Leteuken – Uke 4, 2015

VNG Norge skal bore i Norskehavet i år, og 17., 20. og 21. januar ble det endelig borestart for tre operatører som ventet på bedre vær. Her er Leteuken.

VNG
I uke 4 ble det kjent at VNG Norge har to nye brønner på planen for 2015: 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 totalt dyp (TD) på 4.008 meter og et totalt vertikalt dyp (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 skal man dømme utfra ”worst case scenario” –ratene for utblåsning som er lagt til grunn, har prospektene 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.

Operatøren vil benytte ”MS Stril Polar” som forsyningsfartøy for boreoperasjonene, mens ”MS Prosper” vil være standbyfartøy. NorSea base utenfor Kristiansund vil være forsyningsbase, mens helikoptertransport vil bli utført fra Kvernberget lufthavn, Kristiansund.

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).

Lundin
Lundin startet på sitt nye oljeprospekt i Nordsjøen tirsdag 20. januar (uke 4). Letebrønn 26/10-1 Zulu er knappe fem mil nordøst for gigantfunnet Johan Sverdrup. Semien som utfører boreoperasjonen, «Island Innovator,» kom fra operatørens tørre Kopervik-prospekt og har siden uke 3 ventet på bedre vær.
Lundin legger til grunn at den eventuelle oljen vil være av samme kvalitet som oljen i Johan Sverdrup-funnbrønnen, Avaldsnes.
Det var i uke 49 at operatøren fikk Oljedirektoratets tillatelse til å bore brønnen, og i uke 51 at de fikk Petroleumstilsynets samtykke.
Zulu ligger i nordsjølisens 674, som omfatter deler av blokkene 25/12, 26/10, 16/3, 16/6, 17/1, 17/2 og 17/4.Vanndypet er på 140 meter, og formålet med brønnen, som bores vertikalt, er å jakte olje i Miocen sandstein i Utsiraformasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 813 meter vertikalt dybde, mens brønnens TVD  (total vertikal dybde) er satt til 1.050 meter.
En brønntest vil bli vurdert avhengig av resultatene, og brønnen skal deretter plugges og forlates. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 29 dager  ved funn, mens nevnte brønntest vil ta 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen er dermed 43 dager.

PL 674 ble tildelt ved TFO-runden i 2013 og er per 17. oktober formelt registrert med E.ON E&P Norge AS som operatør med 50 prosent eierandel, og Petrolia Norway AS som eneste partner. Men; i august ble det offentliggjort at Lundin kjøper en 15 prosents andel av lisensen fra Petrolia, og en 20 prosent andel fra E.On med effekt fra 1. januar 2014, så ved borestart vil Lundin være operatør og med 35 prosent andel, og med Petrolia (35 prosent) og E.On (30 prosent) som partnere.

Etter Zulu går riggen videre til operatørens letebrønn 16/1-24 Gemini i lisens 338 i midtre del av Nordsjøen. Lundin har fått Petroleumstilsynets samtykke til å bore letebrønnen. Avstanden til nærmeste land er ca. 170 km, som er Utsira i Rogaland. Lisensen omfatter deler av blokk 16/1. Vanndypet på lokasjonen er 105 m. Tidligste oppstart for brønnen var antatt å være januar 2015, men basert på pågående og kommende operasjoner for «Island Innovator,» er prosjektet forsinket.
Formålet med letebrønnen er å bevise tilstedeværelsen av høykvalitets reservoar facies i nedre Paleocen, verifisere tilstedeværelsen av hydrokarboner i reservoaret, og etablere en olje-vann kontakt. Det skal bores gjennom og verifisere «basement reflector» og kalibrere de petrofysiske egenskapene.
Hovedreservoaret består av sandstein i Ty formasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 2082 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). Total dyp er 2525 m TVD RKB. Formasjonene er av liknende type som en rekke andre brønner boret i denne regionen tidligere. Boreprogrammet er derfor optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer. Det vil bli boret en vertikal brønn ned i reservoaret. Sidesteget vil bli planlagt på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og en brønntest, avhengig av brønnresultat. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager (gitt funn). Boring av sidesteget er estimert å ta 29 dager. Brønntest planlegges med en varighet på 19 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 108 dager. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon.

Operatøren har også 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 i Edvard Grieg-lisensen.
Brønnen ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, ca. 170 km fra nærmeste punkt på land, som er Utsira.
Edvard Grieg-feltet ligger 2,5 km nordvest for brønn 16/1-23 S. Vanndypet i området er ca. 108 meter.
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.

Lundin skal bruke semien «Bredford Dolphin» i Nordsjøen, hvor operatøren forventer å starte en avgrensningsbrønn i Luno II-prospektet i PL 359 tidligst i februar. Ptil ga sitt samtykke til å starte boringen i uke 52. Brønnen, 16/4-9 S, ligger i PL 359, som ligger i midtre delen av Nordsjøen, om lag 171 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland og ca. 15 km sør-vest for Edvard Grieg-feltet. Lisensen omfatter deler av blokk 16/1 og 16/4. Dette er en avgrensningsbrønn av Luno II-funnet (brønn 16/4-6 S, boret i 2013). Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.
Formålet med avgrensningsbrønnen 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.
En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret.
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 1958 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). TD (total dyp) er satt til 2490 m TVD RKB. Det mulige sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
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. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med en mulig brønntest, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. 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. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 40 prosent) Premier  Oil Norge AS (30 prosent) og Statoil Petroleum AS (30 prosent) som partnere.

«Bredford Dolphin» fortsetter deretter til Nordsjø-prospektet Morkel hvor den skal bore letebrønn33/2-2 i PL 579. Lisensen omfatter deler av blokkene 33/2 og 33/3. Brønnen ligger om lag 168 km fra nærmeste land, som er Kinn i Sogn og Fjordane. Vanndypet på lokasjonen er 343 meter, og tidligste oppstart for er februar 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen.
Formålet med letebrønnen er å bevise hydrokarbonpotensialet i jura sandstein i prospektet. Det sekundære målet er å teste reservoarpotensialet i undre jura og trias sandsteiner og bekrefte seismiske tolkninger og geologiske modeller. Brønnen planlegges boret til 3525 m TVD målt fra boredekk. Topp av reservoar er beregnet til 2973 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). 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 Jurasisk alder og bestå av sandstein.
Estimert varighet for boreoperasjonen er 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. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. En eventuell brønntest 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. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent) og Bayerngas Norge AS (50 prosent) som eneste partner.

Videre har Lundin fire barentsbrønner på programmet for norsk sokkel i 2015, som selskapet la fram i forbindelse med 3. kvartalsrapporten onsdag 5. november. Boreprogrammet i Barentshavet er satt opp med «back to back»– boringer, som gjør det naturlig å anta det er en og samme rigg som skal bore.

Første brønn ut er Alta Appraisal 1–brønnen i PL 609. Brønnen som skal bores er 7220/11-2 i PL 609, og er lokalisert i region Bjørnøya Sør i Barentshavet. Avstand til kysten er ca. 160 km (Sørøya, Finnmark), og avstand til Bjørnøya ca. 264 km. Havdypet er ca. 388 m. Brønnen er planlagt boret med den Odfjell-opererte, Maracc-eide semien «Island Innovator,» etter boringen av Gemini-prospektet i Nordsjøen. Lundin har foreløpig kontrakt på riggen ut første kvartal 2015, med mulighet for ett års opsjon.
Boreaktiviteten er planlagt å starte opp i mars 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen.
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. Totalt dyp er satt til 2050 m TVD RKB gitt funn.
Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned. Boreprogrammet er optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer fra andre brønner i området. Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene. Sidesteg vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
Varigheten av operasjonen er estimert til ca. 60 dager (gitt funn). Et eventuelt sidesteg vil ha en varighet på inntil 29 dager og varighet på inntil 2 brønntester vil ha en anslått varighet på 21 dager. Den totale varigheten for 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 RWE Dea (30 prosent).

Den neste brønnen på programmet er letebrønnen i Neiden-prospektet, nord for Alta-funnet, i samme lisens. Neiden skal spuddes i slutten av juni, når riggen er ferdig på Alta Appraisal 1, og boreoperasjonen har en estimert varighet på omkring 40 dager.

Når riggen er ferdig på Neiden, går den igjen sørover til Alta for å bore Alta Appraisal 2. Beregnet oppstart er første halvdel av juli, og denne brønnen har en estimert varighet på 60 dager.

Etter den siste appraisalen på Alta, er det en borepause i programmet på ca 30 dager, før operatøren i november skal bore en letebrønn i Ørnen-prospektet i PL 708 i Barentshavet Øst. Lisenspartner North Energy tror Ørnen kan inneholde 300 millioner fat olje, mens 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 nok en oljeprovins i Barentshavet.
Ørnen vil være tidenes nest østligste letebrønn på norsk sokkel. Operatøren har tidligere bekreftet at man vurderer flere riggalternativer.
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 Gohtafunnet. Et sekundært letemål er Karbon/Perm reservoarer representert ved kalksteiner tilsvarende de bergarter det ble gjort funn på i Alta-strukturen på Lopphøgda.
Kun Statoils Guovca-brønn, som semien ”Eirik Raude” boret tørt på i 2005, er boret lengre øst på sokkelen. Lisenspartner North Energy sier den første brønnen i 708-lisensen skal bores i første kvartal 2015.
Når riggen setter boret i bakken på Ørnen, jakter man på 316 millioner fat olje i Seiland Øst P1/Ørnen Nord. Den 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. Skulle forventningene innfris, vil det åpne en ny oljeprovins øst i norsk sektor i Barentshavet, og være startskuddet for basevirksomhet og annen aktivitet i Øst-Finnmark. Det faktum at Lukoil eier en femtedel av lisensen, åpner også for interessante perspektiver for samarbeid videre østover.

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).

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.

Det norske
Onsdag 21. januar (uke 4) ble pilotbrønn-fasen startet av verdens største oppjekkbare rigg, «Maersk Interceptor,» på Ivar Aasen-feltet i Nordsjøen.

Før dette, i uke 48, ble det klart at Det norske skulle bruke «Maersk Interceptor» til avgrensningsboring i desember. I uke 50 fikk riggen samsvarsuttalelse (SUT) fra Ptil, og i uke 51 fikk operatøren Oljedirektoratets tillatelse til å bore brønnen. I uke 2 og 3 ventet operatøren på bedre vær.
Etter pilotbrønn-fasen skal to avgrensningsbrønner bores: 16/1- 21 S&A Geopilot Øst (GP Øst) og 16/1-22 Geopilot Vest (GP Vest) i Det norske-opererte Ivar Aasen Unit (tidligere PL 001B).
Det vites ikke om navnet er inspirert av Halliburtons retningsborerverktøy eller GPSen. Uansett, de to planlagte geopilotene er lokalisert på mellom 111 og 113 meters havdyp på Ivar Aasen-feltet. Borelokasjonene ligger ca. 27 km øst for Gudrun, 27 km sørvest for Grane og 54 km nordøst for Volve«Navion Saga.» Avstanden til norskekysten er omlag 175 km (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. Planlagt oppstart for GP Øst er desember 2014 og for GP Vest februar 2015.
Utvinningstillatelse PL 001B ble tildelt 15. desember 1999, da med Esso Exploration and Production Norway AS som operatør. Det norske overtok operatørskapet i lisensen i desember 2009. Avtale om samordning av Ivar Aasen og West Cable-forekomstene i lisensene PL 001B, PL 242, PL 457 og PL 338BS gjennom etablering av Ivar Aasen Unit, ble oversendt Olje- og energidepartementet for godkjenning 30. juni 2014.
Boreprogrammet for Ivar Aasen-feltet starter med tre pilotbrønner for ytterligere å kartlegge undergrunnen. Boringen av pilotbrønnene vil være avsluttet innen sommeren 2015.

Ivar Aasen-feltet består av tre forekomster; Ivar Aasen, West Cable og Hanz. Ivar Aasen er lokalisert vest for Johan Sverdrup-feltet og inneholder 210 millioner fat oljeekvivalenter. Planlagt produksjonsstart er fjerde kvartal 2016. Den økonomiske levetiden kan bli 20 år, avhengig av oljepris og produksjonsutvikling.

Partnere i Ivar Aasen Unit 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).

Wintershall
Denne uken (uke 4) ble det kjent at Wintershall har spuddet letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. Semien «Transocean Arctic» skulle starte boreoperasjonen i uke 2, men fikk ikke satt i gang før 17. januar (uke 3) grunnet dårlig vær.

Operatøren fikk i uke 49 Petroleumstilsynets samtykke til å bore brønnen, og i uke 51 fikk Wintershall Oljedirektoratets tillatelse.

Brønnen ligger i lisens 589, som omfatter blokkene 6406/2 og 6406/5, ca. 27 km sør for Kristin-plattformen og 22 km vest for Tyrihans-feltet.

Operatøren har tidligere boret flere letebrønner i samme område, de nærmeste er Rodriguez som ligger 36 km øst nordøst, og Maria Appraisal 35 km nordøst for Imsa. Vanndypet på lokaliteten er 262 meter.

Brønn 6406/2-8 er planlagt boret som en vertikal brønn med total dybde av ca. 5.243 meter. Det vil bli boret et 12- 1/4″ pilothull for å sjekke for grunn gass, hovedformålet med brønnen 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 total dybde er 5.219 meter.

Brønnen er HTHP (high temperature high pressure), og varigheten på operasjonene er beregnet til 196 døgn ved funn og brønntesting.

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

I uke 46 ble det klart at Wintershall skal bore letebrønnen 35/12-5 og sidesteget 35/12-5 A iCrossbill-prospektet i PL 378. Prospektet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, og nærmeste avstand til land er 41 km, som er Atløy-Værlandet. Brønnen ligger mellom feltene Fram i sørvest og Gjøa i nord, med henholdsvis 18 km og 13 km avstand. Wintershall’s avgrensningsbrønn Skarfjell South 35/9-10 S&A ligger ca. 8 km nordvest i PL 418. Vanndypet på lokasjonen er 353 m.
Crossbill skal bores med semien «Transocean Arctic.» Riggen skal innom Wintershalls Imsa og muligens bore enda en brønn for Lundin før den tar fatt på Crossbill. Tidligst forventet oppstart for boringen er derfor mars 2015. 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 totalt dyp (TD) på 3331 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp fra boredekk), og deretter plugges og forlates etter endt operasjon. Sidesteget er planlagt fra 20″ casing med en total dybde på 3769/4060 m MD RKB.

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).

Statoil
Ifølge OD ble leteboring på Krafla North-prospektet i PL 035 avsluttet 31. desember, og sidesteget 30/11-10 A på Krafla Main er nå påbegynt. Også denne uken (uke 4) bekrefter operatøren at operasjonen er pågående, uten å gå i detalj.

Ifølge Det norske, som har 25 prosent eierandel i lisensen, påtraff letebrønn 30/11-10 en oljekolonne på om lag 80 meter i Tarbertformasjonen og en 20 meter oljekolonne i Etiveformasjonen.

Brønnen er boret i et nedforkastet segment 1,6 km nord for funnbrønn 30/11-8 S som ble påvist i 2011. Primær letemål med brønn 30/11-10 var å påvise petroleum i midtre jura reservoar bergarter i Tarbertformasjonen og Etiveformasjonen. Sekundært letemål var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter i Øvre Tarbert – og Nessformasjonen.

Brønn 30/11-10 påtraff en total oljekolonne på om lag 80 meter i Tarbertformasjonen med reservoaregenskaper dårligere enn forventet. I Etiveformasjonen ble det påtruffet en total oljekolonne på om lag 20 meter. Reservoaregenskapene i Etiveformasjonen var noe dårligere enn forventet.

I de sekundære letemålene ble det i Nessformasjonen påtruffet mobile hydrokarboner i bergarter med reservoarkvalitet som forventet. I øvre Tarbertformasjonen (UT3) ble det ikke funnet bergarter med reservoarkvalitet.

Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 6 til 19 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.

Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 035 og 272 vil vurdere funnet sammen med utviklingen av andre funn i utvinningstillatelsene. Sammen med funnene på Krafla fra 2011 på 50 til 80 mmboe ogAskja i 2013 på 19 til 44 mmboe utgjør dette 75 til 143 mmboe.

Brønnen 30/11-10 ble boret av «Transocean Leader» til et vertikalt dyp på 4 054 meter under havflaten, og avsluttet i Dunlin gruppen. Havdypet er 105 meter.

Partnere i PL 035 er operatør Statoil (50 prosent), Svenska Petroleum Exploration AS (25 prosent) og Det norske (25 prosent).

Også denne uken (uke 4) forteller operatøren at operasjonen er pågående i letebrønn 2/4-22 S Romeo som jackupen ”Maersk Gallant” spuddet 10. september, lengst sør i norsk sektor i Nordsjøen. Brønnen er del av duoen Romeo og Julius som til sammen utgjør operatørens King Lear–felt.
I 2012 fant Statoil mellom 70 og 200 millioner fat oljeekvivalenter i form av gass- og kondensat i King Lear, og Romeo er den første av to nye brønner som skal bores i PL146/PL333.
Romeo-boringen skal teste potensialet nord for King Lear, mens Julius-prospektet skal både avgrense King Lear-funnet og ytterligere teste potensial sør for funnet. Planlagt boredybde (TD) er 4.799 meter og 4.792 meter  total vertikal dybde (TVD) ved tørr brønn, og 5.237meter TD / 5230 meter TVD ved funn. Blir det funn, blir det også boret et sidesteg.
Letebrønn 2/4-22 S ligger på rundt 67 meters havdyp i PL146 sør i norsk sektor av Nordsjøen, ca. 15 km nord for Ekofisk-feltet.
Operasjonen har en estimert varighet 189 døgn for boring av hovedbrønnen og totalt 243 døgn for hele operasjonen dersom det blir besluttet å bore sidesteg. Den lange boretiden skyldes at dette, i likhet med King Lear, er en høytrykks-/høytemperaturs-brønn (HPHT). Det faktum at King Lear var en videreføring av  brønnen hvor semien «Saga Treasure» i 1989 fikk et kraftig brønnspark som siden endte opp i en undergrunnsutblåsning man til slutt måtte inn med Boots & Coots for å få kontroll på, bidrar til den økte forsiktigheten.

Statoil er operatør for  PL 146 og PL 333 med en eierandel på 77,8  prosent, og Total E&P Norge som eneste partner med en eierandel på 22,2  prosent.

Etter Romeo skal operatøren starte boringen av neste brønn på programmet, Julius. I uke 49 fikk operatøren Petroleumstilsynets velsignelse til å bore brønnen. Romeo og Julius er prospekter nær gassfeltet King Lear, og kan, om de innfrir, være nøkkelen til en ny gassutbygging lengst sør i norsk sektor.
Letebrønnen 2/4-23 Julius er lokalisert på 68 meters vanndyp (målt fra boredekket) ca. 15 km nord forEkofiskfeltet, 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.
Før boring av hovedløpet, vil det bl boret et pilothull for å sjekke for grunn gass. Pilothullet vil bli boret til 460 meters dyp, deretter vil hovedløpet bores som en vertikal brønn i syv seksjoner ned til 5.524 meter total dybde, uansett om den er tør 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 toal vertikal dybde. Brønnen er, i likhet med både King Lear og Romeo, definert som en høytrykks-, høytemperatursbrønn (HPHT-brønn).
Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønn 2/4-23 Julius.
Boringen skal utføres med jackupen «Maersk Gallant, og tidligste borestart var estimert til ”ultimo november 2014,” som oversatt til norsk betyr ”mellom 21. og siste dag i november.”  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).

Statoil skal bore letebrønnen 16/7-11 Knappen i lisens PL 072 B i Nordsjøen. Brønnen er lokalisert 3,75 km øst for Sleipner Øst og 203 km fra nærmeste kyst, som er Utsira i Rogaland. I uke 3 fikk Statoil samtykke fra Ptil om å starte boringen.
Boringen skal utføres med semien «Songa Trym,» som opereres av Songa Offshore. Statoil suspenderte først riggen ut året, før suspensjonen ble utvidet med én måned. Ifølge operatøren blir forlengelsen av suspensjonsperioden nå unngått ettersom de har fått riggen i aktivitet igjen fra nyttår. Riggen skal brukes til å plugge noen brønner, før den skal tilbake til leteboring. Tidligste borestart på Knappen er estimert til medio februar 2015, og operasjonen er estimert til å ha en varighet på 39 døgn inkludert permanent plugging. Vanndypet på brønnlokasjon er ca 80,5 m.
Hovedformålet med letebrønn 16/7-11 Knappen er å bekrefte kommersielle ressurser i Triassic Skagerakformasjonen. Brønnen er planlagt boret med en vertikal hovedbrønn i fire sekvenser. Planlagt boredybde i hovedbrønnen er 2680 m. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.

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

Statoil skulle jakte ekstraressurser til Aasta Hansteen-utbyggingen og bore letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord i Norskehavet med semien «Transocean Spitsbergen» i fjerde kvartal 2014, men suspenderte riggen ut året. Riggen ankom i slutten av uke 48 Westcon i Ølen, hvor den skal gjennom en periodisk klassing.
Operatøren tar nå sikte på å spudde brønnen i februar 2015, med den samme riggen som i de opprinnelige planene.
Brønnen ligger i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget ca 222 km fra land som er Røst i Nordland og 150 km fra nærmeste installasjon, Norneskipet. Letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord har posisjon bredde 67°05’08» N og lengde 06°52’00» E og skal bores i utvinningstillatelse PL 218. Vanndypet er 1312 meter, pluss/minus  5 meter. Det vil ikke bli boret noe pilothull for å sjekke for grunn gass.
Primært formål med letebrønnen er å påvise hydrokarboner i Nise-formasjonen, kritt alder. Det er forventet gass i reservoaret. Toppreservoar i Nise-formasjonen er prognosert på 2.481 meter vertikalt dyp, mens planlagt TD (total dybde) er planlagt til 2.740 meter. Reservoartrykket estimeres til å ligge rundt 267 Bar og reservoartemperatur på ca 37 °C. Det vil bli foretatt datainnsamling før brønnen blir permanent plugget og forlatt, men det er ikke planlagt noen brønntest.
Hele operasjonen er beregnet til 33 døgn.

Statoil er operatør i PL 218 (75 prosent) med partnerne OMV (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).

Statoil skal etter planen bore en ny norskehavsbrønn mars 2015, men den blir trolig forsinket pga. den suspenderte riggen «Transocean Spitsbergen.» Letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg ligger i PL 602i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget ca 222 km fra land som er Røst i Nordland.

Boringen skal utføres med semien «Transocean Spitsbergen», som opereres av Transocean. Tidligst borestart estimert til ultimo mars (siste del av mars) 2015, og operasjonen er estimert til å ha en varighet på 35 døgn inkludert permanent plugging.

Vanndypet hvor brønnen skal bores er 1289 meter.

Statoil er operatør i lisensen (30 prosent) med partnerne Centrica Norge AS (20 prosent), Petoro AS (10 prosent), Rocksource Exploration Norway AS (10 prosent), Atlantic Petroleum (10 prosent) og Wintershall Norge AS (10 prosent).

Operatøren vil ellers bore letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3, Brønnen ligger i Gina Krog-lisensene029B og 303.
Boringen skal utføres med semien “Songa Trym,” som opereres av Songa Offshore.
Hovedformålet med letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3 er å bekrefte kommersielle ressurser i Hugin sandstein formasjonen.
Tidligst borestart er estimert til medio mars 2015, men som nevnt kan dette endres dersom Statoil får fremskyndet aktiviteter.
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.
Brønnen er planlagt i posisjon 58º36’55″N og 1º45’40″E, og er lokalisert 22 km nordøst for Sleipner Vest, og 206 km fra nærmeste kyst (Utsira i Rogaland).
Vanndypet på brønnlokasjon er ca 114 meter.

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

Maersk
I uke 2 spuddet Maersk letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow). Ifølge operatøren (uke 4) er operasjonen pågående. Prospektet ligger i lisens 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og brønnen bores av «Leiv Eiriksson.» Operasjonene har en planlagt varighet på 120 døgn.
Brønnen er en HPHT-brønn (Høyt trykk, høy temperatur), lokalisert ca 27,8 km sørøst for Kristin-feltet og 42,6 km vest for Mikkel-feltet. Korteste avstand til land er ca 140,75 km til Frøya i Sør-Trøndelag. Havdypet er ca 260 meter.
Brønnen er en type S-brønn med maks vinkel på 18°. Maksimalt planlagt boredyp er ca 4.700 m MD RKB. Riggen vil være oppankret med 8 anker under operasjonen. Det er ikke planlagt testing eller sidesteg.
Hensikten med boringen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i formasjonen Jura (Garn, Ile, Åre og Tilje). Reservoaret er forventet å inneholde tørr gass/kondensat.
 PL 510 ble tildelt i TFO 2008, og Tvillingen Sør er et av fem prospekter i lisensen. Tvillingen Sør er estimert å ha potensielt 104 millioner fat oljeekvivalenter (mboe), med en funnsannsynlighet på 40 prosent. Dersom det gjøres funn er det ventet å være gass/kondensat av typen Lavrans. Et eventuelt funn kan bli knyttet til Kristin, med potensiell produksjonsstart i 2018/2019.

Maersk er operatør i lisens 510 (50 prosent) med partnerne Edison (30 prosent) og North Energy (20 prosent).

BG Norge
I tidsrommet 13. november til 1. desember 2014 boret BG Norge Jordbær Sørøst-prospektet i Nordsjøen, letebrønn 34/3-4 S. Operatøren har siden fortsatt boreoperasjonen på stedet i letebrønn 34/3-4 A. Ifølge operatøren ble operasjonene satt på vent pga. dårlig vær i uke 2 og uke 3, men i uke 4 er operasjonen pågående. Operatøren meldte i uke 48 at resultater er ventet tidlig 2015. Letebrønnen, som bores av semien «Transocean Searcher,» ligger på 410 meters havdyp i PL 373 S i den nordlige delen av Tampen-området. Den skal bores av til en total dybde på 4.352 meter, målt fra boredekk, under et program på opptil 171 dager. Da er det satt av 79 dager til hovedsteget, 63 dager til testing og 29 dager til kjernetaking.
Hensikten er å undersøke hydrokarbonpotensialet i den såkalte Cook-formasjonen i Jordbær Sørøst-strukturen. Det forventes at Cook formasjonen inneholder lett olje med samme karakteristikk som oljen i Jordbær Central- og Jordbær Vest-funnene. Brønnen vil deretter bli permanent plugget og forlatt.

Partnere i PL 373 S er BG Norge (operatør – 45 prosent andel), Idemitsu (25 prosent), Wintershall (20 prosent) og RWE Dea (10 prosent).

Når BG er ferdig på Jordbær Sørøst i Nordsjøen, skal de bore den nye letebrønnen 34/3‐5 Jordbær Sør i PL 373S som er 2,6 km unna. Den vil bli boret til en total dybde på 4 342 m målt fra boredekk, og 4 320 m fra gjennomsnittlig havnivå. Tidligere aktivitet på feltet inkluderer letebrønnene JordbærSentral, Jordbær Vest og Jordbær Sørøst, samt feltutbyggingen på Knarr.
Letebrønnen Jordbær Sør er lokalisert i den nordlige delen av Tampenområdet, ca. 120 km vest for Florø. Borestedet ligger ca 2,6 km vest for letebrønnen Jordbær Sørøst og ca 4,2 km sør for Knarr-feltet. Den korteste avstanden til land er ca 96 km til ei lita øygruppe utenfor NOFO‐eksempleområdet Sverlingsosen – Skorpa i Flora kommune. Det er ca. 210 km til Bergen og 360 km til Stavanger fra lokaliteten. Vanndypet i området er ca 403 meter. Avstanden til de nærmeste installasjonene påSnorre og Vega er henholdsvis 33 og 53 km.
Borestart er planlagt etter at aktiviteten ved den nærliggende letebrønnen Jordbær Sørøst er avsluttet, som er ventet vil skje i 2015. Brønnen vil bores med «Transocean Searcher,» og vil ha en total varighet på 100 dager inklusiv en eventuell brønntest.
Hensikten med brønnen er å undersøke hydrokarbonpotensialet 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. Denne antakelsen er ytterligere basert på funnet i34/5‐1 S Blåbær og analyser av regionen.
Ved et eventuelt funn vil det gjennomføres en brønntest. Avhengig av størrelsen på funnet vil det kunne bli utført en brønntest før brønnen plugges og forlates permanent.

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

Suncor
Suncor Energy vil bore letebrønn 34/4-14 Beta Statfjord Nord tidlig 2015. Letebrønn 34/4-14 S og sidesteget 34/4-14 A ligger i lisens 375 i Nordsjøen. Brønnen vil bli boret med 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.
Letebrønnen er lokalisert i den nordlige Nordsjøen, ca. 20 km nord for Snorre-feltet. Korteste avstand til land er 155 km, som er Florø. Vanndypet er 383 m.
Boreaktiviteten skulle etter planen starte 9. januar 2015, men etter det Petro.no forstår befinner «Borgland Dolphin» fortsatt på Hanøytangen på Askøy i uke 4. Den estimerte varigheten er på 157 døgn inkludert sidesteg, brønntest, samt permanent tilbakeplugging av brønnen. Estimatet inkluderer 17 prosent ekstra tid for «venting på vær» og nedetid.
Det første funnet på Beta Statfjord ble gjort av Suncor i 2010 (34/4-11), som var begynnelsen på ytterligere to leteboringer i Beta Statfjord-reservoaret.
I den nye letebrønnen som planlegges nå vil det først bli boret 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 4402 m TVD RT for hovedløpet på brønnen og 4655 m TVD RT for sidesteget. Sidesteget vil ha samme primærmål som hovedløpet, og sparkes fra hovedløpets 17 ½»-seksjon. Det planlegges brønntest ved funn av hydrokarboner.

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

I uke 50 ble det klart at operatøren også vil bore en ny letebrønn og 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, og om lag 152 km vest for Utsira, som er nærmeste avstand til fastlandet.
Letebrønnen Havfrue planlegges å bores med reservoarene Havfrue, Fomle og Kong Triton som mål. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2242 og 2841 m TVD RT. Det planlegges ikke for 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.
Havfrue vil bli boret med semien «Borgland Dolphin,» eid av Dolphin Drilling, som en del av NCS 5-konsortiet.

Suncor er operatør i lisensen (60 prosent) med Statoil (40 prosent) som eneste partner.

Talisman

Talisman skal lete etter tilleggsressurser til Varg-feltet når de borer Nordsjø-brønnen 15/12-24 Snømus i PL 672. Det ble klart i uke 50. Brønnen ligger i nærheten av Varg-feltet ca. 6 km nord for «Petrojarl Varg» i Nordsjøen. Vanndybden i området er 85 m.

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.» Planlagt oppstart er tidligst 1. mars 2015, og operasjonene er planlagt gjennomført i perioden 1. mars til 8. juli 2015. Estimert varighet av operasjonen, inkludert sidesteg og eventuell brønntest, er 129 dager.

Talisman Energy  Norge er operatør i PL 672 (50 prosent) med Det norske (25 prosent) og Fortis Petroleum (25 prosent) som partnere.

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 OMV sin fjerde brønn i Wisting-lisensen. OMV har boret tre brønner i Wisting-lisensen høsten 2013 og våren 2014. 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).

Tullow
Tullow skal bore Zumba-prospektet i PL591 i Norskehavet. Lisensen befinner seg på Halten-terrassen i Norskehavet, like nord for Åsgard-feltet, dekker arealer i blokkene 6507/8, 9 og 11, og er følgelig i umiddelbar nærhet til flere produserende felt. Tullow har allerede gjennomført en borestedsundersøkelse i området, inkludert innsamling av geofysiske data, miljøundersøkelser og geotekniske undersøkelser for ankerlokalisering.
Målet med boringen er å teste sandsteiner av øvre jura alder (Rogn-ekvivalent) i den nordlige del av Grindagraben. Prospektet er lokalisert i et område med flere funn av olje og gass/kondensat.
Ifølge lisenspartner North Energy er borestart satt til andre kvartal i 2015. Hvilken rigg som skal utføre oppdraget har foreløpig ikke kjent, men Tullow håper å finne opptil 254 millioner fat oljeekvivalenter i prospektet.

Lisens 591 har vært gjennom noen omrokkeringer, og fordeler seg mellom Tullow (Operatør med 80 prosent), og North Energy (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).

Edison
Ifølge lisenspartner North Energy er det besluttet å bore en letebrønn i Haribo-prospektet i PL 616 i den sørlige delen av Nordsjøen. Det melte lisenspartneren i uke 48. Lisensen består av blokkene 2/7,2/10 og 2/11, og dekker et areal på 332.981 km2.
Hovedmål for brønnen er kalksteiner (Chalk) av øvre Kritt alder, tilsvarende det som finnes i Hod-feltet like ved.
Området har en lang historie, med to funn. I 1990 boret BP brønn 2/7-22 og i 1993 boret de 2/7-29, og mellom 1975 og 1993 ble tre andre brønner boret; 2/10-1 S, 2/10-2 og 2/11-8, av henholdsvis Phillips, Saga og Hydro, men disse ble klassifisert som tørre.
Antatt oppstart for Haribo er i tredje kvartal 2015.

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 er partner (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).