Operatorem koncesji produkcyjnej 941 jest Aker BP ASA, który posiada 80 proc. udziałów w tej koncesji, pozostałe 20 proc. należą do PGNiG. Odwiert, który potwierdził obecność ropy i gazu o nazwie Wildcat 6507/3-15 został wykonany około 14 km na północny wschód od złoża Skarv na Morzu Norweskim. Celem poszukiwań była ropa naftowa, ale podczas poszukiwań napotkane także obecność gazu ziemnego. Wstępne szacunki określają wielkość odkrycia między 1,7 do 5,7 mln m3 wydobywalnego ekwiwalentu ropy naftowej. Norweski Inspektora Ropy i Gazu informuje, że licencjobiorcy rozważą wydobycie odkrycia za pośrednictwem złoża Skarv.
Norweska spółka PGNiG szacuje, że uzyska w tym roku łącznie dodatkowe ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego, co oznacza, że w całym roku może wydobyć ok. 3 mld sześc., o ponad 15 proc. więcej niż zakłada prognoza. W IV kw. tego roku, kiedy do użytku zostanie oddany gazociąg Baltic Pipe, dodatkowe wolumeny z Gina Krog i Skarv uzupełnią dostawy gazu do Polski sprowadzane przez PGNiG z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Jednak w 2023 r. spółka planuje wydobyć mniej, bo 2,5 mld m sześc. gazu. Z kolei w 2024 r. wydobycie Grupy PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym może wynieść 2,9 mld m sześc. Gaz, ten popłynie do Polski za pośrednictwem gazociągu Baltic Pipe. Korzystanie z przepustowości norweskich gazociągu przesyłowych (Europipe II) odbywa się w oparciu o rezerwacje mocy w punktach wyjścia z systemu Gassled (norweski operator sieci przesyłowej). PGNiG posiada rezerwacje w punkcie wyjścia Nybro (jednocześnie będącym początkiem gazociągu Baltic Pipe) i tam ma skierować swoja produkcje z norweskich złóż.
PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 59 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i pro-wadzi wydobycie z czternastu złóż. W ubiegłym roku wolumen produkcji gazu ziemnego przez spółkę wyniósł 1,42 mld m sześc. wobec 0,48 mld m sześc. w 2020 r.
