Leteuken – Uke 33, 2015

Pågående brønner:

E.ON
E.ON boret denne uken tørt på 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.
Primærmålet for brønnen var Midt-Jura Fangstgruppen, bestående av Garn- og Ileformasjonene, som var prognosert på 2.081 meter TVD.
I primært letemål påtraff brønnen en om lag 30 meter reservoarbergarter i Garnformasjon og 60 meter reservoarbergarter i Ileformasjonen (Fangstgruppen), begge med meget god reservoarkvalitet. I sekundært letemål ble det påtruffet om lag 95 og 70 meter reservoarbergarter i henholdsvis Tilje- og Åreformasjonen i Båtgruppen, begge med gode til meget gode reservoaregenskaper. Brønnen er tørr, ifølge OD.
Brønnen ble boret til et målt og vertikalt dyp på henholdsvis 2.470 og 2.306 meter under havflaten og ble avsluttet i Åreformasjonen i nedre jura.
Havdypet er 350 meter. Det er utført datainnsamling, og brønnen blir permanent plugget og forlatt.
Letebrønnen ble boret med semien «Borgland Dolphin», som nå skal til utvinningstillatelse 248 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 35/11-18 Syrah der Wintershall Norge AS er operatør.

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”

Lundin
Etter funnbrønnen Morkel, har Lundin og semien «Bredford Dolphin» gjort nok et funn; denne gangen på 16/4-9 S Luno II North i Luno II-prospektet.
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.
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i reservoarbergarter av jura til trias alder. Brønnen påtraff en oljekolonne på 23 meter i konglomeratisk sandstein i forannevnte bergarter, hvorav 18 meter med moderat reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble påtruffet 1.954 meter under havflaten. Hele reservoaret, inklusiv vannsonen, består av sandsteiner og konglomerater med om lag 230 meter tykkelse.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er på mellom to og fire millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter. Funnet vil bli utviklet sammen med funnet 16/4-6 S og vurdert tilknyttet Edvard Grieg-feltet.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. En formasjonstest ble gjennomført. Produksjonsraten var på 150 standard kubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 32/64 tommers dyseåpning. Testen viste moderate strømningsegenskaper. Oljen er lett med et gass/olje-forhold på 210 Sm3/Sm3.
«Bredford Dolphin» skal nå bore undersøkelsesbrønn 6306/5-2 Hagar i undersøkelsestillatelse 642 i Norskehavet, der Repsol Exploration Norge AS er operatør.

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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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

”Island Innovator”

Wintershall
Wintershall regner med at semien «Borgland Dolphin» begynner å bore letebrønnen 35/11-18 Syrah, i PL 248, 15. eller 16. august. Brønnen er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen, og 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.
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.

Statoil
Etter å ha fått ODs klarsignal er Statoil i gang med å 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.
Brønnen bores med semien ”Songa Trym,” og tidligste borestart på Knappen var opprinnelig estimert til medio februar 2015, men så dro riggen til britisk farvann. Riggen er nå på lokasjonen, og ifølge Statoil er de i gang med boringen.
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 meter. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.
Brønnen ble påbegynt 13. august 2015, og operasjonen er estimert til å ha en varighet på 39 døgn inkludert permanent plugging.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Statoil Petroleum AS er operatør i lisens 072 (40 prosent) med partnerne ExxonMobil Exploration & Production Norway AS (30 prosent) og Origo Exploration Norway AS (30 prosent*).

*Origo har kjøpt 10 prosent fra Statoil og 20 prosent fra ExxonMobil.

Maersk
Etter å ha forlatt norskehavsbrønnen 6406/6-4 Tvillingen Sør tidligere i år, gjør Maersk et nytt forsøk og borer 6406/6-4 S. Også denne gangen utfører semien «Leiv Eiriksson» boreoperasjonen. Prospektet ligger i lisens PL 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og borelokasjonen er omkring 28 km sørøst for Kristin-feltet.
Da partnerskapet i PL 510 besluttet å plugge og forlate letebrønnen 6406/6-4 Tvillingen Sør, ble det gjort som følge av problemer i forbindelse med å sette boreforlengelsesrør i midtseksjonen av brønnen. Lisenspartnerne har nå evaluert videre muligheter for lisensens arbeidsprogram, og borer dermed i Tvillingen Sør prospektet nok en gang.
PL 510 ble tildelt i TFO 2008, og Tvillingen Sør er et av fem prospekter i lisensen. Tvillingen Sør er estimert å ha potensielt 104 millioner fat oljeekvivalenter (mboe), med en funnsannsynlighet på 40 prosent. Et eventuelt funn er ventet å være gass/kondensat av typen Lavrans, som kan knyttes til Kristin, med potensiell produksjonsstart i 2018/2019.
Brønnen 6406/6-4 ble i februar 2015 beskrevet som en HPHT-brønn, lokalisert på 260 meters havdyp 27,8 km sørøst for Kristin-feltet og 42,6 km vest for Mikkel-feltet. Korteste avstand til land var ca 140,75 km til Frøya i Sør-Trøndelag. Letebrønnen skulle bores som en S-brønn med maks vinkel på 18°. Maksimalt planlagt boredyp var ca 4.700 m MD RKB. Hensikten med boringen var å undersøke potensialet for hydrokarboner i formasjonen Jura (Garn, Ile, Åre og Tilje). Reservoaret var forventet å inneholde tørr gass/kondensat. Det var ikke planlagt testing eller sidesteg.
Brønnen 6406/6-4 S ble påbegynt 11. august 2015, og operatøren regner med å bruke 113 dager totalt på boreoperasjonen.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

Maersk er operatør i lisens 510 (50 prosent) med partnerne Edison (30 prosent) og North Energy (20 prosent).

«Leiv Eiriksson»

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.

Nedtelling til boreslutt (ca.):

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»

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.

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.

Kommende brønner:

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. Nå som semien er ferdig på Lundins 16/4-9 S Luno II North, står 6306/5-2 Hagar for tur. Ifølge operatøren tar de over ”Bredford Dolphin” enten 15. eller 16. august, og spud forventes sent i uke 34.
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”

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»

Lundin
Operatøren har en annen letebrønn i samme lisens som Alta III; Neiden-prospektet, nord for Alta-funnet. OD og Ptil 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.
Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 7220/6-2 Neiden, og funnsjansen har Lundin vurdert til å være 30 prosent.
Tidligst forventede oppstart er medio august (tidligere dato var september), ifølge Ptil, som også tror operasjonen vil vare i 40 dager. Ifølge Lundins letesøknad er estimert varighet for boreoperasjonen på ca. 31 dager uten brønntesting. Forventet total varighet med to brønntester er 59 dager. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon.

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 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.

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 har planer om å bore letebrønn 16/4-10 Fosen i PL 544 med semien «Island Innovator». Planlagt brønnlokasjon ligger på Utsirahøyden, i midtre del av Nordsjøen, om lag 175 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland, og ca. 30 km sør for Edvard Grieg feltet. PL 544 består kun av blokken 16/4. Vanndypet på lokasjonen er 95 meter (MSL ±1 meter) og sjøbunnen består hovedsakelig av siltholdig sand.
Hovedformålet med brønnen er å teste tilstedeværelse av hydrokarboner i bergarter av øvre Jura alder. For denne brønnen er det benyttet Edvard Grieg (Luno) råolje som referanseolje.
Operatøren estimerer ressursene til omkring 77 millioner fat oljeekvivalenter (MMboe), og anslår det er 22 prosent sjanse for geologisk suksess.
Brønnen planlegges boret til 2.680 meter TVD målt fra boredekk. Et 9 7/8″ pilothull bores fra 192 meter RKB til 750 meter RKB. Brønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og en brønntest, avhengig av brønnresultatene. Sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. Formålet med brønntesten vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret.
Lundin forventer oppstart i november 2015 (ikke i desember, som tidligere rapportert), og regner med at boreoperasjonen har en varighet på 60 dager uten sidesteg og brønntesting. Boring av sidesteget er estimert å ta 29 dager, og brønntestingen; 21 dager. Forventet total varighet med samtlige opsjoner er 110 dager.

Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (operatør) med 40 prosent eierandel, Bayerngas Norge AS med 30 prosent andel og Lime Petroleum Norge med 30 prosent andel.

Statoil
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.
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»

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»

Wintershall
Wintershall forventer borestart på barentshavprospektet deres tidligst i desember, og det er planlagt 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).

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).