Pågående brønner:

Tullow
Tullow Oil Norge AS overtar semien «Leiv Eiriksson» fra OMV i dag, 22. mai, for å bore letebrønn 6507/11-11 Zumba i PL591. OMV boret tørt på Bjaaland, og overrekker dermed Ocean Rig-semien til Tullow. Operatøren regner med å ankomme Zumba-destinasjonen søndag 24. mai for å starte ankerhåndteringen. OD og Ptil har gitt Tullow tillatelse til å starte operasjonen.
Zumba er lokalisert i Norskehavet (Haltenbanken) på 272 meters havdyp, 14 km sørøst for Heidrun. Brønnen er planlagt boret vertikalt til en dybde på ca. 3.000 meter TVD RT, etter at et 9 7/8” pilothull har sjekket for grunn gass. Primærmål for letebrønnen er Rognformasjonen, prognosert til 2645 m TVD RT (målt fra riggens boredekk). Forventet hydrokarbonfase er gass/kondensat. Basert på reservoaregenskapene er Midgard kondensat valgt som referanseolje.
Varigheten av boreoperasjonen er estimert til 50 dager ved tørr brønn og 8 dager ekstra ved funn. Dette utgjør til sammen 58 dager inkludert 10 prosent tidspåslag for «venting på vær». Det er ikke planlagt for brønntest eller sidesteg. Etter endt operasjon vil brønnen bli permanent plugget.

Tullow Oil Norge AS har 80 prosent eierandel og operatørskapet i lisens PL591 med North Energy ASA (15 prosent) og Lime Petroleum Norway AS (5 prosent) som lisenspartnere.

«Leiv Eiriksson»

Talisman
Denne uken ble det kjent at Talisman og partnere forlot en tørr nordsjøbrønn 15/12-24 S Snømus i PL 672. Brønnen ble boret med «Maersk Giant» i den midtre delen av Nordsjøen om lag seks kilometer nord for Vargfeltet og 220 kilometer sørvest for Stavanger. Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i øvre jura reservoarbergarter i Ula- og Sandnesformasjonen og i midtre jura reservoarbergarter i Hugin-og Sleipnerformasjonen i Varg området. Dette for å forlenge levetiden av Varg-feltet.
Brønnen påtraff om lag 195 meter med sandstein i veksling med siltstein i Ulaformasjonen, hvorav 155 meter er sandsteiner av god til meget god reservoarkvalitet. Videre ble 85 meter med sandstein i veksling med siltstein påtruffet i Skagerrakformasjonen i øvre trias, hvorav 45 meter er sandsteiner hovedsakelig av dårlig reservoarkvalitet. Brønnen har svake spor av petroleum i sandsteinene i både Ula- og Skagerrakformasjonen. Brønnen klassifiseres som tørr.
Brønnen ble boret til et vertikalt og målt dyp av henholdsvis 3.136 og 3.141 meter under havflaten og ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Havdypet er 86 meter. Brønnen er permanent plugget og forlatt.

Talisman Energy Norge er operatør i PL 672 (25 prosent) med Det norske (25 prosent), Fortis Petroleum (25 prosent) og Ithaca Energy ( 25 prosent) som partnere.

«Maersk Giant»

Statoil
Denne uken boret Statoil tørt på Bister-brønnene 6407/8-7 og 6407/8-7 A  i Njord-lisensen PL 348 C med semien «Transocean Spitsbergen». Brønnene ligger om lag fire kilometer nord for Hymefeltet i den sørlige delen av Norskehavet og 140 kilometer nord for Kristiansund.
Primært letemål i brønn 6407/8-7 var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Ileformasjonen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura reservoargergarter (Tilje- og Åreformasjonene). Brønnen påtraff om lag 95 meter tykk Ileformasjon, hvorav 70 meter er sandstein med gode reservoaregeskaper. Videre ble Tilje-og Åreformasjonen påtruffet, henholdsvis 200 og 170 meter tykke, hvorav 160 og 75 meter respektivt er sandstein med god reservoarkvalitet. Brønnen er tørr.
Hensikten med brønn 6407/8-7 A var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Tiljeformasjonen) høyere opp i strukturen. Brønnen påtraff om lag 110 meter tykke reservoarbergarter i Tiljeformasjonen, hvorav 80 meter med sandstein av god reservoarkvalitet. I tillegg kom Åreformasjonen inn med en tykkelse på 200 meter, hvorav 95 meter sandstein med gode reservoaregenskaper. Brønnen klassifiseres som tørr.
Brønnene 6407/8-7 og 6407/8-7 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3.030 og 3.178 meter og vertikalt dyp på 3.030 og 2.810 meter under havoverflaten, og ble begge avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura. Havdypet er 259 meter. Brønnene blir nå permanent plugget og forlatt.

Statoil er operatør i PL348 C (35 prosent) med partnerne Core Energy (22,5 prosent), E.ON E&P (17,5 prosent), GDF Suez (15 prosent), Faroe Petroleum (7,5 prosent) og VNG Norge (2,5 prosent).

«Transocean Spitsbergen»

I uke 21 kom Statoil godt i gang med boringen av sidesteget til letebrønnen Gina Krog East 3 i Nordsjøen, 15/6-13 A, i Gina Krog lisensene 029B og 303. Det er semien ”Songa Trym” som borer nordsjøbrønnen som ligger på et vanndyp på ca 114 meter i posisjon 58º36’55″N og 1º45’40″E, 22 km nordøst for Sleipner Vest.
Hovedformålet er å bekrefte kommersielle ressurser i Hugin sandstein -formasjonen. Tidligste borestart var opprinnelig estimert til medio mars 2015, men dette ble utsatt da Statoil sendte ”Songa Trym” på oppdrag i britisk farvann.
Hovedbrønnen ble spuddet 13. april, og sidesteget ble påbegynt søndag 17. mai. Operasjonen på letebrønnen er estimert til å ha en varighet på 76 døgn inkludert permanent plugging. Det var fra før av lagt inn opsjon på et sidesteg, som alene har en varighet på ca. 30 døgn. Den totale varigheten blir dermed 107 døgn. Sidesteget ble vurdert boret basert på informasjon fra datainnsamling i reservoaret. Det var ikke planlagt å gjennomføre brønntest.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Statoil er operatør (58,7 prosent) med partnerne Total (38 prosent) og Det norske (3,3 prosent).

Operasjonen er ifølge operatøren pågående i brønnen de spuddet 13. mars; 2/4-23 S Julius, helt sør i Nordsjøen, nær gassfeltet King Lear. Det er jackupen ”Maersk Gallant” som borer Julius, som hvis den innfrir, kan være nøkkelen til en ny gassutbygging lengst sør i norsk sektor. I nærheten er Romeo som skuffet med et funn på mellom 0,7 og 2 millioner Sm3 utvinnbare oljeekvivalenter. Julius er lokalisert på 68 meters vanndyp, 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. Hovedløpet skal bores som en vertikal brønn i syv seksjoner ned til 5.524 meter total dybde, uansett om den er tørr 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 TD. Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønn 2/4-23 S Julius.
Brønnen er, i likhet med både King Lear og Romeo, definert som en høytrykks-, høytemperaturs- brønn (HPHT-brønn). Letebrønnen ble spuddet 13. mars, og den planlagte operasjonen, inkludert sidesteg, har en estimert varighet på 273 døgn, med et estimert dieselforbruk på 20 tonn per døgn.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Partnere i PL146/333 er Statoil ASA (operatør med 77.8 prosent eierandel) og Total (22.2 prosent).

Lundin
Etter at semien ”Island Innovator” satte boret i bakken på avgrensningsbrønnen Alta II 25. mars, er Lundin i gang med sidesteget 7220/11-2 A. I uke 19 meldte operatøren om at de var på TD av 17 1/2″ seksjonen i sidesteget. Denne uken (uke 21) forteller operatøren til Leteuken at det er mye spenning knyttet til pågående operasjon. Brønnen, som skal avgrense Alta-funnet, estimert til mellom 88 og 314 millioner fat olje og 5-17 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, ligger i  PL 609 i region Bjørnøya Sør i Barentshavet. Havdypet er ca. 388 meter. Dette er en del av den første av operatørens to planlagte avgrensningsbrønner og en letebrønn i lisensen i sommerhalvåret.
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. TVD er satt til 2.020 meter, gitt funn. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned. Varigheten av hovedbrønnoperasjonen var estimert til ca. 60 dager (gitt funn). Sidesteget ble påbegynt 3. mai, og vil ha en varighet på inntil 29 dager. Inntil 2 brønntester vil ha en anslått varighet på 21 dager. Den totale lengden på operasjonen, gitt at alle opsjoner benyttes, vil være ca. 110 dager.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Lundin er operatør i lisensen (40 prosent) med partnerne Idemitsu (30 prosent) og Dea Norge (30 prosent).

”Island Innovator”

I uke 19 ble Leteuken fortalte av operatøren at de logget 8 1/2″ –seksjonen på letebrønnen som ”Bredford Dolphin” spuddet 3. mars: 33/2-2 S Morkel i PL 579 i Nordsjøen, ca. 40 km nordvest for Snorre-feltet. Ifølge operatøren er operasjonen denne uken (uke 21) i en spennende fase. Brønnen ligger på 343 meters vanndyp, og primærmålet er å bevise hydrokarbonpotensialet i jura sandstein i prospektet. Det sekundære er å teste reservoarpotensialet i undre jura- og trias sandsteiner og bekrefte seismiske tolkninger og geologiske modeller. Operatøren anslår at Morkel -prospektet potensielt kan inneholde uriskede, brutto potensielle ressurser på 74 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe).
Morkel-brønnen planlegges boret til 3.500 meter TVD. Topp av reservoar er beregnet til 2.973 meter. 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 Jura alder og bestå av sandstein.
Operatøren har tidligere beregnet 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, og 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Lisens 579 ble tildelt ved TFO-runden i 2011 og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent), Bayerngas Norge AS (30 prosent) og Fortis Petroleum Norway (20 prosent).

Det norske
Det norske og jackupen ”Maersk Interceptor” opererer i henhold til plan i avgrensningsbrønnen 16/1-22 S GP Vest på Ivar Aasen -feltet i Nordsjøen, ifølge operatøren. Til Leteuken forteller Det norske at de holder på med formasjonsevaluering. Brønnen ble spuddet 26. april, og dette er den andre av to planlagte brønner; den første var funnbrønnen 16/1-21 S&A Geopilot Øst (GP Øst). De to brønnene er lokalisert på mellom 111 og 113 meters havdyp på Ivar Aasen-feltet ca. 27 km øst for Gudrun, 27 km sørvest for Grane og 175 km fra Karmøy. Formålet med brønnene er å undersøke forlengelse av gassonen for Ivar Aasen-feltet, reservoaregenskapene og innsamling av geologiske data.
Brønn 16/1-22 GP Vest bores som en vertikal avgrensningsbrønn for å undersøke Sleipner- og Skagerak -formasjonene. Her har man startet med et pilothull, 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 55 dager for GP Vest.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Partnere i Ivar Aasen 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).

Wintershall

Wintershall er ferdig med 20″ fôringsrør, og forbereder neste trinn, på letebrønn 35/12-5 S i Crossbill-prospektet i PL 378, forteller operatøren til Leteuken i uke 21. Prospektet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen mellom feltene Fram i sørvest og Gjøa i nord, med henholdsvis 18 km og 13 km avstand. Vanndypet på lokasjonen er 353 meter.
Crossbill bores med semien ”Transocean Arctic”. Brønnen ble spuddet søndag 10. mai, og boretid er beregnet til 170 dager ved funn, inkludert sidesteget 35/12-5 A  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 skal bores til et TVD på 3.331 meter, og deretter plugges og forlates etter endt operasjon. Sidesteget er planlagt fra 20″ casing med en total dybde på 3.769/4.060 meter.
PL 378 ble tildelt i 2006.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Wintershall er operatør i lisensen (45 prosent). De øvrige eierne er Talisman Energy Norge AS (35 prosent) og Capricorn Norge AS (20 prosent).

Kommende brønner:

Suncor
Nå som Beta Statfjord Nord er avsluttet vil operatøren bruke semien ”Borgland Dolphin” på en annen brønn med sidesteg i Nordsjøen; 25/10-13 S & A. OD har gitt Suncor sin tillatelse til å starte boreoperasjonen.
Letebrønnen har fått navnet Havfrue, og ligger i Nordsjø-lisens 571. Brønnen er lokalisert på 119 m havdyp, 9 km vest for Balder.
Brønnen bores med reservoarene Havfrue, Fomle og Kong Triton som mål. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2.242 og 2.841 meter TVD. Det planlegges ingen 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 skulle ifølge planen vært i april 2015.

Suncor er operatør i lisensen (60 prosent) med Statoil (40 prosent) som eneste partner.

”Borgland Dolphin”

Statoil

Nå som Bister er avsluttet skal Statoil bore letebrønnen 6706/11-2 Gymir i Norskehavet. Brønnen, som skal bores med semien «Transocean Spitsbergen», er i lisens PL 602, i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget og ca. 233 km fra land som er Skomvær utenfor Røst i Nordland. Brønnen er ca. 8 km fra den ferdigstilte funnbrønnen 6706/12-3 Roald Rygg, og likheten mellom de to brønnene er stor: Tilnærmet samme vanndyp, tilnærmet lik prognosert gasskolonner (noe lavere for Gymir enn for Roald Rygg) og samme reservoar med svært like egenskaper (Niseformasjonen).

Hovedformålet med letebrønnen Gymir er å påvise ytterligere gass-ressurser i Nise-formasjonen for innfasing mot Aasta Hansteen-feltet. Det planlegges ikke boring av pilothull. Planlagt totalt dyp på Gymir vil være ca. 2.655 meter (omtrent 680 meter grunnere enn totalt dyp for Roald Rygg). Gymir er, på lik linje med Roald Rygg, forventet å inneholde gass, men da man ikke kan utelukke at det kan forekomme noe olje har Statoil vurdert Kristin-kondensatet som den mest representative oljetypen for denne brønnen. Topp reservoar i Nise-formasjonen er prognosert på 2.431 meter TVD RKB. Reservoartrykket er prognosert til 260 bar og reservoartemperatur på ca. 39 °C. Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønn 6706/11-2 Gymir. Estimert varighet for boring og tilbakeplugging av letebrønnen er satt til 28 døgn, og planlagt oppstart er i starten av juni 2015.

Statoil er operatør i lisensen (42,5 prosent*) med partnerne Centrica Norge AS (20 prosent), Petoro AS (20 prosent), Wintershall Norge AS (10 prosent) og Atlantic Petroleum (7,5 prosent*).
* Transaksjonen forutsetter myndighetsgodkjennelse.

Statoil skal bore letebrønnen 16/7-11 Knappen i lisens PL 072 B i Nordsjøen. Prospektet ligger på 80 meters vanndyp, 3,75 km øst for Sleipner Øst og 203 km fra nærmeste kyst, som er Utsira i Rogaland.
Denne skal bores med semien ”Songa Trym,” og tidligste borestart på Knappen var opprinnelig estimert til medio februar 2015, men så dro riggen til britisk farvann. Statoil ønsker ikke å kommentere når Knappen skal spuddes. Hovedformålet med brønnen er å bekrefte kommersielle ressurser i Triassic Skagerakformasjonen, og den er planlagt boret med en vertikal hovedbrønn i fire sekvenser. Planlagt boredybde i hovedbrønnen er 2.680 m. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.
Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 39 døgn inkludert permanent plugging.

Statoil er operatør i lisens 072 (50 prosent) med ExxonMobil (50 prosent) som eneste partner.

Lundin
Operatøren skal bore en brønn i PL 338 i Nordsjøen, med tidligst oppstart i midten av juni 2015; Edvard Grieg Appraisal SE. Opprinnelig skulle brønnen spuddes i mai. Lundin skal bruke jackupen ”Rowan Viking” til å bore avgrensningsbrønn 16/1-23 S som ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, på ca. 108 meters vanndyp. Operatøren forteller Leteuken at oppstart skjer etter at riggen har boret seg ferdig i en forboringskampanje på Edvard Grieg.
Hovedbrønnen skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Det er ventet å finne olje av typen Luno (Edvard Grieg).

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.

* Skal selge 30 prosent til Lime Petroleum Norge.

«Rowan Viking»

Lundin skal bruke semien ”Bredford Dolphin” til boringen av en avgrensningsbrønn i Luno II-prospektet i PL 359, med oppstart så snart nordsjøbrønnen Morkel er ferdig. Brønnen, 16/4-9 S Luno II North ligger i midtre delen av Nordsjøen, ca. 15 km sør-vest for Edvard Grieg-feltet. Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.
Formålet 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.
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 1.958 meter TVD, mens TD (total dyp) er satt til 2.490 meter. Det mulige sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene.
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. 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, og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 40 prosent) Premier  Oil Norge AS (30 prosent) og Statoil Petroleum AS (30 prosent).

«Bredford Dolphin»

Etter Alta II i PL 609 skal ”Island Innovator” bore avgrensningsbrønnen 7220/11-3 Alta III i samme lisens, med tidligst oppstart i mai. Ptil har gitt Lundin sin tillatelse til å starte operasjonen. Det skal først bores et 9-7/8″ pilothull for å sjekke for grunn gass.
Formålet med brønnen er å bekrefte reservoarmodellen for Alta-strukturen, verifisere tilstedeværelse av kommersielle hydrokarboner i østre del av Alta-strukturen, samt kalibrere dybde konverteringen.
Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og en i et eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene. Formålet med testene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Det forventes å finne hydrokarboner, og operatøren bruker råoljen Goliat Blend 1 (50 % Realgrunnen og 50 % Kobbe) som referanseolje for eventuelle utslipp.
Brønnen er planlagt boret til 2.103 meter TVD målt fra boredekk. Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil tre brønntester, avhengig av brønnresultat.
Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager. Boring av sidesteget er estimert å ta 29 dager. En brønntest i hovedbrønnen og en i det mulige sidesteget, har en estimert varighet på 35 dager. Den totale varigheten for operasjonen er estimert til 110 dager. Vanndypet på lokasjonen er 397 meter (± 1 meter) MSL.

Operatøren har i tillegg en letebrønn i samme lisens; Neiden-prospektet, nord for Alta-funnet. Brønnen 7220/6-2 Neiden skal tidligst spuddes medio juli, også med ”Island Innovator”, og formålet med brønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i Trias og Perm bergarter. Brønnen skal bores vertikalt, til 1.312 meter TVD målt fra boredekk. Et 9 7/8″ pilothull bores fra 30″ lederørsko på 481 meter RKB til 633 meter RKB. Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i brønnen, avhengig av brønnresultat, og formålet med testene vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 7220/6-2 Neiden.

Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 31 dager uten brønntesting, og forventet total varighet med to brønntester er 59 dager. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Funnsjansen har Lundin her vurdert til 30 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.

Lundin er operatør i PL 609 (40 prosent) med partnerne Idemitsu (30 prosent) og Dea Norge (30 prosent).

Videre skal operatøren i november bore en letebrønn i Ørnen -prospektet i PL 708 i Barentshavet Øst, med semien ”Transocean Arctic”.
Lisenspartner North Energy tror Ørnen kan inneholde 300 millioner fat olje, og at det er 40 prosent sjanse for funn. 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 en oljeprovins Øst i Barentshavet. Lisensen ligger nord for Nordkyn-halvøya i Finnmark, og dekker arealer i blokkene 7130/4 og7130/7.
Letemålet er øvre Perm Spikulitter som tidligere er testet i brønn 7128/ 4-1 på Finnmarksplattformen, og er tilsvarende bergartene som er testet på Gohta -funnet. Et sekundært letemål er Karbon/Perm reservoarer representert ved kalksteiner tilsvarende de bergarter det ble gjort funn på i Alta-strukturen på Lopphøgda. Når riggen setter boret i bakken på Ørnen, jakter man på 316 millioner fat olje i Seiland Øst P1/Ørnen Nord. Det 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.

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).

Juni 2015 skal Lundin plugge avgrensningsbrønn 7/8-5 S Krabbe i PL 301 permanent med jackupen ”Maersk Guardian». Avgrensningsbrønnen ligger nordøst for Mime-feltet, og ble boret i perioden april – juni i 2006 med Talisman Energy Norge AS som operatør. Lundin kjøpte opp Talismans andel i 2009 og er nå operatør. Vanndypet på lokasjonen er ca. 81 meter, mens brønnen som skal plugges ble boret ned til 4.168 meter totalt dyp i Triassic Skagerrak -formasjonen. Det ble installert et 7″ foringsrør i reservoaret før brønnen ble midlertidig plugget. Brønnen kun ble boret inn i vannsonen da olje-vann kontakten ikke ble identifisert. Estimert varighet for operasjonen er ca. 21 dager. I løpet av denne tiden skal trålekappen over brønnen fjernes og tas til overflaten; 30″ lederør installeres på 30” suspensjonssystem fra havbunnen og opp til riggen; etterfulgt av 13 3/8″ og 9 5/8″ foringsrør. Brønnhode og BOP installeres og testes; og midlertidig mekanisk plugg på 1.158m MD trekkes. Så vil kvaliteten på sementen bak 9 5/8″ foringsrøret verifiseres ved logging og to permanente barriereelementer (sementplugger) innvendig i 9 5/8″ foringsrøret installeres, før foringsrøret kuttes på ca. 1,265 m MD og trekkes opp til riggen. En sementplugg innvendig i 13 3/8″ foringsrøret vil så bli installert, verifiseres og testes. Brønnen vaskes, en sementplugg ca. 80 meter under havbunnen installeres; 13 3/8″ foringsrøret kobles fra havbunnen og trekkes opp til riggen før 30″ lederøret kuttes under havbunnen og trekkes opp til riggen, før denne demobiliseres.

Lundin har 40 prosent eierandel og operatørskapet i lisens PL 301 med Skeie Energy AS (60 prosent) som eneste partner.

Repsol
 Repsol Exploration Norge AS og semien ”Bredford Dolphin” hadde planer om å sette boret i bakken for letebrønn 6306/5-2 i prospektet Hagar, døpt etter Van Halens Sammy, i mai. Semien må først gjøre seg ferdig på Lundins Morkel og Luno II North. Ptil har gitt sitt samtykke til å starte operasjonen. Operatøren tror det er 20 prosent sjanse for å finne en ny Pil & Bue.
Prospektet ligger på 224 meters havdyp i produksjonslisens 642 i den sørlige delen av Norskehavet, nordøst for Ormen Lange. Avstanden til nærmeste kystlinje er 65 km til Smøla.
Boreoperasjonene, som skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, har planlagt oppstart i mai 2015, men det vil ikke bli boret i oljeførende lag før etter 15. juni. Brønnen skal bores ned til en totalt dybde (TD) på 3.643 meter. Det er ikke planlagt sidesteg eller brønntest for letebrønnen, men et utvidet loggeprogram vil gjennomføres og kjerneprøver tas ved et funn. Brønnen vil deretter bli permanent plugget og forlatt. Operasjonen er estimert til å vare i 80 dager ved tørr brønn, og i 100 dager ved funn av hydrokarboner.

Rettighetshaverne i PL 642 er Repsol (operatør, 40 prosent andel), OMV (20 prosent), Tullow (20 prosent) og Petoro (20 prosent).

VNG
VNG har fått Ptils tillatelse til å bore den neste brønnen på planen: 6406/12-4 S&A Boomerang. Letebrønnen (samt sidesteget) er i PL 586. Ifølge planen skulle semien ”Transocean Arctic” i april sette boret i bakken for den første av de to VNG-brønnene i Norskehavet, 6406/12-4 S, men riggen skal først bore Wintershalls Crossbill. Borelokasjonen ligger på 335 meters havdyp 30,8 kilometer sør-sørvest av Njord A og 57,5 kilometer sørvest for Draugen. Hovedbrønnen 6406/12-4 S vil bli boret til et TD på 4.008 meter og et TVD på 3.874 meter. Avhengig av resultat, er planen å bore et sidesteg, 6406/12-4 A, til et TD på 3.935 meter og TVD på 4.140 meter. Målet med letebrønnene er å undersøke hydrokarbonpotensialet i antatt separate Intra-Melke formasjoner prognosert på 3.345 meter TVD.

Deretter flytter riggen omkring 4 kilometer til neste borelokasjon, som ligger på 343 meters havdyp 34 kilometer sør-sørvest av Njord A og 61,5 kilometer sørvest for Draugen. Hovedbrønnen 6406/12-5 S vil bli boret til et TD på 4.129 meter og et TVD på 3.820 meter. Et eventuelt sidesteg 6406/12-5 A vil bli boret til et TD på 4.091 meter og et TVD på 3.782 meter. Også her jakter man forventede separate hydrokarbonførende Intra-Melke formasjoner, denne gang prognosert 3.283 meter TVD.

Om hydrokarboner blir påvist, vil brønnene bli testet, for deretter å bli plugget permanent. Forventede hydrokarboner er olje av Pil-kvalitet, og prospektene har en betydelig oppside. VNG tror funnpotensialet kan være 2 til 2,5 ganger det selskapet fant i Pil og Bue. Hver av brønnene vil ta 52 dager ved tørr brønn, mens totalt antall dager for boring av hovedløp, brønntest og sidesteg ved funn, er beregnet til 135 dager (inkludert tid for venting på vær) for hver av brønnene.

VNG Norge AS er operatør (30 prosent) med partnerne Spike Exploration Holding AS (30 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (25 prosent) og Rocksource Exploration Norway AS (15 prosent).

Wintershall
Wintershall har planer om å bore letebrønnen 10/4-1 Zeppelin i PL 734 i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 37 km øst/sørøst for Yme-feltet. Brønnen vil bli boret med semien ”Borgland Dolphin,” og forventet oppstart er tidligst i juli 2015. Operatøren tar dog et lite forbehold om tidspunktet, da riggen skal på verft før den skal bore Zeppelin, og det er dermed mulig at boringen kan bli noe forsinket.
Hovedbrønnen vil ha en total dybde av ca. 2.340 meter, og underveis vil det bli utført en test (DST) i 7″ lineren i Sandnes- og Bryne-reservoaret på henholdsvis 2.103 meter og 2.152 meter (hovedmålet) – i tillegg til en mini-brønntest (mini-DST) med wireline i Perm reservoaret ved funn (sekundærmålet). Kortest varighet av brønnen er 29 dager ved tørt hull. Ved funn i hovedbrønnen og en brønntest og en mini- brønntest vil varigheten være totalt 57 døgn.

Lisensen ble tildelt i 2014, Wintershall er operatør av PL 734 med 40 prosent eierandel. De øvrige eierne er Lundin (30 prosent) og Centrica (30 prosent).

Wintershall har planer om å bore letebrønnen 35/11-18 Syrah i PL 248 i Nordsjøen. Brønnen, som skal bores med semien «Borgland Dolphin», er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen. Brønnen ligger ca. 4 km vest for Vega Sør feltet, ca. 8 km sør for Vega feltet og ca. 12 km nordvest for Troll-feltet. Nærmeste avstand til land er ca. 65 km (Ytre Sula).
Syrah-prospektet inneholder potensielt tre reservoarer i Brentgruppene: Tarbert-U.Ness, L- Ness-Etive og Oseberg. Brønnens hovedmål er å påvise hydrokarboner i Brentgruppene. Det forventes at det øverste reservoaret inneholder olje sammenlignbar med Kristin-oljen. De nederste to reservoarene er forventet å inneholde gass/kondensat. Det skal i utgangspunktet ikke bores et pilothull etter 36″ hullseksjonen. Hovedbrønnen skal bores vertikalt til TD på 3.800 meter MD RT. Et mulig sidesteg vil bores for å fastsette olje-vann kontakten.
Tidligste forventet oppstart for boringen er august 2015, og boretiden er beregnet til totalt 128 dager ved funn, hvilket inkluderer tre brønntester (51 dager) og et sidesteg (14 dager). Kortest varighet av brønnen er 48 dager ved tørr brønn. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon. Vanndypet på lokasjon er rundt 370 meter.

Wintershall er operatør av PL 248 med en eierandel på 60 prosent. Petoro AS eier de resterende 40 prosentene av lisensen.

Ifølge OD har Wintershall planer om å bore letebrønnen Kvalross i PL 611 i Barentshavet. Brønnen ligger øst for Statoil-funnet Skrugard, og er i umiddelbar nærhet til Wintershalls (operatør) og Faroe Petroleums Samson Dome-lisens PL 534 (der de to selskapene eier 50 prosent hver). Lisensen dekker et areal på omlag 2.100 kvadratkilometer, og var den største enkeltlisensen som ble tildelt i Barentshavet i den 21. konsesjonsrunden.

Wintershall Norge AS er operatør i lisens 611 (40 prosent), og partnere er Faroe Petroleum Norge AS (40 prosent) og Petoro AS (20 prosent).

Edison
Edison Norge AS har planer om å bore letebrønn 2/11-11 Haribo i PL 616 i den sørlige delen av Nordsjøen med semien ”Transocean Searcher.” Nærmeste installasjon er Hod, lokalisert 4,5 km øst for Haribo. Vanndypet på lokasjonen er rundt 68 meter. Ptil har funnet null avvik og kun to områder med forbedringspotensiale etter å ha gjennomført tilsyn i forbindelse med Edison Norges første boring på norsk sokkel.
Formålet med boringen er å undersøke potensialet for hydrokarboner ved å evaluere Narve-formasjonen, og det planlegges å bore vertikalt ned til Hidra-formasjonen. Prognosert maksdyp er 3.372 meter TVD RKB. Forventet maks bunnhullstemperatur er 103 grader celsius og maks brønnhodetrykk er stipulert til 480 bar. Nærliggende brønner på Valhall og Hod-feltet har ikke påvist grunn gass, men det planlegges uansett å bore et 9 7/8″ pilothull ned til settedyp til 20″ foringsrør på 600 meter TVD RKB.
Hvis det påvises hydrokarboner, er det forventet at det er olje, og det er ikke planlagt noen brønntesting. Planlagt oppstart er tidligst 1. juni 2015, og operasjonen er estimert å vare i 45 dager ved tørr brønn og maksimalt 87 dager ved funn og boring av et potensielt sidesteg. Brønnen skal permanent plugges og forlates.

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 (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).

Premier Oil
Premier Oil Norge AS har planer om å bore nordsjøbrønnen 3/7-10 S Myrhauk i PL 539, 47 km øst-nordøst for Valhal og 55 km øst-sørøst for Ekofisk, i sørlige Nordsjøen på 69 meters vanndyp. Korteste avstand til norsk fastland er 240 kilometer (Lista) og 250 kilometer til den danske kysten. Boringen vil bli gjennomført med jack-upen «Maersk Guardian”. Det skal aller først bores et 9 7/8» pilothull for å undersøke for grunn gas. Primærmål for letebrønnen er Ula/Vyl formasjonen. Formasjonene forventes hydrokarbonførende med egenskaper tilsvarende Bream råolje og er prognosert til omkring 3.346 meter TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk, red. anm.). Det er ikke planlagt brønntest, men det skal kjernebores ved funn. Boretiden er estimert til totalt 62 dager, og borestart er forventet i juli/august 2015.

Premier Oil Norge AS har 40 prosent eierandel og operatørskapet i lisensen. Lisenspartnere er Suncor Energy Norge AS (20 prosent), RWE Dea Norge AS (20 prosent), Dana Petroleum Norway AS (12 prosent) og Ithaca Petroleum Norge AS (8 prosent).

Shell
AS Norske Shell har planer om å bore letebrønn 6407/10-4 Port Rush i Norskehavet. Port Rush ligger i PL 793, ca. 29 km sydvest for Draugenfeltet som ligger ca. 150 km nordvest fra Kristiansund. Korteste avstand til land er 75 km, Sula i Sør-Trøndelag. Havdybden er ca. 340 meter. Brønnen skal bores med Transocean Drilling-semien «Transocean Barents».

Vanndypet på borelokasjonen er ca. 340 meter. Brønnen er planlagt boret vertikalt og planlagt totaldybde er ca. 3120 meter MD (målt fra boredekk). Operasjonen starter med at det skal bores et 9 7/8” pilothull. Det er planlagt et sidesteg for kjernetaking dersom hydrokarboner blir påvist. Ingen brønntesting er planlagt og brønnen skal permanent plugges tilbake. Borestarter er planlagt 1. august 2015, og boringen er estimert til å ta totalt 48 dager.

Rettighetshavere i PL 793 er operatør AS Norske Shell (40 prosent) og partnerne VNG Norge AS (20 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (20 prosent), samt Petoro AS (20 prosent).

E.ON
E.ON har planer om å bore letebrønn 6507/3-11 S Salander i lisens PL 650 i Norskehavet. Brønnlokasjonen er på Haltenbanken, øst for Skarvfeltet og sør for Norne, ca. 164 km fra nærmeste landområde som er Kalvøya i Vikna kommune.

Letebrønnen skal bores med semien «Borgland Dolphin». Primærmålet for brønnen er Midt-Jura Fangstgruppen, bestående av Garn- og Ileformasjonene, som er prognosert på 2.081 meter TVD. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Skarv. Brønnen vil fortsette inn i den underliggende Båtgruppen og videre til Tilje- og Åre-formasjonene med TD-kriterie 50 m inn i Åreformasjonen. Operasjonen på 6507/3-11 S Salander starter med å bore et 9 7/8″ pilothull, og ender med å nå et dyp på 2.394 meter MD. Dersom det blir påvist hydrokarboner kan det bli aktuelt å bore et sidesteg til 2.567 meter MD. Havdypet er 350 meter og avstanden fra havoverflaten til boredekk er på 31 meter.

Boretid er beregnet til 41 dager ved tørr brønn, og 66 dager dersom det i tillegg skulle bli aktuelt å bore et sidesteg. Beslutning om eventuelt sidesteg vil ikke kunne foretas før tilstrekkelig reservoarinformasjon foreligger. Borestart ventes i september 2015, men kan bli fremskyndet til 1. august dersom foregående operasjoner gjennomføres raskere enn planlagt.

E.ON E&P Norge AS er operatør (60 prosent) med Statoil som eneste partner (40 prosent).

Eni
Ifølge OD har Eni planer om å bore letebrønnen Aurelia i PL 226 B i Barentshavet. PL 226 ble tildelt 13. mai 2011, i den 21. konsesjonsrunden, og består av blokkene 7222/2 og 7222/3. Lisensen utgår 13. november i år.

Eni Norge AS er operatør i lisens 226 B (60 prosent), og partnere er Edison Norge AS (20 prosent) og E.ON E&P Norge AS (20 prosent).