Leteuken – Uke 27, 2015

Pågående brønner:

Statoil
Statoil fant denne uken olje og gass i letebrønnen 15/6-13 Gina Krog East 3, og de tilhørende to avgrensningsbrønnene, i Nordsjøen. Brønnene ble boret med semien «Songa Trym», om lag 250 kilometer vest for Stavanger og like nordøst for Gina Krog-feltet.
Hensikten med brønn 15/6-13 var å påvise økonomiske petroleumsvolum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen), skaffe tilstrekkelige data for å unngå videre avgrensning, undersøke funnets størrelse, reservoarbergartens egenskaper og kontinuitet samt bestemme egenskapene til petroleum.
Hensikten med sidestegene 15/6-13 A og 15/6-13 B var å avgrense funnet med hensyn til muligheten for henholdsvis olje dypere og gass høyere på strukturen.
15/6-13 har to separate oljekolonner, hvorav 13 og 3 meter i sandstein med moderate til gode reservoaregenskaper i henholdsvis Hugin- og øvre del av Sleipnerformasjonen. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet.
15/6-13 A påtraff sju og ni meter tykke sandsteiner med moderat reservoarkvalitet i henholdsvis Hugin- og Sleipnerformasjonen, begge vannførende. Vannførende sandstein i Huginformasjonen antas å stå i trykkommunikasjon med oljesonen i 15/6-13.
15/6-13 B viser en total gasskolonne på om lag 60 meter, hvorav 7 meter i sandstein med moderat reservoarkvalitet i Huginformasjonen og 26 meter med sandstein med moderate reservoaregenskaper i Sleipnerformasjonen. Underliggende sandstein i Skagerrakformasjonen er tett og vannførende.
For funnet som helhet er total olje- og gasskolonne på til sammen om lag 300 meter, hvorav 150 meter for hver av dem. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom en og to millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter i Huginformasjonen, mens beregninger av eventuelle tilleggsvolumer fra Sleipnerformasjonen krever en videre evaluering for nærmere avklaring.
Rettighetshaverne i Gina Krog Unit vil evaluere funnet videre med tanke på en mulig utvikling og tilknytning til Gina Krog-feltet.
Brønnene 15/6-13, 15/6-13 A og 15/6-13 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 3.577, 3.925 og 3.773 meter og vertikalt dyp på 3.552, 3.716 og 3.447 meter under havflaten. Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 114 meter.
Ifølge OD reiser «Songa Trym» nå videre til britisk sokkel for å bore en Statoil-operert brønn.

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

”Songa Trym”

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).

Det norske
Det ble denne uken kjent at Det norske har avgrenset nordsjøfeltet Ivar Aasen etter å ha boret ferdig tre GP Vest-brønner med jackupen «Maersk Interceptor». Hensikten med hovedbrønnen 16/1-22 S GP Vest var å undersøke reservoarbergarter og reservoarkvalitet samt sikre dybdekontroll langs vestflanken av feltet i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin-, Sleipner- og Skagerrakformasjonen) for å kunne optimalisere brønnplassering med tanke på dreneringsstrategi. Sidestegene 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret henholdsvis 1.000 meter nordøst og 1.350 meter nord for 16/1-22 S for å undersøke reservoarbergarter og gjøre ytterligere datainnsamling. I tillegg skulle 16/1-22 A undersøke en underliggende seismisk anomali.
Størrelsen på feltet før boring av avgrensningsbrønnene var på 24 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje, 1 million Sm3 utvinnbar kondensat og 4,5 milliarder Sm3 utvinnbar gass.
16/1-22 S påtraff en oljekolonne på 3 meter i sandstein av god til meget god reservoarkvalitet i Skagerrakformasjonen. Oljen er mettet med et gass/olje-forhold på om lag 160 Sm3/Sm3, som ellers i vest på feltet (16/1-11,16/1-11 A og 16/1-9). Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet, men beregnet til om lag 2435 meter, som er dypere enn tidligere beregnet olje/vann-kontakt for Skagerrakformasjonen (16/1-11 A).
16/1-22 A påtraff en total oljekolonne på om lag 55 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 30 meter i sandstein med varierende reservoarkvalitet fra moderat til meget god. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet. Den seismiske anomalien knyttes til toppen av en total oljekolonne på om lag 25 meter i underliggende sandstein (alluvial vifte), hvorav 15 meter med moderate reservoaregenskaper. Den oljeholdige delen av den sandige viften inngår ikke i feltets tidligere rapporterte reserver.
16/1-22 B påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter i Skagerrakformasjonen, hvorav 25 meter i sandstein med god til meget god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble ikke påtruffet.
Ingen av brønnene ble formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Resultatene har ifølge OD gitt verdifull informasjon med hensyn til endelig plassering av produksjons- og vanninjeksjonsbrønner. Gass ble ikke påtruffet i brønnene.
Brønnene 16/1-22 S, 16/1-22 A og 16/1-22 B ble boret til et målt dyp på henholdsvis 2640, 2896 og 3215 meter og vertikalt dyp på 2562, 2468 og 2501 meter under havflaten. Alle ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias. Brønnene er permanent plugget og forlatt. Havdypet er 113 meter.
Ifølge OD skal «Maersk Interceptor» nå fortsette med produksjonsboring på Ivar Aasen-feltet etter at plattformens understell er installert.

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”

Lundin
Etter å ha forlatt funnbrønnen Morkel, borer Lundin og semien «Bredford Dolphin» 16/4-9 S Luno II North i Luno II-prospektet. Operatøren forteller Leteuken at de denne uken har boret ferdig 12 1/4″-seksjonen og sementert 9 5/8″-foringsrøret.
Avgrensningsbrønnen 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.
Brønnen ble spuddet 14. juni, og 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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).

Etter å ha avsluttet Alta II i PL 609, borer Lundin og semien ”Island Innovator” avgrensningsbrønnen 7220/11-3 Alta III i samme lisens. Ifølge operatøren er de denne uken i 17 1/2″-seksjonen, som ifølge planen bores fra 600 meter til 1200 meter RKB.
Brønnen ligger i region Bjørnøya Sør i Barentshavet, ca. 3,4 km øst for Alta II og 15,8 km nordøst for funnbrønnen 7120/1-3 Gohta. Alta III er ca. 159 km fra land.
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.
Hovedbrønnen skal bores vertikalt, og 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.
Det skal først bores et 9-7/8″ pilothull for å sjekke for grunn gass. Brønnen er planlagt boret til 2.103 meter TVD målt fra boredekk.
Brønnen ble spuddet 14. juni, og estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager. 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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

”Island Innovator”

Lundin har denne uken boret 9 7/8″ pilothull, som deretter ble åpnet opp til 26″ hull, på 16/1-23 S Edvard Grieg Appraisal SE i PL 338. Det er ”Rowan Viking” som borer avgrensningsbrønnen som ligger i den nordlige delen 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.
Opprinnelig skulle brønnen spuddes i april, men så ble den heller spuddet 24. juni. Operasjonen er ventet å vare i 65 dager uten sidesteg og brønntesting, mens total varighet med begge opsjoner er 123 dager.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

PL 338 ble tildelt i TFO-runden i 2004. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 50 prosent*) med  OMV (20 prosent), Statoil (15 prosent) og Wintershall AS (15 prosent) som partnere.

* Skal selge 30 prosent til Lime Petroleum Norge.

«Rowan Viking»

VNG
VNG forteller Leteuken at de borer 6406/12-4 S Boomerang med semien «Transocean Arctic», som nylig boret tørt på Wintershalls Crossbill-brønn, uten hindringer. Været har vært bra siden de ankom lokasjon og ingenting tilsier at det blir slutt på den trenden. Letebrønnen er i PL 586, og dette er den første av to VNG-brønner i Norskehavet . I utgangspunktet skulle ”Transocean Arctic” sette boret i bakken i april. 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. Brønnen 6406/12-4 S ble spuddet 23. juni. 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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).

«Transocean Arctic» i storm.

Wintershall
Wintershall borer letebrønnen 10/4-1 Zeppelin i PL 734 i den sentrale delen av Nordsjøen, ca. 37 km øst/sørøst for Yme-feltet. Ifølge OD er det pågående operasjoner. Semien ”Borgland Dolphin,” som nylig boret tørt på Suncors Havfrue-prospekt, tjener nå Wintershall, og operatøren forteller Leteuken at riggen ankom Zeppelin-lokasjonen 20.-21. juni.
Hovedbrønnen bores vertikalt og vil ha en total dybde av ca. 2.340 meter. 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). Det forventes at dette reservoaret vil inneholde olje tilsvarende Yme-oljen.
Brønnen ble spuddet 22. juni, og brønnoperasjonens korteste varighet er 29 dager ved tørt hull. Ved funn i hovedbrønnen og en brønntest og en mini- brønntest vil varigheten være totalt 57 døgn.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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).

”Borgland Dolphin”

Edison
Edison Norge AS er i gang med å bore letebrønn 2/11-11 Haribo i PL 616. Brønnen er 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.
I forkant fant Ptil 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 var satt til 1. juni 2015, men i stedet ble brønnen spuddet søndag 21. 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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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”

Kommende brønner:

Premier Oil
Premier Oil Norge AS har fått ODs og Ptils tillatelse til å bore nordsjøbrønnen 3/7-10 S Myrhauk i PL 539. Boringen vil bli gjennomført med jack-upen «Maersk Guardian», som eies av A.P.Møller – Maersk Group og opereres av Maersk Drilling Norge AS.
Brønnen ligger 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. 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.
Borestart er forventet i juli/august 2015, og operasjonen er estimert til å vare i totalt 62 dager.

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).

«Maersk Guardian»

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).

Wintershall
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).

Repsol
Repsol Exploration Norge AS og semien ”Bredford Dolphin” hadde opprinnelig 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 16/4-9 S Luno II North. Ptil og OD har gitt samtykke til å starte operasjonen.
Prospektet ligger på 224 meters havdyp i produksjonslisens 642 i den sørlige delen av Norskehavet, om lag 64 km nordøst for Ormen Lange, og om lag 34 km sør for Pil-funnet 6406/12-3 S. Avstanden til nærmeste kystlinje er 65 km til Smøla.
Boreoperasjonene skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, og operatøren tror det er 20 prosent sjanse for å finne en ny Pil & Bue.
Det skal bores ned til en totalt dybde (TD) på 3.643 meter, og det er ikke planlagt sidesteg eller brønntest for letebrønnen, men et utvidet loggeprogram skal gjennomføres. 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”

Lundin
Operatøren har en annen letebrønn i samme lisens som Alta III; 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 bestemt seg for å bore letebrønnen 16/1-25 S Rolvsnes i lisens 338C. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2014, ligger i de sentrale deler av Nordsjøen og omfatter deler av blokk 16/1. Letebrønnen, som skal bores med semien ”Bredford Dolphin”,  ligger ca. 162 km fra Utsira, Rogaland og rundt 6,4 km sør for Edvard Grieg -plattformen. Vanndypet på lokasjonen er rundt 106 meter.
Formålet med brønnen er å bekrefte utbredelsen av 16/1-12 funnet, den gang kalt Luno Extension, mot sør.
Toppen av reservoaret er estimert til 1.895 meter TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk), og brønnen vil bores som en vinklet brønnbane ned til 2.300 meter TVD RKB. Formasjonene er velkjente og har blitt boret gjennom i nabolisensen (PL 338) en rekke ganger. Først bores et 26” hull bores fra 209 meter til 606 meter MD, før en 20” conductor settes, og BOP kobles på og stigerør kobles til riggen. Deretter vil 12 1⁄4” seksjonen bores fra 600 til 1.921 meter MD/1.844 meter TVD og 9 5/8” foringsrør installeres. Til slutt skal 8 1⁄2” -seksjonen bores til 2.410 meter MD/2.300 meter. Hvis det besluttes å utføre en brønntest, vil et 7″ forlengelsesrør installeres i brønnen. Hvis ikke, vil hullet plugges. Et eventuelt sidesteg vil påbegynnes rett under 20” overflaterør ved ca. 605 meter MD, og etter logging bli vurdert for testing og permanent plugging.
Tidligste oppstart er satt til september 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med «Bredford Dolphin». Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 45 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 50 dager ved funn. Videre har Lundin opsjon for boring av et kort sidesteg (estimert til 21 dager), eventuelt og et langt sidesteg (estimert til 27 dager). I tillegg vil operatøren vurdere en mulig brønntest, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. Brønntesten har en anslått varighet på 14 dager. Dermed er den totale varigheten for operasjonen – gitt boring av hovedbrønnen med funn, langt sidesteg og brønntest – estimert til 91 dager.

Partnere i lisensen er per 27. mars i år Lundin (operatør med 50 prosent andel), Lime Petroleum (30 prosent) og OMV (20 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.

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. 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.
Statoil forteller Leteuken at Knappen skal spuddes i løpet av tredje kvartal, senest i september. 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.

Statoil har planer om å bore letebrønnen 30/9-28 S B-Vest & Angkor Thom i PL079 og PL104. Brønnen, som skal bores med semien «Songa Delta», er lokalisert 8,4 km sørvest for Oseberg-feltsenter og 115 km fra nærmeste land som er Øygarden i Hordaland. Vanndypet på lokasjon er 99 meter MSL.
Hovedformålet med letebrønn 30/9-28 S er å bekrefte kommersielle ressurser i de to uavhengige prospektene B-Vest og Angkor Thom. B-Vest er et Brent-prospekt med Øvre Tarbert- og Midtre Tarbert 2-formasjonene som hovedreservoar. Angkor Thom er et Statfjord-prospekt der Øvre Statfjord-gruppen er hovedreservoaret og Nedre Statfjord-gruppen er sekundærreservoar.
Letebrønnen er planlagt boret med et sidesteg, 30/9-28 A, til en totaldybde på 3.246 meter MD. Dette gjøres dersom hovedbrønnen 30/9-28 S, som bores til en totaldybde på 4.087 meter RKB MD, ikke påtreffer reservoar, og avhenger av datainnsamling på stedet.
Tidligst borestart er estimert til starten av oktober 2015. Estimert maksimal varighet for boring og tilbakeplugging er satt til 61 døgn for hovedbrønnen og 33 døgn for sidesteget. Totalt gir dette en maksimal varighet for operasjonen på 94 døgn.

Rettighetshavere for lisensene PL079 og PL104 er operatøren Statoil med en eierandel på 49,3 prosent, Petoro med 33,6 prosent, Total med 14,7 prosent og ConocoPhillips med 2,4 prosent.

«Songa Delta»

E.ON
E.ON har fått ODs tillatelse til 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).