TVD på 4.140 meter. Målet med letebrønnene er å undersøke hydrokarbonpotensialet i antatt separate Intra-Melke formasjoner prognosert på 3.345 meter TVD.
Deretter flytter riggen omkring 4 kilometer til neste borelokasjon, som ligger på 343 meters havdyp 34 kilometer sør-sørvest av Njord A og 61,5 kilometer sørvest for Draugen. Hovedbrønnen 6406/12-5 S vil bli boret til et TD på 4.129 meter og et TVD på 3.820 meter. Et eventuelt sidesteg 6406/12-5 A vil bli boret til et TD på 4.091 meter og et TVD på 3.782 meter. Også her jakter man forventede separate hydrokarbonførende Intra-Melke formasjoner, denne gang prognosert 3.283 meter TVD.
Om hydrokarboner blir påvist, vil brønnene bli testet, for deretter å bli plugget permanent. Forventede hydrokarboner er olje av Pil-kvalitet, og prospektene har en betydelig oppside. Hver av brønnene vil ta 52 dager ved tørr brønn, mens totalt antall dager for boring av hovedløp, brønntest og sidesteg ved funn, er beregnet til 135 dager (inkludert tid for venting på vær) for hver av brønnene.

VNG Norge AS er operatør (30 prosent) med partnerne Spike Exploration Holding AS (30 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (25 prosent) og Rocksource Exploration Norway AS (15 prosent).

OMV
OMV (Norge) AS skal bore letebrønn 7324/8-2 Bjaaland i PL 537. Brønnen er lokalisert i Barentshavet, 252 km nord nordvest Nordkapp, og 195 km sørøst for Bjørnøya. Vanndypet på lokasjonen er ca. 392 meter.
Brønnen skal bores med Ocean Rig-semien ”Leiv Eriksson.” Brønnen er planlagt med oppstart tidligst 1. april 2015, og varigheten av operasjonen er estimert til maksimalt 60 dager. Dette er OMVs fjerde brønn i Wisting-lisensen. To av brønnene har påvist olje.
Hensikten med å bore Bjaaland-brønnen er å påvise ytterligere hydrokarbonforekomster i et nytt område i Wisting-lisens 537.Primærmål for brønnen er å teste Realgrunnen subgruppe (Stø- og Fruholmen formasjonene) for hydrokarboner. Brønnen vil bli avsluttet 30 meter etter bunnreservoar i intra Fruholmen-formasjonen. Sannsynlig hydrokarbonforekomst er både gass og olje.

OMV er operatør (25 prosent) og partnere i lisensen er Idemitsu (20 prosent), Petoro (20 prosent), Tullow Oil (20 prosent) og Statoil (15 prosent).

Suncor
 Etter Beta Statfjord Nord vil operatøren bruke semien ”Borgland Dolphin” på en ny letebrønn med sidesteg i Nordsjøen; 25/10-13 S & A.
Letebrønnen har fått navnet Havfrue, og ligger i Nordsjø-lisens 571. Brønnen er lokalisert på 119 m havdyp, 9 km vest for Balder.
Brønnen bores med reservoarene Havfrue, Fomle og Kong Triton som mål. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2.242 og 2.841 meter TVD. Det planlegges ingen brønntest.
Dersom det ikke er forekomst av hydrokarboner i brønnens hovedløp, planlegges det å bore sidesteg (25/10-13 A) med samme mål som hovedløpet. Sidesteget vil sparkes av under hovedløpets 13 3/8″ fôringsrørsko. Varighet for boring av hovedløp og eventuelt boring av eventuelt sidesteget 25/10-13 A, samt permanent tilbakeplugging av brønnen estimeres til 68 døgn. Borestart er planlagt i april 2015.

Suncor er operatør i lisensen (60 prosent) med Statoil (40 prosent) som eneste partner.
Repsol
 Repsol Exploration Norge AS og semien ”Bredford Dolphin” skal i mai sette boret i bakken for letebrønn 6306/5-2 i prospektet Hagar, døpt etter Van Halens Sammy.
Prospektet ligger på 224 meters havdyp i produksjonslisens 642 i den sørlige delen av Norskehavet, nordøst for Ormen Lange. Avstanden til nærmeste kystlinje er 65 km til Smøla.
Boreoperasjonene, som skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, har planlagt oppstart i mai 2015, men det vil ikke bli boret i oljeførende lag før etter 15. juni. Brønnen skal bores ned til en totalt dybde (TD) på 3.643 meter. Det er ikke planlagt sidesteg eller brønntest for letebrønnen, men et utvidet loggeprogram vil gjennomføres og kjerneprøver tas ved et funn. Brønnen vil deretter bli permanent plugget og forlatt. Operasjonen er estimert til å vare i 80 dager ved tørr brønn, og i 100 dager ved funn av hydrokarboner.

Rettighetshaverne i PL 642 er Repsol (operatør, 40 prosent andel), OMV (20 prosent), Tullow (20 prosent) og Petoro (20 prosent).

Tullow
Tullow Oil Norge AS har planer om å bore letebrønn 6507/11-11 Zumba i PL591. Brønnen skal bores med semien «Leiv Eiriksson», som driftes av Ocean Rig AS. Estimert oppstart er i begynnelsen av juni og vil avhenge av foregående operasjoner på riggen.
Zumba er lokalisert i Norskehavet (Haltenbanken) på 272 meters havdyp, 14 km sørøst for Heidrun.
Brønnen er planlagt boret vertikalt til en dybde på ca. 3.000 meter TVD RT, etter at et 9 7/8” pilothull har sjekket for grunn gass. Primærmål for letebrønnen er Rognformasjonen, prognosert til 2645 m TVD RT (målt fra riggens boredekk). Forventet hydrokarbonfase er gass/kondensat. Basert på reservoaregenskapene er Midgard kondensat valgt som referanseolje.
Varigheten av boreoperasjonen er estimert til 50 dager ved tørr brønn og 8 dager ekstra ved funn. Dette utgjør til sammen 58 dager inkludert 10 prosent tidspåslag for «venting på vær». Det er ikke planlagt for brønntest eller sidesteg. Etter endt operasjon vil brønnen bli permanent plugget.

Tullow Oil Norge AS har 80 prosent eierandel og operatørskapet i lisens PL591 med North Energy ASA (15 prosent) og Lime Petroleum Norway AS (5 prosent) som lisenspartnere.

Edison
Edison Norge AS har planer om å bore letebrønn 2/11-11 Haribo i PL 616 i den sørlige delen av Nordsjøen med semien ”Transocean Searcher.” Nærmeste installasjon er Hod, lokalisert 4,5 km øst for Haribo. Vanndypet på lokasjonen er rundt 68 meter.
Formålet med boringen er å undersøke potensialet for hydrokarboner ved å evaluere Narve-formasjonen, og det planlegges å bore vertikalt ned til Hidra-formasjonen. Prognosert maksdyp er 3.372 meter TVD RKB. Forventet maks bunnhullstemperatur er 103 grader celsius og maks brønnhodetrykk er stipulert til 480 bar. Nærliggende brønner på Valhall og Hod-feltet har ikke påvist grunn gass, men det planlegges uansett å bore et 9 7/8″ pilothull ned til settedyp til 20″ foringsrør på 600 meter TVD RKB.
Hvis det påvises hydrokarboner, er det forventet at det er olje, og det er ikke planlagt noen brønntesting. Planlagt oppstart er tidligst 1. juni 2015, og operasjonen er estimert å vare i 45 dager ved tørr brønn og maksimalt 87 dager ved funn og boring av et potensielt sidesteg. Brønnen skal permanent plugges og forlates.

Lisens 616 ble tildelt i 2011, og Edison er operatør (25 prosent) med partnerne Noreco (20 prosent), Concedo (20 prosent), Skagen44 (15 prosent), North Energy (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).