Leteuken – Uke 24, 2015

Pågående brønner:

Statoil
Etter å ha boret tørt på Bister gjorde Statoil et gassfunn i letebrønnen 6706/11-2 Gymir i Norskehavet. Brønnen, som ble boret av semien «Transocean Spitsbergen», påtraff en total gasskolonne på om lag 70 meter i Niseformasjonen, hvorav 40 meter i sandstein med meget god reservoarkvalitet. Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom en og tre milliarder standard kubikkmeter (Sm3 ) utvinnbar gass. Brønnen 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 bare 8 km fra den ferdigstilte funnbrønnen 6706/12-3 Roald Rygg og 14 km fra Snefrid Nord.
Brønn 6706/11-2 ble boret til et vertikal dyp på 2.556 meter under havflaten og avsluttet i Niseformasjonen i øvre kritt. Havdypet er 1.272 meter. Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking, og den blir nå permanent plugget og forlatt.
«Transocean Spitsbergen» reiser nå til Averøy, Kristiansund, da den ikke lenger er i kontrakt med Statoil.

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

«Transocean Spitsbergen»

Etter å ha gjort seg ferdig med sidesteget til letebrønnen Gina Krog East 3 i Nordsjøen, 15/6-13 A, borer Statoil det neste. Ifølge operatøren er det pågående operasjoner på sidesteget med brønnummer 15/6-13 B. Brønnen er i Gina Krog lisensene 029B og 303, og 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, 15/6-13, ble spuddet 13. april, og 15/6-13 A ble påbegynt 17. mai. Operasjonen på det nye sidesteget ble sparket i gang 4. juni. Dette gir grunnlag for spekulasjoner da Statoil i utgangspunktet planla kun ett sidesteg.
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.

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

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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

Operasjonen er ifølge Statoil 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
Lundin har avsluttet boring av avgrensingsbrønnen 7220/11-2 Alta II, samt sidesteget 7220/11-2 A. Brønnene, som ble boret at semien «Island Innovator», er om lag seks kilometer sørvest for funnbrønnen 7220/11-1 Alta I og om lag 190 km nordvest for Hammerfest.
Funnet ble påvist i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen i oktober 2014. Før brønnene 7220/11-2 og 7220/11-2 A ble boret var operatørens ressursanslag for funnet på mellom 14 og 50 millioner Sm3 utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
Hensikten med brønnene var å avgrense funnet 7220/11-1 og i tillegg undersøke reservoarutbredelse og hydrokarbonkolonner. Brønn 7220/11-2 påtraff en 50 meter gasskolonne i reservoarbergarter med god til dårlig reservoarkvalitet. Oljesonen er i tette bergarter og det ble derfor besluttet å bore et sidesteg, 7220/11-2 A, om lag 330 meter mot vest. Brønn 7220/11-2 A påtraff gass og olje i reservoarbergarter med god til dårlig reservoarkvalitet. Alderen til reservoarbergartene er usikker, men antas å være av trias og/eller perm alder. Nye ressurstall vil bli estimert etter neste avgrensningsbrønn, 7220/11-3 Alta III.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. En formasjonstest er gjennomført i brønn 7220/11-2 A. Produksjonsrate var på henholdsvis 136 Sm3 olje og 18 500 Sm3 gass per strømningsdøgn gjennom en 24/64 tommers dyseåpning. Testen viser økt permeabilitet vest for brønnen.
Avgrensingsbrønnene 7220/11-2 og 7220/11-2 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 2020 og 2041 meter under havflaten, og ble avsluttet i grunnfjellsbergarter. Havdypet er 379 meter. Operatøren er i gang med P&A (plug and abandonment), og de regner med å bli ferdig søndag 14. juni.
Neste brønn for «Island Innovator» blir avgrensingsbrønnen 7220/11-3 Alta III på samme funn og i samme utvinningstillatelse.

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

”Island Innovator”

Nå som nordsjøbrønnen Morkel er plugget og forlatt, beveger semien ”Bredford Dolphin” seg mot avgrensningsbrønnen 16/4-9 S Luno II North i Luno II-prospektet. Det bekrefter operatøren. Brønnen ligger i PL 359, 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).

Wintershall
Wintershall logger på letebrønn 35/12-5 S i Crossbill-prospektet i PL 378, som betyr at det nå nærmer seg boreslutt. 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 ble 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).

Det norske
Det norske har gått fra å bore sidesteget 16/1-22 A GP Vest til å bore 16/1-22 B. Sidesteget har 16/1-22 S som hovedbrønn, og er på Ivar Aasen -feltet i Nordsjøen. Brønnen bores med jackupen ”Maersk Interceptor”, 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 S ble boret som en vertikal avgrensningsbrønn for å undersøke Sleipner- og Skagerak -formasjonene. Her startet man med et pilothull, til 550 meters dyp. Dette skulle åpnes og bores så til 2.550 meters totalt vertikalt dyp, før permanent plugging.
Hovedbrønnen 16/1-22 S ble spuddet 26. april, mens sidesteget 16/1-22 A ble påbegynt 28. mai. Sidesteg nummer to, 16/1-22 B, ble startet 4. juni. Dette gir grunnlag for spekulasjoner da Det norske i utgangspunktet ikke inkluderte boring av sidesteg i sine planer. 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).

”Maersk Interceptor”

Tullow
Tullow Oil Norge AS  borer letebrønn 6507/11-11 Zumba i PL591, lokalisert i Norskehavet (Haltenbanken) på 272 meters havdyp, 14 km sørøst for olje- og gassfeltet Heidrun. Det er semien «Leiv Eiriksson» som brukes i boreoperasjonen, og ifølge operatøren er de denne uken (uke 24) et par dager foran boreplan.
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.
Brønnen ble spuddet 27. mai, og 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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»

Suncor
Etter en skuffende operasjon på Beta Statfjord Nord bruker operatøren semien ”Borgland Dolphin” på en annen brønn i Nordsjøen; 25/10-13 S. Operasjonen er pågående, ifølge OD.
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. Brønnen ble spuddet 24. mai, og varighet for boring av hovedløp og eventuelt boring av sidesteget 25/10-13 A, samt permanent tilbakeplugging av brønnen, estimeres til 68 døgn. Borestart skulle ifølge planen vært i april 2015.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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

Kommende brønner:

Lundin
Operatøren skal bore en brønn i PL 338 i Nordsjøen, med tidligst oppstart i midten av juni 2015; 16/1-23 S Edvard Grieg Appraisal SE. Opprinnelig skulle brønnen spuddes i april. Operatøren forteller Leteuken at oppstart skjer etter at riggen har boret seg ferdig i en forboringskampanje på Edvard Grieg. OD har gitt sitt samtykke til å sette i gang boreoperasjonen, og det er jackupen ”Rowan Viking” som skal bore avgrensningsbrønnen. Brønnen ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, på ca. 108 meters vanndyp, og avstanden til land er ca. 158 km (Utsira, Rogaland).

Formålet med avgrensningsbrønnen er å bevise tilstedeværelsen av høykvalitets reservoar bergartstyper, verifisere tilstedeværelsen av det sørlige bakbassenget og dets reservoar bergartstyper, verifisere kvaliteten på konglomeratet, verifisere de gode reservoar egenskapene funnet i «deep zone» i 16/1-18, samt innhente informasjon til hjelp ved planleggingen av produksjonsbrønner i den sørøstlige delen av Edvard Grieg.
Brønnen planlegges boret til 2.192 meter TVD målt fra boredekk, og den skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Det er ventet å finne olje av typen Luno (Edvard Grieg). En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til de undersøkte segmentene av reservoaret.

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»

Etter Alta II i PL 609 skal ”Island Innovator” bore avgrensningsbrønnen 7220/11-3 Alta III i samme lisens. Både OD og 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, og det var opprinnelig planlagt oppstart i mai. 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 september (tidligere dato var 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).

Lundin har planer om å bore letebrønnen 6407/10-4 Lorry med semien «Island Innovator». Wildcat-brønnen er i lisens PL 700B som ligger på Frøyahøyden, øst for Haltenterrassen i sørlig del av Norskehavet. Lisensen består av blokkene 6406/11 og 6406/12. Avstanden til land er ca. 80 km (Frøya, Sør-Trøndelag), og vanndypet på lokasjonen er ca. 337 meter, MSL ±1 meter.
Hovedformålet med brønnen er å teste tilstedeværelse av hydrokarboner i bergarter av øvre Jura alder (Rogn-ekvivalent), tilsvarende reservoaret i Draugen-feltet nordøst for brønnen. Lundin skal også teste tilstedeværelsen av hydrokarboner i Permiske formasjoner.
Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og én brønntest, avhengig av brønnresultat. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. Brønnen planlegges boret til 3.134 meter TVD målt fra boredekk, og den skal plugges og forlates etter endt operasjon.
Operatøren estimerer ressursene til omkring 61 millioner fat oljeekvivalenter (MMboe), og anslår det er 22 prosent sjanse for geologisk suksess.
Tidligst forventede oppstart er i september 2015 (ikke slutten av oktober, slik rapportert tidligere), og varighet på boreoperasjonen er ventet å være 69 dager. En eventuell brønntest vil vare i 16 dager, og boring av et sidesteg vil ta 29 dager. Total varighet, gitt opsjoner for brønntest og sidesteg, er 114 dager.

Lundin er operatør i PL 700B, som ble tildelt ved TFO-runden i 2014, med en eierandel på 40 prosent. Lisenspartnerne er Bayerngas Norge AS, GDF Suez E&P Norge AS og VNG Norge AS, alle med en eierandel på 20 prosent hver.

Videre skal operatøren tidligst i oktober (tidligere dato var 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).

I desember satser Lundin på å bore en nordsjøbrønn i Fosen-prospektet. Dette er en letebrønn som befinner seg i PL 544, og som består av blokken 16/4. Fosen-prospektet ligger sør for Luno II-funnet på Utsirahøyden. Operatøren estimerer ressursene til omkring 77 millioner fat oljeekvivalenter (MMboe), og anslår det er 22 prosent sjanse for geologisk suksess.

Lundin er operatør i PL 544 med en eierandel på 40 prosent. Lisenspartnerne er Bayerngas Norge AS og Explora Petroleum AS, begge med en eierandel på 30 prosent hver.

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.

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. Oljedirektoratet har gitt selskapet sitt samtykke til å starte boringen.
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 var tidligst 1. juni 2015, men er nå forskjøvet til medio juni. 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).

”Transocean Searcher”

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 skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, og det 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).

”Bredford Dolphin”

Statoil
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.

Statoil har planer om å bore letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel i lisens PL 169. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 115 meter MSL og brønnen er lokalisert ca 14 km nord for Johan Sverdrup-feltet og ca. 145 km fra nærmeste land som er Utsira utenfor Karmøy kommune i Rogaland. Brønnen skal bores med den gamle Songa Offshore-semien «Songa Trym».
Hovedformålet med letebrønn 25/11-28 er å bekrefte kommersielle ressurser i de to prospektene Gasol (Jura) og Gretel (Perm). Hovedreservoaret i Gasol er sandstein av Jura-alder. Mest sannsynlig vil dette være sandstein i Statfjordgruppen. Reservoaret i Gretel er sandstein i Rotliegendgruppen av Perm-alder.
Det skal bores et pilothull i tilfelle borestedundersøkelsen skulle vise at man kan vente grunn gass på lokasjonen. Statoil utelukker ikke boring av et sidesteg, og dersom funn i Gasol/Gretel kan det også bli aktuelt å bore en avgrensningsbrønn. Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Kvitebjørn lettolje på letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.
Tidligst borestart er estimert til starten av september 2015, og estimert varighet for boring og tilbakeplugging er satt til 45 døgn.

Statoil er operatør i lisens PL 169 med en eierandel på 57 prosent. Partnere er Petoro med en eierandel på 30 prosent og ExxonMobil med 13 prosent.

Statoil har planer om å bore letebrønnen 15/3-10 Sigrun East, med sidesteg, i Nordsjøen.
Brønnen, som er i lisens PL025 og PL187, skal bores med semien «Songa Trym». Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 110 meter MSL og brønnen er lokalisert ca. 10 km sydøst for Gudrun og ca. 180 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland. Brønnen er 40 km nord for det produserende oljefeltet Volve.
Hovedformålet med letebrønn 15/3-10 er å bekrefte kommersielle ressurser i de to prospektene Sigrun East Draupne og Sigrun East Hugin. Hovedreservoaret i Sigrun East Draupne-prospektet er Draupne-formasjonen, og sekundært reservoar er Hugin-formasjonen. Beslutning i forhold til boring av sidedesteg i Sigrun East Hugin-prospektet vil være avhengig av datainnsamling fra hovedbrønnen. Hovedreservoaret i Sigrun East Hugin prospektet er Hugin- formasjonen, og Sleipner formasjonen er definert som sekundært reservoar.
Dersom funn i Sigrun East kan det også bli aktuelt å bore en avgrensningsbrønn. Videre planlegging vil avgjøre hvorvidt brønnen skal designes for en fremtidig brønntest. Dersom det blir aktuelt å gjennomføre brønntest på brønnen, vil det gjøres på et senere tidspunkt og med en annen borerigg enn «Songa Trym».
Tidligst borestart var estimert til starten av september 2015, men så la Statoil til brønnen 25/11-28 Gasol/Gretel i boreplanen. Estimert varighet for boring og tilbakeplugging er satt til 62 døgn for hovedbrønnen og 23 døgn for sidesteget. Totalt gir dette en maksimalvarighet for operasjonen på 85 døgn.

Rettighetshavere for PL025 og PL187 er Statoil (operatør) med en lisensandel på 51 prosent, GDF Suez med en lisensandel på 25 prosent og OMV med 24 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.

Wintershall skal utpå høsten sette boret i bakken på Kvalross-prospektet i PL 611 i Barentshavet. Lisensen, som ligger sør for OMVs Wisting-funn, dekker til sammen seks blokker i kvadrantene 7223 og 7224. Den aktuelle Kvalross-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). Lisenspartner Faroe Petroleum har anslått uriskede ressurser på mellom 50 og 580 millioner fat: Elefantjakt, altså.
Wintershall har sikret seg semien ”Transocean Arctic” til boringen, og letebrønnen skal penetrere to mulige reservoarer: Kvalross-prospektet i lavere Trias (Lower Triassic), et prospekt som har betydelig gasspotensial i Klappmyss clinoform reservoarer; og Kvaltann-prospektet i en sandsteinkanal i Snadd-formasjonen rett over Kvalross. Kvaltann anses å ha betydelig oljepotensial av samme type som Wisting-funnet.
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).

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 Portrush i Norskehavet. Portrush 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).