2011 - et eventyrlig år for Det norske
2011 ble et fantastisk leteår. Det norske deltok på i alt 11 brønner, hvorav èn (PL 468 Dovregubben) ble påbegynt i desember 2010. Selskapet gjorde funn i seks av ni letebrønner i 2011.

Årets høydepunkt var funnet på Johan Sverdrup (tidligere Aldous / Avaldsnes). Sverdrup er det tredje største funnet på norsk sokkel noensinne, og ett av de største i verden de senere år. Det norskes andel i Sverdrup vest på 20 prosent bidro til å tredoble vårt ressursgrunnlag og legge et solid fundament for videre vekst.

I 2011 er det også gjort svært lovende funn i Barentshavet, noe som forsterker vår tro på denne forholdsvis uutforskede provinsen. Det norske var med på det spennende funnet på Norvarg.

Totalt er det funnet mellom 2,2 og 4,3 milliarder fat olje på norsk sokkel i 2011.

Resultater for Det norskes brønner i 2011:
Avgrensing Aldous Major Sør
Aldous Major nord
Skaugumsåsen
Aldous Major Sør
Norvarg
Skalle
Krafla west
Krafla
Gullris
Dovregubben 

 
Leteboring 2010 - Et svært aktivt leteår
I 2010 var Det norske operatør for ni letebrønner på norsk sokkel. Dette bekrefter selskapets posisjon som det klart nest største på sokkelen. Oljedirektoratets oversikt over letevirksomheten på norsk sokkel viser at det ble påbegynt 45 letebrønner i 2010, av disse ble 40 fullført. Det norske og Statoil har boret mest med ni letebrønner hver som operatør, se oversikt i graf nederst. Dette er helt i tråd med de forventninger Oljedirektoratet hadde for leteåret, men lavere enn antall letebrønner i 2009.

35 av de 45 påbegynte brønnene var letebrønner, mens de gjenværende 10 avgrensningsbrønner. 32 av letebrønnene er boret i Nordsjøen, 12 i Norskehavet og én i Barentshavet. I de avsluttede brønnene er det registrert 16 funn av hydrokarboner. Ti av funnene er gjort i Nordsjøen og seks i Norskehavet.

Administrerende direktør Erik Haugane i Det norske sier det er viktig at det letes mye på norsk sokkel for å hindre kraftigere nedgang i produksjonen.

- Det letes fortsatt for lite på norsk sokkel. Selv om vi i Det norske boret flere tørre brønner enn vi trodde og håpet så er fortsatt vår suksessrate over tid relativt høy.  Vi vet det er langt mellom de store funnene, og at det generelt er vanskeligere å finne olje og gass enn før. Ikke minst gjelder det i nye områder i Norskehavet og Barentshavet. Det er likevel viktig at vi fortsatt har en høy leteaktivitet, både for oss som selskap og for den framtidige verdiskapingen i norsk olje- og gassvirksomhet.

Her er resultatene for letebrønnene i 2010.

Storfunn: Det norske påviste i 2010 mer olje i Draupne. Dette funnet er et av de største på norsk sokkel de siste årene. Her er bilde fra den vellykkede produksjonstesten gjort med Songa Delta.

Leteåret 2009
Det norske var operatør for ni letebrønner i 2009, og var i alt med på 14 brønner. Det norske sto for 18 prosent av alle letebrønner på norsk sokkel. Det bekreftet stillingen som det selskapet med nest størst leteaktivitet.

Her er resultatene for letebrønnene i 2009.

Leteresultatet for 2009 var totalt ikke så godt som ventet. Det skyldes ikke minst at det omfattende leteprogrammet for Norskehavet bare ga tørre brønner.

Det norske var med på seks funn av varierende størrelse.Det var spesielt boringene på Jetta (lite funn) og Skardkollen (tørt) som ga dårligere resultat enn ventet.

Film - Se hvordan vi borer
Klikk her for å se en film som viser hvordan en boreoperasjon blir gjennomført! 

The first well in 2010 was the operations at the Frusalen prospect in production license 476. Det norske is the operator for the licence. The well was dry - Read more about Frusalen here.

Balder Trias in license 028S were terminated late March. ExxonMobil E&P Norway is the operator. Det norske carried out the operation on behalf of ExxonMobil. The well was dry. Read more about Balder Trias here. 

Talisman Energy is the operator of production license 332, southeast of the Gyda-field. Here, drilling of one exploration well started on the Optimus prospect. Det norske has a 40 percent interest in the license. Read more about Optimus here.

The drilling rig Aker Barents is now anchored on the drilling location in production license 460 on the Storklakken prospect. The top hole was drilled this winter, and the drilling now continues from there. Det norske has a 100 percent interest in this license. Oil is discovered. A sidetrack is planned to assess the size. Read more about the discovery at Storklakken here.

The prospect Storkollen in lisence 337 was dry. The well proved very good reservoir development, but the sands were not hydrocarbon-bearing. Read more about the result here.

The drilling rig Songa Delta is still working with the appraisal well on Draupne (16/1-11) in license 001B. A production test will be carried through, and the license has also decided a sidetrack to try to prove the oil-water contact. Det norske has a 35 percent interest in the license. Read more about Draupne here.

Dry well on the Storkinnprospect. Det norske oljeselskap ASA, operator of production licence 408, has completed the drilling of wildcat well 15/9-24. The well, which was dry, was drilled southwest of the Sleipner Øst field in the central  part of the North Sea. Read more about Storkinn here.

Discovery confirmed on the Grevlingprospect in lisence 038D in the North Sea. The operator, Talisman Energy Norge, will now work with different development solutions. Read more about Grevling here.

License 392 Dalsnuten where Det norske had 10% intrest and Norske Shell was operator turned out to be dry. The objective of the well was to prove gas in Middle Jurassic reservoir rocks. The well did not encounter the reservoir rock, and was dry. More about Dalsnuten here.

PL 341 Stirby was drilled with Songa Delta and Det norske as operator. It was not possible to verify these hydrocarbon indications with pressure samples. The well was classified as dry. All about the Stirby results here.