Centrica
Centrica skal bore Cooper-prospektet med riggen "West Alpha" som kommer fra RWE Dea sitt Zidane 2-prospekt. Centrica har tidligere opplyst at de regnet med spud 2. eller 3. mai, men ifølge Oljedirektoratet holder riggen fortsatt på med Zidane 2. Letebrønn 6506/11-9 S tilhører utvinningstillatelse 477 i Norskehavet. Planlagt varighet på boringen er 163 døgn, som inkluderer testing og boring av et eventuelt sidesteg ved funn. Cooper ligger i Norskehavet, med omtrent 4 kilometer til Morvin-feltet, og 163 kilometer til land (Frøy og Froan). Vanndypet på lokasjon er 265 meter og ved funn forventes en oljetype av samme kvalitet som Morvin-oljen.

Centrica er operatør i lisens 477 med 40 prosent eierandel. Partnerne er Faroe (30 prosent) og Suncor (30 prosent).

RWE Dea
RWE Dea gjorde i forrige uke funn i letebrønn 6507/7-15 S i Zidane 2-prospektet. Prospektet ligger i lisens 435 i Norskehavet. Brønnen ble påbegynt av "West Alpha" 10. Januar og ifølge Oljedirektoratet er operasjonen fortsatt pågående. Det er uansett kort tid til den skal i operasjon på det ovennevnte Cooper-prospektet.

 Gassfunnet er foreløpig beregnet til en størrelse på mellom 4 og 13 milliarder Sm3 utvinnbar gass, altså opp mot 82 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter. I tillegg ble det påvist mindre mengder gass i Lange- og Tilje-formasjonen, ifølge Oljedirektoratet. Brønnen er boret om lag 3,5 kilometer vest for gassfunnet 6507/7-14 S, Zidane 1, som ble gjort i samme utvinningstillatelse i 2010, og 15 km nordvest for Heidrunfeltet i Norskehavet.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av mellomjura alder (Fangstgruppen). Sekundære letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av tidligkritt alder (Langeformasjonen) og tidligjura alder (Tiljeformasjonen).

Det ble påvist gass i sandsteiner i Garn- og Ile-formasjonen (Fangst-gruppen) i en om lag 140 meter brutto kolonne. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking som vil gi verdifull informasjon for fremtidig produksjon av gassfunnene i utvinningstillatelsen.

Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 435 vil vurdere å produsere funnet sammen med funnet 6507/7-14 S mot Heidrun-feltet, men har opplyst til Leteuken at også Wintershalls Maria-felt er en løsning. Brønnen ble boret til et vertikalt dyp av 4534 meter under havflaten, og ble avsluttet i Tiljeformasjonen i nedre jura. Havdypet er 399 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlates om noen få dager. Zidane 2 ligger ca 15 kilometer nordvest for Heidrun, 40 km nord for Åsgard B og 178 km fra norskekysten. Vanndypet på stedet er 399 meter.

Brønnen ble boret av "West Alpha" som nå skal til utvinningstillatelse 477 i Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6506/11-9 S der Centrica Resources (Norge) AS er operatør.

RWE Dea er operatør (40 prosent), og partnerne er OMV (20 prosent), Maersk (20 prosent) og Edison (20 prosent).

Wintershall
I avgrensningsbrønn 6407/1-5S, Maria Appraisal, holder Wintershall fortsatt på med operasjon, ifølge operatøren. Brønnen ble spuddet 1. februar av "Borgland Dolphin". Maria er estimert å inneholde mellom 60 og 120 millioner fat utvinnbar olje og mellom to og fem milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass. Resultatet av avgrensningsbrønnen vil avgjøre hva slags utbyggingsløsning som blir valgt. Etter hva Leteuken kjenner til, er hovedalternativene en stand-alone med en FPSO (Floating Productions, Storage and Offloading vessel) eller en ren subsealøsning. Feltet ligger i lisens 475B omtrent 200 kilometer utenfor Trondheim. Operatøren opplyser at de regner med å være ferdige omkring 17. eller 18. mai.

Wintershall er operatør med en andel på 50 prosent, med Petoro (30 prosent) og Centrica (20 prosent) som partnere.

Eni
For øyeblikket er det ingen aktive letebrønner i Barentshavet, men det er ventet flere utover året. Eni tar sikte på borestart i Salina-prospektet i Barentshavet Vest i juni, et prospekt man tror inneholder en halv milliard fat oljeekvivalenter. Salina ligger under 341 meter med vann i produksjonslisens 533 vest i Barentshavet, nærmere bestemt i blokk  7220/10. Letebrønnen, 7220/10-1, blir den første som bores i lisensen, og målet er å undersøke mulige forekomster av hydrokarboner, gass og/eller olje i strukturen, samt å tilegne kunnskap om reservoarpotensialet. Ifølge lisenspartner Lundin kan prospektet inneholde mer enn 500 millioner fat oljeekvivalenter (mboe). Lisensen PL 533 inneholder prospektene Pulk (Salina) i sør og Rauto i nord. Estimater for Rauto er ikke offentligjort, men Pulk alene anslås å inneholde reserver på 500 mboe fordelt på flere target-zones, viser tall Lundin presenterte på Norsk Petroleumsforenings Industripolitisk Seminar i Sandefjord i vinter.

Det er semien "Scarabeo 8" som skal sikte seg inn mot sandsteinslagene i Cretaceous Knurr og øvre Jurassic Hekkingen-formasjonene. Sekundærmål er sandsteinslagene i lavere Jurassic, de såkalte Stø-formasjonene. Brønnen er planlagt boret vertikalt til 2.216 meter dyp, men først vil det bores et pilothull for å sjekke for grunn gass/vann. Pilothullet bores ca 50 meter fra brønnlokasjon. Når TD (total dybde) er nådd, vil brønnen bli plugget og forlatt. Operasjonene er forventet å ta 54 dager.
Partnere i lisensen er Eni Norge AS (operatør - 40 prosent eierandel), Lundin Norway AS (20 prosent),  RWE Dea Norge AS (20 prosent) og Det norske oljeselskap ASA (20 prosent).