Saturn var tørr, Suncor skal bore en letebrønn på nyåret, Lundin har flere nye brønner planlagt neste år, det var olje i Garantiana-avgrensningen og Krafla North og Atlas er spuddet. Her er Leteuken:

Statoil
Fredag denne uken ble det klart at også Barents-brønnen 7227/10-1 Saturn var en skuffelse for Statoil, da brønnen viste seg å være tørr. Brønnen ble spudet 12. oktober, ligger i PL 230 og er boret om lag 30 kilometer sørvest for olje- og gassfunnet 7228/7-1 og om lag 210 kilometer nordøst for Hammerfest.
Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av sentrias alder (Snaddformasjonen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen), samt undersøke tilstedeværelsen og kvaliteten på kildebergart av tidlig- til mellomtrias alder.

Brønnen påtraff om lag 40 meter tykke reservoarbergarter i Snaddformasjonen og om lag 15 meter tykke reservoarbergarter i Kobbeformasjonen, begge med dårlig reservoarkvalitet. Brønnen er tørr.

Det er utført datainnsamling og prøvetaking. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 230, som ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997.

Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3095 meter under havflaten, og ble avsluttet i Kobbeformasjonen. Havdypet er 232 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.

Brønn 7227/10-1 Saturn ble boret av «Transocean Spitsbergen,» som nå skal til undersøkelsesbrønn7324/9-1 Mercury i PL 614 i Barentshavet for å kutte og trekke brønnhodet. Deretter har Statoil suspendert riggen ut året, på grunn av overkapasitet i riggporteføljen.

Statoil er operatør i PL 230 (35 prosent) med partnerne Spike Exploration (30 prosent), Explora Petroleum (20 prosent) og GDF Suez (15 prosent).

Lenger sør startet Statoil og semien ”Transocean Leader” 2. november boringen av Nordsjø-brønn30/11-10 Krafla North.
Boringen av letebrønn 30/11-10 Krafla North og og sidesteg 30/11-10 A Krafla Main i PL 272/035 var opprinnelig planlagt å starte i midten av september i år.
Operasjonen har en estimert varighet på 78 døgn inkludert sidesteg og tilbakeplugging.
Letebrønnen bores i den nordlige delen av Nordsjøen, 22 km sørvest for Oseberg Sør. Vanndybden på borelokasjon er 104 meter, og korteste avstand til land, som er Øygarden i Hordaland, er om lag 130 km.

Statoil er operatør i PL 272/PL 035 med 50 prosent andel. Partnerne er Svenska Petroleum med 25 prosent og Det norske med 25 prosent.

Lengst sør i norsk sektor i Nordsjøen er boreoperasjonene pågående i letebrønn 2/4-22 SRomeo, Ifølge OD. Brønnen i prospektet er en del av duoen Romeo og Julius som til sammen utgjør operatørens King Lear –felt, og ble påbegynt 10. september.
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. Boringen utføres med jackupen ”Maersk Gallant.”
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.

Statoil skal jakte ekstraressurser til Aasta Hansteen-utbyggingen og skal bore letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord i Norskehavet, med tidligst planlagt oppstart i fjerde kvartal 2014.
Brønnen i PL 218, og er lokalisert i Norskehavet, 222 km fra Røst i Nordland som er nærmeste punkt på land.
Snefrid Nord er ventet 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 brønnen. Vanndybden på borelokasjon er 1312 meter. Boringen har tidligst planlagt oppstart i fjerde kvartal 2014, og brønnen skal bores med semien «Transocean Spitsbergen.» Det ser derimot ut som at denne brønnen enten blir utsatt eller boret med en annen rigg, da «Transocean Spitsbergen» som nevnt suspenderes frem til nyttår.

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

Total
Total E&P Norge AS har avsluttet boring av avgrensningsbrønn 34/6-3 S Garantiana II på oljefunnet 34/6-2 S (Garantiana) og sidesteget 34/6-3 A. Brønnene er boret om lag 30 kilometer nordøst for Visund-feltet i nordlige Nordsjøen.
Avgrensningsbrønn 34/6-3 S er lokalisert to kilometer sørvest av funnbrønnen 34/6-2 S (Garantiana). Hensikten med brønnen var å avgrense oljefunnet 34/6-2 S som er gjort i Cookformasjonen i nedre jura i 2012. Før boring av avgrensningsbrønnen var funnet estimert til 6 millioner Sm3 utvinnbare olje. En sekundær målsetting var å påvise petroleum i Statfjordgruppen i nedre jura, høyere opp på strukturen enn brønn 34/6-2 S.
Avgrensningsbrønn 34/6-3 S påviste en total oljekolonne på 120 meter brutto i Cookformasjonen. Reservoarkvaliteten er svært god. Statfjordgruppen er tørr. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet. Foreløpig beregning av størrelsen på oljefunnet er mellom 6 og 14 millioner Sm3 utvinnbar olje (mellom 37 og 88 millioner fat olje).
Omfattende datainnsamling og prøvetaking ble utført, inkludert en vellykket formasjonstest i Cookformasjonen. Brønnen ble testet med en stabil produksjonsrate på 940 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 24/64 tommers dyseåpning, og med maksimum produksjonsrate på 1100 Sm3 olje per strømningsdøgn gjennom en 28/64 tommers dyseåpning. Testen viste gode strømningsegenskaper med stabilt strømningstrykk og lavt trykkfall, og konsistente trykkoppbygninger. Brønnen produserte olje med et gass-olje forhold på 19m3/m3. Omfattende dataanalyser og studier er påbegynt for å bekrefte ressursanslaget og for å vurdere mulige utbygningsløsninger.
Hensikten med undersøkelsesbrønn 34/6-3 A var å påvise petroleum i tidligjura reservoarbergarter i en separat struktur like ved funnet 34/6-2 S. Sekundært letemål var å påvise petroleum i Statfjordgruppen i nedre jura.
Brønnen påtraff en 12 meter netto oljekolonne i Cookformasjonen. Anslaget for utvinnbare ressurser er opp til 0,5 millioner Sm3 olje. Statfjordgruppen er tørr. Brønnen ble avsluttet i Statfjordgruppen. Prøvetaking og datainnsamling ble utført. Brønnen ble ikke formasjontestet.
Dette er tredje og fjerde letebrønn i utvinningstillatelse 554, som ble tildelt i TFO 2009.
Brønn 34/6-3 S ble boret til et målt dyp av 4462 meter (3791 meter vertikalt dyp under havoverflaten) til Statfjordgruppen av tidligjura alder.
Brønn 34/6-3 A ble boret til et målt dyp på 4019 meter  (3724 meter vertikalt dyp) under havoverflaten. Havdypet er 381 meter.

Brønnene ble boret av semien «Leiv Eiriksson,» som har dratt videre og spuddet letebrønn 35/9-12 S Atlas iPL 420 i nordøstlige Nordsjøen, der RWE Dea er operatør.

RWE Dea
4. november startet RWE Dea boringen av letebrønn 35/9-12 S Atlas i Nordsjø-lisens PL 420 med Ocean Rig-semien ”Leiv Eiriksson.” Riggen kommer fra Totals Garantiana II-funn. Brønnen ligger på 358 meters havdyp, ca. 45 km fra land og 11,5 km sør/sør-øst for Titan Appraisal. – Vi overtok riggen søndag og spuddet Atlas på tirsdag, forteller operatøren Leteuken.
Operasjonen er estimert til 65 dager ved tørt hull. Ved funn av hydrokarboner forlenges operasjonene til 109 dager, da dette medfører at brønnen blir testet.
Formålet med boringen er å fastslå hydrokarbon-potensialet i Atlas-prospektet, og forventede hydrokarboner er olje av Titan-kvalitet. Operatøren vil starte med å bore et pilothull og sjekke for grunn gass, deretter vil hovedbrønnen bores som en S-form med styring i 17 1/2” og 12 1/4 ” -seksjonene og ellers vertikale seksjoner. Det skal bores 30 meter inn i Rannoch formasjonen på et forventet totalt vertikalt dyp av 3.407 meter, (3.508 meter TD). Forventet maksimum bunnhullstemperatur er opptil 122°C og maks brønnhodetrykk er stipulert til 258 bar.

RWE Dea er operatør i PL420 med 30 prosent eierandel, og partnere i lisensen er Statoil (40 prosent) og Idemitsu 30 prosent).

Suncor
Suncor Energy vil bore letebrønn 34/4-14 Beta Statfjord Nord tidlig neste år. Letebrønn 34/4-14 S Beta Statfjord Nord 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 er planlagt startet 9. januar 2015, og vil ha en estimert varighet 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.

Lundin
Lundin startet 30. oktober boringen av letebrønn 6405/12-1 i Norskehavet.
Letebrønnen i Lindarormen –prospektet ligger i PL 584 i Norskehavet, og bores med semien «Bredford Dolphin.» Ifølge operatøren går operasjonene i henhold til plan.
Formålet med brønnen er å påvise reservoarpotensiale og hydrokarboner i Paleocene sandsteiner i Råsbassenget. Lundin anslår at Lindarormen kan ha potensiale til å inneholde 194 millioner fat oljeekvivalenter. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene, da for å teste produksjonsegenskapene i reservoaret.
Varigheten av operasjonen er estimert til 111 døgn, inkludert sidesteg, brønntesting og plugging. Planlagt totaldybde for brønnen er 3.305 meter, målt fra boredekk.
Brønnen ligger 80 km nordvest for Ormen Lange-feltet. Nærmeste avstand til land er 130 km, Smøla i Møre og Romsdal. Vanndypet på lokasjonen er 418 meter.

Rettighetshavere i PL 584 er Lundin Norway AS (operatør med 60 prosent) og BayerngasNorge AS med 40 prosent andel. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2011.

Ifølge operatøren er også alt i rute i letebrønnen semien «Island Innovator» startet boringen av 27. oktober;  25/10-12 i operatørens Kopervik-prospekt i PL 625 i Nordsjøen, nær ExxonMobils Balder-felt.
Forventede hydrokarboner i letebrønn 25/10-12 er olje av samme type som i Luno (Edvard Grieg). Forrige uke meldte operatøren at de ventet spud i slutten av denne uken, og fredag var riggen i Nordsjøen på vei mot Kopervik-lokasjon.
Kopervik-prospektet ligger på 166 meters havdyp på vestre flanke av Utsira High, høydeformasjonen hvor Lundin i sin tid gjorde Avaldsnes-funnet som etterhvert har blitt Johan Sverdrup-feltet. Primærobjektivet for brønnen er å teste hydrokarbonpotensialet i Draupne-formasjonen, sekundært å teste reservoarkvaliteten i Hugin-/Sleipner-/Statfjord-formasjonene.
Hovedbrønnen planlegges boret til 2.400 meter total vertikal dybde (TVD) og inn i hovedreservoaret, som består av sandstein i Draupne-formasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 2.095 meter total dybde (TD). Avhengig av resultat, vil operatøren bore et sidesteg til TD på ca. 2.806 meter, 2.400 meter TVD. Etter endt boring og logging vil det vurderes om brønntest skal utføres før brønnen plugges og forlates.
Boring av hovedbrønnen er estimert til 46 døgn, et eventuelt til 28 døgn og en eventuell test 14 døgn. Total varighet av hele aktiviteten er estimert til 88 dager.

Lundin er operatør i PL 625 med 40 prosent eierandel. Partnere er Bayerngas Norge (20 prosent), Maersk Oil Norway (20 prosent) og Petoro (20 prosent). Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2011.

Alt går også fremdeles i henhold til planen i letebrønnen 33/2-1 Storm i nordsjølisens PL 555 nord forStatfjord og ca. 65 km nordvest for Snorre, melder operatøren. Lundin startet boringen torsdag 7. oktober i lisensen som dekker arealer i blokk 33/2 helt nord i norsk sektor av Nordsjøen, med grense mot britisk sokkel i vest. Nærmeste naboer på britisk side er Thistle og Don-feltene.
Hovedmålet med brønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i øvre jura sandsteiner tilsvarende reservoaret i Magnus-feltet på britisk sokkel, ca. 35 km mot sør. Lundin anslår at Storm kan inneholde brutto potensielle ressurser på 89 millioner fat oljeekvivalenter.
Den planlagte totale dybden er 4.500 meter under havflaten, og boring er ventet å ta om lag 80 dager. Det er semien «Transocean Arctic» som borer brønnen. Riggen kommer fra Westcon i Ølen hvor den har vært på femårsklassing.
Etter Storm skal riggen til Wintershalls Imsa-brønn i Norskehavet.

Lundin er operatør i PL 555 med 60 prosent andel, med Bayerngas som eneste partner (40 prosent).

Som tidligere meldt har Lundin også identifisert et nytt oljeprospekt i Nordsjøen, knappe fem mil nordøst for gigantfunnet Johan Sverdrup. Prospektet har fått navnet Zulu, og Lundin legger til grunn at den eventuelle oljen vil være av samme kvalitet som oljen i Johan Sverdrup-funnbrønnen, Avaldsnes.
Letebrønn 26/10-1 skal bores med semien ”Island Innovator,” og tentativ oppstart er i desember, avhengig hvordan det går på riggens øvrige program.
Zulu ligger i nordsjølisens 674, som omfatter deler av blokkene 25/12, 26/10, 16/3, 16/6, 17/1, 17/2 og17/4.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.

Videre har Lundin fire barentsbrønner og fem nye nordsjøbrønner på programmet for 2015. De har så langt ikke sagt noe om hvilken rigg de vil bruke, men har den Odfjell Drilling – opererte, Maracc-eide semien ”Island Innovator” på kontrakt ut første kvartal 2015. Deretter har de opsjon på ett års forlengelse for riggen, hvilket tilfeldigvis passer helt inn med det boreprogrammet for norsk sokkel selskapet la fram i forbindelse med 3. kvartalsrapporten onsdag 5. november.

Programmet er satt opp med «back to back»– boringer, som gjør det naturlig å anta det er en og samme rigg som skal bore.

I Nordsjøen starter operatøren ifølge boreprogrammet en ny brønn i Luno II-prospektet i PL 359 i januar. Brønnen, 16/4-9 S, skal bores med ”Bredford Dolphin.” Oppstart av brønnen avhenger av pågående og kommende operasjoner med riggen, som tiden borer i operatørens Lindarormen-prospekt.
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. Brønnen 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.

Deretter vil operatøren bore en brønn i Morkel-prospektet i PL 579 i slutten av mars. Denne har en estimert varighet på rundt 50 dager.

Neste brønn i Nordsjøen vil være i Fosen-prospektet i PL 544, med oppstart i mai og en varighet på rundt 60 dager.

Operatøren har også en brønn i Nordsjøen med oppstart i april; Edvard Grieg Appraisal SE i Edvard Grieg-lisens 338. Denne har en estimert varighet på rundt 75 dager. Her vil det trolig brukes en annen rigg, da brønnen ikke passer inn i resten av Nordsjøen-programmet. En mulig rigg kan være «Transocean Arctic,» som Lundin disponerer via et riggkonsortium sammen med VNG og Wintershall frem til tredje kvartal 2015.

Lundin skal også bore en annen brønn i Edvard Grieg-lisens 338 i Nordsjøen i januar; i Gemini-prospektet. Boringen har en estimert varighet på rundt 70 dager, og passer inn i Lundins boreprogram etter Zulu-brønnen, hvor «Island Innovator» er den bekreftede riggen.

Boreprogrammet i Barentshavet er også satt opp med «back to back»– boringer, som gjør det naturlig å anta det er en og samme rigg som skal bore her også. Programmet i Barentshavet passer inn etter boringen avGemini-prospektet i Nordsjøen.

Barents-programmet neste år starter med Alta Appraisal 1–brønnen i PL 609. Den nøyaktige lokasjonen er så langt ikke kjent, men ifølge planene Lundin presenterte i onsdag, skal brønnen spuddes i mars og ha en varighet på omkring 90 dager.

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. Et funn her vil bety åpningen av nok en oljeprovins i Barentshavet.
Ørnen vil være tidenes nest østligste letebrønn på norsk sokkel. Operatøren bekrefter at man vurderer flere riggalternativer.
Lisensen ligger nord for Nordkyn-halvøya i Finnmark, og dekker arealer i blokkene 7130/4 og 7130/7. 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.

Centrica
Operasjonen er ifølge operatøren fremdeles pågående og går i henhold til plan i brønnen Centrica spuddet 6. oktober i tørrgass-prospektet Ivory i den dype delen av Norskehavet Nord. Letebrønn 6707/10-3 S ligger på 1.420 meters havdyp i Vøringbassenget på grensen mellom lisensene 528 og 528 B, og bores av boreskipet ”West Navigator.” Med tanke på nærliggende infrastruktur i tilfelle funn, er det gunstig at prospektet ligger omkring 20 kilometer nord for BPs Luva-funn, nå hovedressursen i Statoils Aasta Hansteen-utbygging.
Først skal det bores et pilothull ca. 50 meter fra brønnlokasjon, ned til ca. 2.200 meter fra boredekk for å identifisere mulig grunn gass eller vannsone, og innsamling av data. Deretter borer riggen hovedbrønnen ned til en total dybde (fra boredekket) på 4.928 meter. Brønnen bores som en avviksbrønn, så totalt vertikalt dyp blir rundt 4.400 meter. Underveis i prosessen vil det tatt hensyn til muligheten for høyt trykk, og Centrica har allerede et alternativt brønndesign klar for et slikt scenario.
Formålet med boringen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i to separate reservoarsoner, Kvitnos-formasjonen som starter på 3.209 meter vertikalt dyp, og Lysing-formasjonen på 4.089 meter vertikalt dyp. Forventet potensiell hydrokarbonforekomst er som nevnt tørr gass. Lisenspartner Rocksource anslår at Ivory-prospektet har potensial til å inneholde mellom 50 til 230 millioner fat oljeekvivalenter i det primære målet.
Oppdatert tidsestimat for operasjonene tilsier 77 dager for tørr brønn, og 97 dager gitt funn. Et eventuelt sidesteg for å ytterligere undersøke det dypeste reservoaret, som følge av et eventuelt funn i Lysing, er beregnet til 15 dager ekstra. Totalt kan det bli 112 dager gitt funn og sidesteg. Brønnen vil deretter bli plugget og forlatt. Det er ikke planlagt noen produksjonstest.
Operatøren søkte om å sette igjen brønnhodet på havbunnen, men fikk ikke Miljødirektoratets tillatelse til dette.

Rettighetshaverne i lisens 528/528 B er Centrica Resources (operatør med 40 prosent andel), Statoil (35 prosent), Rocksource (10 prosent) og Atlantic Petroleum (15 prosent).

Shell
Semien ”Transocean Barents” spuddet 24. september avgrensningsbrønn 6305/8-2 D-Far South i Shells Ormen Lange-lisens, PL 250. Ifølge operatøren går boringen som planlagt.
Brønnen er lokalisert 6,7 km sør-øst for Ormen Lange D-Template. Vanndybden ved brønnlokasjonen er ca. 615 m. Brønnen er planlagt boret vertikalt og planlagt dybde er ca. 3100 m RKB (målt fra boredekk).
Boreoperasjonen estimeres til 81 døgn. Det er ikke planlagt noen geologiske sidesteg eller brønntesting.

Shell er operatør i PL 250 med 17,04 prosent. Andre andelshavere er Statoil (28,91 prosent), Dong (10,34 prosent), ExxonMobil (7,23 prosent) og Petoro (36,48 prosent).

Wintershall
Wintershall skal bore letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. 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.
Wintershall har tidligere boret flere letebrønner i samme området, 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 er planlagt boret med semien «Transocean Arctic» når denne er ferdig med Lundins Storm. 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).

Maersk
Maersk skal bore letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow) i Norskehavet i første kvartal 2015. Prospektet ligger i lisens 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og brønnen skal 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).

Tullow
Som kjent har Tullow besluttet boring på 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 første 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).

BG
BG Norge planlegger fremdeles å bore Jordbær Sørøst i fjerde kvartal 2014. Letebrønnen 34/3-4 S ligger på 410 meters havdyp i PL 373 S i den nordlige delen av Tampen-området og skal bores av semien «Transocean Searcher” 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).