Det var olje i Krafla North, Atlas var tørr, «Island Innovator» skal bore Alta-avgrensning og BG går ut av Vøring-bassenget. Her er årets siste Leteuken.

Statoil
Leteboring på Krafla North-prospektet i PL 035 er i ferd med å ferdigstilles, ifølge lisenspartner Det norske, som har 25 prosent eierandel i lisensen.

Ifølge Det norske 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 og Askja 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. Etter avslutning av brønnen skal sidesteget 30/11-10 A bores på Krafla Main.

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

Ifølge operatøren er operasjonene 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 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.
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 er 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.
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 etter planen 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 har suspendert 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 40 døgn.

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

Operatøren vil ellers bore letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3, Brønnen ligger i Gina Krog-lisensene 029B 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).

RWE Dea
RWE Dea Norge AS, operatør for utvinningstillatelse 420, er denne uken (uke 51) i ferd med å avslutte boring av letebrønn 35/9-12 S i Atlas-prospektet i Nordsjøen. Ifølge Oljedirektoratet påtraff brønnen spor av petroleum, men den klassifiseres som tørr.

Brønnen, som ble spuddet 4. november, er boret om lag 20 kilometer sørvest for Gjøa-feltet i Nordsjøen, og omlag 80 kilometer sørvest for Florø.

Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter (intra Heatherformasjonen sandstein). Brønn 35/9-12 S påtraff reservoarbergarter i to sandsteinslag i Heatherformasjonen, begge av god kvalitet og med spor av petroleum. Brønnen blir klassifisert som tørr.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Dette er den fjerde letebrønnen i PL 420. Tillatelsen ble tildelt i TFO 2006.

Brønnen 35/9-12 S ble boret til et vertikalt og målt dyp på henholdsvis 3423 og 3531 meter under havflaten  og ble avsluttet i Rannockformasjonen i midtre jura. Havdypet er 358 meter. Brønnen blir permanent plugget og forlatt.

Brønn 35/9-12 S ble boret av Ocean Rig-semien «Leiv Eiriksson» som nå skal bore letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør i PL 510 i Norskehavet, der Maersk Oil Norway AS er operatør.

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

BG Norge
Partnerne drømte om 1,7 milliarder fat oljeekvivalenter i dypvannsprospektet Gullris, men i januar leveres lisensen tilbake.

På vegne av partnerne i norskehavslisensen PL 522 har operatør BG søkt om å få levere lisensen tilbake til myndighetene. En brønn er boret i Gullris-prospektet, og resultatet var nedslående. Nå gir man opp.

Lisensen var en av de mest omsøkte i 20. runde, og forhåpningene til hva som skjulte seg under havbunnen 1.262 meter under havoverflaten, var store. I forkant av boringen håpet lisenspartner Det norske, som overtok andelen som del av fusjonen med Aker Exploration, på gassreserver på mellom 700 og 1700 millioner fat oljeekvivalenter.

Det kunne vært starten på et gasseventyr i Norskehavet Nord, men slik ble det ikke.

Én letebrønn ble boret i lisensen i 2011; letebrønnen 6604/2-1, rundt 45 kilometer sørvest for Asterix-funnet, og rundt 60 kilometer nord for Gro. Semien «Aker Barents” boret den til et vertikalt dyp på 3.511 meter under havoverflaten, og målet var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Springarformasjonen). Den påtraff Springarformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, men brønnen var tørr.

Olje- og energidepartementet har nå godtatt innleveringen, som får effekt fra 1. januar 2015. Inntil da er BG Norge operatør for Gullris-lisensen, med en andel på 40 prosent. Øvrige andelshavere er Idemitsu Petroleum (20 prosent), Petoro (20 prosent), Det norske (10 prosent) og Centrica (10 prosent).

BG Norge spuddet ellers 13. november Jordbær Sørøst-prospektet i Nordsjøen. Letebrønnen, som bores av semien «Transocean Searcher,» har fått betegnelsen 34/3-4 S, og 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.
Ifølge OD er operasjonene pågående. Operatøren meldte i uke 48 at resultater er ventet tidlig neste år.
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).

I uke 49 ble det klart at når BG er ferdig på Jordbær Sørøst i Nordsjøen, skal de bore en ny letebrønn 2,6 km unna. Operatøren vil bore letebrønn 34/3‐5 Jordbær Sør i PL 373S i Nordsjøen.
Brønnen 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 Jordbær Sentral, 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 på Snorre 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 i 34/5‐1 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).

Lundin
Ifølge operatøren er operasjonene pågående i letebrønn 6405/12-1 Lindarormen i Norskehavet, etter litt plunder og en mindre lekkasje av hydraulikkvæske under kjøring av BOP for noen uker siden. Denne uken (uke 51) forteller operatøren at de regner med å være ferdig på prospektet i januar neste år.
Lindarormen –prospektet ligger i PL 584 i Norskehavet, og brønnen ble spuddet 30. oktober av semien «Bredford Dolphin.»
Formålet 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.

”Bredford Dolphin” skal deretter til Nordsjøen, hvor operatøren ifølge boreprogrammet starter en ny brønn i Luno II-prospektet i PL 359 i januar. 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 letebrønn 33/2-2 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.

Operasjonene er også pågående i letebrønn 33/2-1 Storm i nordsjølisens PL 555 nord for Statfjord og ca. 65 km nordvest for Snorre, ifølge operatøren. Lundin startet torsdag 7. oktober boringen 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. Denne uken (uke 51) forteller operatøren Leteuken at de sannsynligvis vil bli ferdig på Storm før nyttår, og levere riggen videre til Wintershall, som skal bruke den på Imsa i Norskehavet.
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. 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).

Ifølge operatøren pågår også operasjonene i letebrønnen semien «Island Innovator» startet boringen av 27. oktober; 25/10-12 i operatørens Kopervik-prospekt. I uke 51 ventet Lundin at de ville være ferdig med brønnen i januar. Brønnen ligger 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).
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.

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 av hvordan det går på riggens øvrige program. I uke 49 fikk operatøren Oljedirektoratets tillatelse til å bore brønnen, og denne uken (uke 51) har Lundin fått 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 vil operatøren bore letebrønn 16/1-24 Gemini i lisens 338 i midtre del av Nordsjøen. 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 er i januar 2015, basert på pågående og kommende operasjoner for «Island Innovator.»
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.

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.

Operatøren har også en brønn i PL 338 i Nordsjøen, med oppstart i april; Edvard Grieg Appraisal SE. Denne har en estimert varighet på rundt 75 dager. En mulig rigg her kan være «Transocean Arctic,» som Lundin disponerer via et riggkonsortium sammen med VNG og Wintershall frem til tredje kvartal 2015.

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 og 7130/7.
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.

Centrica
Oljedirektoratet (OD) bekreftet i uke 50 at operatøren har påtruffet gass i letebrønn 6707/10-3S i Ivory-prospektet i Norskehavet, som ble annonsert av lisenspartnerne Atlantic Petroleum og Rocksource i uke 49. Ifølge OD er «West Navigator» fremdeles på lokasjon.
Brønnen ble boret om lag 20 kilometer nordøst for Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet.
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter, henholdsvis Kvitnos- og Lysingformasjonen.
Brønn 6707/10-3 S påtraff en total gasskolonne på om lag 12 meter i Kvitnosformasjonen med gode reservoaregenskaper. Hele reservoarsonen, inklusiv vannsonen, har en brutto mektighet på om lag 200 meter.
I sekundært letemål ble det påtruffet reservoarbergarter på til sammen om lag 25 meter mektighet i Lysingformasjonen som var tett og vannførende.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom to og åtte milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass. Rettighetshaverne skal vurdere brønnresultater med tanke på lønnsomhet.
Ifølge operatøren vil det bli tatt avgjørelse om utbygging om et år.

– Vi har ikke kommet til noen konklusjon, og funnet må sees i sammenheng med resten av lisensen, sier Gro Kyllingstad, VP Exploration & Subsurface (visepresident leting og undergrunn) hos Centrica.

– Vi har samlet inn data, og har ikke gitt opp lisensen. Nå arbeider vi videre, men vet ikke ennå hva dette ender opp med, sier hun.

Hun kunne i uke 50 fortelle at de minst kommer til å bruke ut neste år før det tas noen beslutning. Hun vet heller ikke om det kommer til å bores flere letebrønner i lisensen.

Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 528 B. Tillatelsen ble tildelt i 21. konsesjonsrunde, som tillegg til utvinningstillatelse 528.
Brønn 6707/10-3 S ble boret av «West Navigator» til et vertikalt dyp av 4264 meter under havflaten, og ble avsluttet i Langeformasjonen i nedre kritt. Havdypet er 1421 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.

Centrica er operatør i PL528 B med 40 prosent eierskap. Partnere er Statoil (25 prosent*), Wintershall (10 prosent*), Rocksource Exploration Norway (10 prosent), Atlantic Petroleum Norge AS (9 prosent) og Repsol (6 prosent).

*Wintershall sin eierinteresse forutsetter myndighetsgodkjennelse.

Wintershall
Wintershall skal bore letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. «Transocean Arctic,” som skal bore brønnen, er fremdeles på Lundins Storm-lokasjon, hvor man ifølge operatør Lundin sannsynligvis er ferdig før nyttår.

Operatøren fikk i uke 49 Petroleumstilsynets samtykke til å bore brønnen, og nå (i uke 51) har Wintershall også fått Oljedirektoratets tillatelse. I uke 50 kunne operatøren fortelle at brønnen kan bli spuddet før året er omme, men antakeligvis vil spud finne sted i begynnelsen av 2015.

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 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 som sagt planlagt boret med semien «Transocean Arctic,» etter hvert som denne blir 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).

I uke 46 ble det også klart at 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, 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 er for tiden på Lundins Storm-prospekt, men skal så innom Wintershall 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).

Det norske
I uke 48 ble det klart at operatøren skal bruke superjackupen «Maersk Interceptor» til avgrensningsboring i desember. Riggen står i uke 51 fremdeles i Mekjarvik utenfor Stavanger, hvor den både har blitt døpt og klargjort for Nordsjøen. I uke 50 fikk riggen samsvarsuttalelse (SUT) fra Ptil, og denne uken (uke 51) har operatøren fått Oljedirektoratets tillatelse til å bore brønnen.
De to første brønnene for den ferske jackupen blir avgrensningsbrønnene 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) i Nordsjøen.
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 er 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.

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).

Suncor
Suncor Energy vil bore letebrønn 34/4-14 Beta Statfjord Nord tidlig neste år. 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 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.

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.

Maersk
Maersk skal bore letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow) i Norskehavet i første kvartal 2015. I uke 49 fikk operatøren Petroleumstilsynets samtykke til å bore brønnen, og denne uken (uke 51) har Maersk fått Oljedirektoratets tillatelse. 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).

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.

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).