Leteuken – Uke 32, 2015

Pågående brønner:

Lundin
Operatøren meldte onsdag at jackupen ”Rowan Viking,” som borer avgrensingsbrønnen i PL 338 i Nordsjøen, har truffet på en 66 meters oljekolonne.
Formålet med avgrensningsbrønnen var 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, som ble boret til dyp på 2.043 meter, traff på en oljekolonne på 66 meter i lag av sandstein/grus av medium- til gode reservoaregenskaper. Innhenting av data og prøvetaking foregår fremdeles, men Lundin kaller de foreløpige resultatene ”svært lovende.”

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 partner.
Lundin og semien «Bredford Dolphin» er fortsatt på 16/4-9 S Luno II North i Luno II-prospektet. Operatøren boret i 8 1/2″-seksjonen i forrige uke, og melder denne uken (uke 32) at de er ferdig med datainnsamling.
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 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.

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).

I Barentshavet borer Lundin og semien ”Island Innovator” avgrensningsbrønnen 7220/11-3 Alta III videre. Operatøren melder at operasjonen fremdeles er pågående, og at man borer 8 1/2″-seksjonen.
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.
Formålet med brønnen er å bekrefte reservoarmodellen for Alta-strukturen, verifisere tilstedeværelse av kommersielle hydrokarboner i østre del av Alta-strukturen, samt kalibrere dybdekonverteringen.
Hovedbrønnen bores vertikalt, og det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og en i et eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene.  Brønnen er planlagt boret til 2.103 meter TVD målt fra boredekk.
Boringen startet 14. juni, og estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager. 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.

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

”Island Innovator”

Premier Oil
Det er ifølge operatøren fortsatt pågående operasjoner på 3/7-10 S Myrhauk i PL 539, som bores med «Maersk Guardian», en A.P.Møller/Maersk Group-eid jack-up som 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.
Brønnen ble spuddet torsdag 23. juli, og operasjonen er estimert til å vare i totalt 62 dager.

Premier Oil Norge AS har 40 prosent eierandel og operatørskapet i lisensen, som kun består av blokken 3/7. 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»

E.ON
E.ON melder denne uken om fortsatt pågående operasjoner og at alt er i henhold til planen i letebrønnen 6507/3-11 S Salander i lisens PL 650, i Norskehavet. Brønnen bores med semien «Borgland Dolphin». Brønnlokasjonen er på Haltenbanken, øst for Skarvfeltet og sør for Norne, ca. 164 km fra nærmeste landområde som er Kalvøya i Vikna kommune.
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 startet med å bore et 9 7/8″ pilothull, og skal ende 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. Beslutning om eventuelt sidesteg vil ikke kunne foretas før tilstrekkelig reservoarinformasjon foreligger. Havdypet er 350 meter og avstanden fra havoverflaten til boredekk er på 31 meter.
Brønnen ble ifølge operatøren spuddet 18. juli 2015, og boretid er beregnet til 41 dager ved tørr brønn, samt 66 dager dersom det i tillegg skulle bli aktuelt å bore et sidesteg. Borestart var ventet enten i september eller tidlig august 2015, men foregående operasjoner ble gjennomført raskere enn planlagt.

E.ON E&P Norge AS er operatør (35 prosent*) med partnerne Statoil (40 prosent) og Tullow Oil Norge AS (25 prosent*).

* Realisert gjennom en byttehandel.

”Borgland Dolphin”

VNG
Ifølge OD er operasjonene pågående på 6406/12-4 S Boomerang med semien «Transocean Arctic.» Letebrønnen ligger i PL 586, og er den første av to VNG-brønner i Norskehavet.
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.

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.

Kommende brønner:

Shell
AS Norske Shell vil bore letebrønn 6407/10-4 Portrush i Norskehavet, og spud vil ifølge operatøren finne sted mot slutten av august. Portrush ligger i PL 793, ca. 29 km sydvest for Draugenfeltet som ligger ca. 150 km nordvest fra Kristiansund. Vanndypet på borelokasjonen er ca. 340 meter. Brønnen skal bores med Transocean Drilling-semien «Transocean Barents».
Brønnen er planlagt boret vertikalt og planlagt totaldybde er ca. 3.120 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.  Boringen er estimert til å vare i 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).

«Transocean Barents»

Wintershall
Planene for boringen av Wintershalls barentshavprospekt begynner å ta form: Operatøren har nå offentliggjort at tidligste borestart blir i desember, og at man planlegger opptil to produksjonstester i 7224/2-1, en for hvert av de to reservoarene. Lisenspartner Faroe Petroleum har anslått uriskede ressurser på mellom 50 og 580 millioner fat ojeekvivalenter (boe) i brønnen, som ligger på rundt 415 meters havdyp i PL 611 Barentshavet. Lisensen, som ligger sør for OMVs Wisting-funn, dekker til sammen seks blokker i kvadrantene 7223 og 7224.
 Wintershall har sikret seg semien ”Transocean Arctic” til boringen, og letebrønnen skal bores til en total dybde av 2.824 meter. Underveis skal den penetrere to mulige reservoarer: Det store gassprospektet Kvalross, som ligger på rundt 2.392 meters dyp i lavere Trias (Lower Triassic), et prospekt som har betydelig gasspotensial i Klappmyss clinoform reservoarer. Underveis har man boret seg gjennom Kvaltann-prospektet på rundt 1.272 meters dyp i en sandsteinkanal i Snadd-formasjonen rett over Kvalross. Kvaltann anses å ha oljepotensial av samme type som Wisting-funnet, men betegnes som ”et lite oljeprospekt.”
Boretiden for hovedløpet er estimert til 78 dager ved tørr brønn. Blir det funn i Kvalross -reservoaret, vil reservoarseksjonen bli gjenplugget, brønnsiden sideboret og kjernetaking bli utført gjennom dette sidesteget, såkalt ”bypass coring,” hvilket bringer operasjonstiden opp i 110 dager – inkludert en produksjonstest av Kvalross. Fra Kvaltann vil man ta kjerneprøver på vanlig vis. Med funn i begge reservoarer vil det blir gjennomført to produksjonstester, en av hvert reservoar. Dette bringer totaltiden opp i 160 dager.

Partnere i Kvalross-lisens 611 er Wintershall (operatør – 40 prosent andel), Faroe Petroleum (40 prosent) og Petoro (20 prosent).

Wintershall ønsker videre å bore letebrønnen 35/11-18 Syrah i PL 248 i Nordsjøen. Ptil har gitt Wintershall tillatelse til å starte boreoperasjonen. 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 i løpet av august 2015, når E.ON er ferdig med 6507/3-11 S Salander. 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.

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. OD har gitt Statoil tillatelse til å starte boreoperasjonen. 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.
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 oktober/november bore letebrønnen 7130/4-1 Ørnen i PL 708 i Barentshavet Øst, med semien ”Transocean Arctic”, avhengig av foregående operasjoner.
Brønnen er lokalisert i region Finnmark Øst i Barentshavet. Avstanden til land er ca. 84 km (Berlevåg, Finnmark), og til den norsk-russiske maritime grensen i Barentshavet er ca. 115 km. Vanndypet på lokasjonen er 288 meter.
Formålet med letebrønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i primærmålet Røye-formasjon, samt potensialet i sekundærmålet Ørn-formasjon, og tertiærmålet Soldogg-formasjon.
Brønnen skal bores til 3.050 meter TVD målt fra boredekk. Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned (tørr brønn 2.654 meter TVD RKB). Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og inntil tre brønntester, avhengig av brønnresultat.
Ved eventuelt funn forventes det å finne olje i brønn 7130/4-1, og det er valgt å benytte Goliat Realgrunnen som referanseolje.
Et 9 7/8″ pilothull bores fra en dybde på 377 meter til 562 meter RKB. Det skal dessuten bores et 8 1⁄2” reservoar pilothull fra 1.808 meter til 2.372 meter RKB. Dersom det besluttes å bore et sidesteg vil hovedhullet plugges tilbake og sidesteget bores ut ved ca. 555 meter MD rett under 20” overflaterør.
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.
Samtidig tror lisenspartner North Energy Ørnen kan inneholde 300 millioner fat olje, og at det er 40 prosent sjanse for funn.  Et funn her vil bety åpningen av en oljeprovins Øst i Barentshavet.
Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 79 dager (gitt funn). Boring av sidesteget er estimert å ta 43 dager. Det søkt om tillatelse for opptil tre brønntester, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. Sannsynligheten for at det blir kjørt mer enn to tester er meget lav. Brønntesting planlegges med en varighet på 28 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 150 dager.

Lundin Norway AS er operatør i lisens PL 708, som består av blokkene 7130/4 og 7130/7, med en eierandel på 40 prosent. Øvrige rettighetshavere er LUKOIL Overseas North Shelf AS (20 prosent), Edison Norge AS (20 prosent), Lime Petroleum Norway AS (10 prosent) og North Energy ASA (10 prosent).

Lundin skal 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.

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).

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 har fortalt 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 i en søknad uttrykt et ønske 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.
Tidligste 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 skal 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».
Tidligste borestart var estimert til starten av september 2015, men så la Statoil til brønnen 25/11-28 Gasol/Gretel i boreplanen. Ifølge selskapet følger de en dynamisk boreplan som kan endre seg når som helst. 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 34/8-16 S Tarvos i PL 120 i Nordsjøen med semien «Songa Trym.» Brønnen er lokalisert ca. 8 km sørøst for Visund Nord og ca. 108 km fra nærmeste land som er Bulandet (Sogn og Fjordane). Lisens PL 120 består av blokkene 34/7 og 34/8. Vanndypet på brønnlokasjon er ca. 380 meter MSL.
Hovedformålet med letebrønn 34/8-16 S er å påvise gas og/eller kondensat i Lomvi Formasjonen i N2 segmentet. Sekundærformålet er å utforske mulige tilleggsvolumer i Iapetus East-prospektet samt i Tarvos Lunde-prospektet. Dersom brønnresultatet avviker fra prognosen, ønsker Statoil å bore et sidesteg til nabosegmentet vest for hovedlokasjon for å teste eventuelle tilleggsvolumer.
Borestedsundersøkelsen for den planlagte lokasjonen er per dags dato ikke ferdigstilt, og det planlegges derfor et 9 7/8’’ pilothull på brønnlokasjon i tilfelle borestedundersøkelsen skulle vise at man kan vente grunn gass på lokasjonen. Brønnen skal bores i fem seksjoner ned til 3.860 meter total dybde. Et sidesteg vil bli vurdert boret basert på informasjon fra datainnsamling i reservoaret, og vil bestå av en 12 1⁄4’’ seksjon fra 2.000 meter (MD) og en 8 1⁄2’’ seksjon fra 3.010 til 3.900 meter (MD). Brønnen er planlagt påbegynt medio september 2015, og operasjonen har en estimert varighet på 49 døgn.

PL 120 ble tildelt 23. august 1985, og Statoil Petroleum AS er operatør med en eierandel på 59,064516 prosent. Lisenspartnere er Petoro AS (16,935484 prosent), ConocoPhillips Skandinavia AS (13 prosent), samt Total E&P Norge AS (11 prosent).

«Songa Trym»

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.
L etebrønnen 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»

Total
Total har planer om å bore 1/5-5 Solaris i utvinningstillatelse PL618 med «Maersk Gallant». Brønnen ligger i Ekofisk-området, sør i Nordsjøen, og er lokalisert i den østlige delen av Central Graben og samsvarer med en Jurassic forkastningsblokk. Denne forkastningsblokken er del av en større struktur som er kjent som Mandarin- strukturen. Brønnen ligger 17 km fra Albuskjell og 16 km sør for Blane. Korteste avstand fra letebrønn 1/5-5 Solaris til fastland (Lista-Loshavn i Vest-Agder) er 282 km. Havdypet ved borelokasjonen er 70 meter.
Hovedformålet er å undersøke potensiell hydrokarbonforekomst i Upper Jurassic i Ula-formasjonen. Forventet hydrokarbon er gass/kondensat.
Brønnen vil bli boret som en vertikal letebrønn og topp Ula-reservoar er prognosert på 5.758 meter TVD RKB. Estimert reservoartrykk (1284 bar) og temperatur (202 °C) ligger i intervallet for hva som defineres som en HPHT-brønn (høyt trykk/høy temperatur-brønn).
Dersom det påvises hydrokarboner i Ula-formasjonen, så vil også hydrokarbonpotensialet i Triassic Skagerrak-formasjonen undersøkes. Topp Skagerrak-reservoar er prognosert på 6.008 meter TVD RKB. Estimert reservoartrykk er 1.264 bar og temperatur 209 °C. Estimert boredybde er 6.200 meter TVD RKB avhengig om hydrokarboner påvises eller ikke.
Spud er planlagt tidligst i september, men Total har fortalt Leteuken at det ikke er sikkert den skal bores i år. Planlagt varighet for boreoperasjonen er 180 dager dersom brønnen er tørr. Dersom hydrokarboner påvises, er planlagt varighet 198 dager.

Rettighetshaverne for lisensen er operatøren Total EP Norge AS med en eierandel på 60 prosent, samt partnerne GDF Suez med 20 prosent og Petoro med 20 prosent.

Suncor
Etter å ha boret tørt på 25/10-13 S Havfrue i PL 571 vil Suncor bore en ny brønn med intensjon om å undersøke prospektene, lisensen og området nærmere; letebrønnen 25/10-14 S.
Brønnen skal ifølge Suncors plan bores med semien «Borgland Dolphin», og den er lokalisert i Nordsjøen på ca. 120 meters havdyp, 9 km vest for Balder, og om lag 151 km vest for Utsira, som er nærmeste avstand til fastlandet.
Letebrønnen skal bores med reservoarene Havfrue og Fomle som mål. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2.191 og 2.308 meter TVD RT. Man planlegger ikke brønntest.
Det skal potensielt bores et 9 7/8″ pilothull for å undersøke etter grunn gass og grunt vann, men beslutning for boring av pilothull avgjøres i fortsettelsen av planleggingsfasen.
Varighet for boring samt permanent tilbakeplugging av brønnen estimeres til maksimalt 52 døgn ved funn. Dette inkluderer permanent tilbakeplugging, 10 prosent ekstra tid for «venting på vær» og 7 prosent ekstra for nedetid. Ifølge Suncors letesøknad, datert 13. juli 2015, er borestart planlagt i november 2015, men kan muligens begynne så tidlig som oktober.

Suncor Energy Norge AS er rettighetshaver og operatør av PL 571, som består av blokkene 25/7 og 25/10, med 60 prosent eierandel. Statoil Petroleum AS er lisenspartner med 40 prosent av eierandelen.

«Borgland Dolphin»

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).