Leteuken Nord – Uke 51, 2014

«Island Innovator» skal bore Alta-avgrensning, BG går ut av Vøring-bassenget og Imsa og Tvillingen Sør har fått boretillatelser. Her er årets siste Leteuken Nord.

Lundin
I Barentshavet har Lundin fire brønner på boreprogrammet for norsk sokkel i 2015, som selskapet la fram i forbindelse med 3. kvartalsrapporten onsdag 5. november.

Første brønn ut er Alta Appraisal 1–brønnen i PL 609. Brønnen som skal bores er 7220/11-2 i PL 609, og er lokalisert i region Bjørnøya Sør i Barentshavet. Avstand til kysten er ca. 160 km (Sørøya, Finnmark), og avstand til Bjørnøya ca. 264 km. Havdypet er ca. 388 m. Brønnen er planlagt boret med den Maracc-eide semien «Island Innovator,» som Lundin foreløpig har på kontrakt ut første kvartal 2015, med mulighet for ett års opsjon.
Boreaktiviteten er planlagt å starte opp i mars 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen.
Formålet med brønnen er å bekrefte reservoarmodellen for Alta strukturen, verifisere tilstedeværelse av kommersielle hydrokarboner i vestre del av Alta-strukturen og kalibrere dybdekonverteringen.
Primærmålet er en permisk og triasisk konglomerat formasjon. Totalt dyp er satt til 2050 m TVD RKB gitt funn.
Dersom brønnen er tørr vil planlagt dyp på brønnen kortes ned. Boreprogrammet er optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer fra andre brønner i området. Det vil vurderes å gjennomføre inntil to brønntester i hovedbrønn og eventuelt sidesteg, avhengig av brønnresultatene. Sidesteg vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
Varigheten av operasjonen er estimert til ca. 60 dager (gitt funn). Et eventuelt sidesteg vil ha en varighet på inntil 29 dager og varighet på inntil 2 brønntester vil ha en anslått varighet på 21 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt at alle opsjoner benyttes vil da være ca. 110 dager.

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

Den neste brønnen på programmet er letebrønnen i Neiden-prospektet, nord for Alta-funnet, i samme lisens. Neiden skal spuddes i slutten av juni, når riggen er ferdig på Alta Appraisal 1, og boreoperasjonen har en estimert varighet på omkring 40 dager.

Når riggen er ferdig på Neiden, går den igjen sørover til Alta for å bore Alta Appraisal 2. Beregnet oppstart er første halvdel av juli, og denne brønnen har en estimert varighet på 60 dager.

Etter den siste appraisalen på Alta, er det en borepause i programmet på ca 30 dager, før operatøren i november skal bore en letebrønn i Ørnen-prospektet i PL 708 i Barentshavet Øst. Lisenspartner North Energy tror Ørnen kan inneholde 300 millioner fat olje, mens 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 nok en oljeprovins i Barentshavet.
Ørnen vil være tidenes nest østligste letebrønn på norsk sokkel. Operatøren har tidligere bekreftet at man vurderer flere riggalternativer.
Lisensen ligger nord for Nordkyn-halvøya i Finnmark, og dekker arealer i blokkene 7130/4 og 7130/7.
Letemålet er øvre Perm Spikulitter som tidligere er testet i brønn 7128/ 4-1 på Finnmarksplattformen, og er tilsvarende bergartene som er testet på Gohtafunnet. Et sekundært letemål er Karbon/Perm reservoarer representert ved kalksteiner tilsvarende de bergarter det ble gjort funn på i Alta-strukturen på Lopphøgda.
Kun Statoils Guovca-brønn, som semien ”Eirik Raude” boret tørt på i 2005, er boret lengre øst på sokkelen. Lisenspartner North Energy sier den første brønnen i 708-lisensen skal bores i første kvartal 2015.
Når riggen setter boret i bakken på Ørnen, jakter man på 316 millioner fat olje i Seiland Øst P1/Ørnen Nord. Den 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. Skulle forventningene innfris, vil det åpne en ny oljeprovins øst i norsk sektor i Barentshavet, og være startskuddet for basevirksomhet og annen aktivitet i Øst-Finnmark. Det faktum at Lukoil eier en femtedel av lisensen, åpner også for interessante perspektiver for samarbeid videre østover.

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).

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.

Lengre sør har man ifølge operatøren pågående operasjonene i letebrønn 6405/12-1 i Lindarormen-prospektet i Norskehavet, etter litt plunder og en mindre lekkasje av hydraulikkvæske under kjøring av BOP for noen uker siden. Denne uken (uke 51) forteller operatøren at de regner med å være ferdig på prospektet i januar neste år.
Lindarormen ligger i PL 584 i Norskehavet, og brønnen ble spuddet 30. oktober av semien «Bredford Dolphin.»
Formålet er å påvise reservoarpotensiale og hydrokarboner i Paleocene sandsteiner i Råsbassenget. Lundin anslår at Lindarormen kan ha potensiale til å inneholde 194 millioner fat oljeekvivalenter. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene, da for å teste produksjonsegenskapene i reservoaret.
Varigheten av operasjonen er estimert til 111 døgn, inkludert sidesteg, brønntesting og plugging. Planlagt totaldybde for brønnen er 3.305 meter, målt fra boredekk.
Brønnen ligger 80 km nordvest for Ormen Lange-feltet. Nærmeste avstand til land er 130 km, Smøla i Møre og Romsdal. Vanndypet på lokasjonen er 418 meter.

Rettighetshavere i PL 584 er Lundin Norway AS (operatør med 60 prosent) og BayerngasNorge AS med 40 prosent andel. Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2011.

BG Norge
Partnerne drømte om 1,7 milliarder fat oljeekvivalenter i dypvannsprospektet Gullris, men i januar leveres lisensen tilbake.

På vegne av partnerne i norskehavslisensen PL 522 har operatør BG søkt om å få levere lisensen tilbake til myndighetene. En brønn er boret i Gullris-prospektet, og resultatet var nedslående. Nå gir man opp.

Lisensen var en av de mest omsøkte i 20. runde, og forhåpningene til hva som skjulte seg under havbunnen 1.262 meter under havoverflaten, var store. I forkant av boringen håpet lisenspartner Det norske, som overtok andelen som del av fusjonen med Aker Exploration, på gassreserver på mellom 700 og 1700 millioner fat oljeekvivalenter.

Det kunne vært starten på et gasseventyr i Norskehavet Nord, men slik ble det ikke.

Én letebrønn ble boret i lisensen i 2011; letebrønnen 6604/2-1, rundt 45 kilometer sørvest for Asterix-funnet, og rundt 60 kilometer nord for Gro. Semien «Aker Barents” boret den til et vertikalt dyp på 3.511 meter under havoverflaten, og målet var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter (Springarformasjonen). Den påtraff Springarformasjonen med reservoarbergarter og reservoarkvalitet som forventet, men brønnen var tørr.

Olje- og energidepartementet har nå godtatt innleveringen, som får effekt fra 1. januar 2015. Inntil da er BG Norge operatør for Gullris-lisensen, med en andel på 40 prosent. Øvrige andelshavere er Idemitsu Petroleum (20 prosent), Petoro (20 prosent), Det norske (10 prosent) og Centrica (10 prosent).

Wintershall
Wintershall skal bore letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. «Transocean Arctic,” som skal bore brønnen, er fremdeles på Lundins Storm-lokasjon, hvor man ifølge operatør Lundin sannsynligvis er ferdig før nyttår.

Operatøren fikk i uke 49 Petroleumstilsynets samtykke til å bore brønnen, og nå (i uke 51) har Wintershall også fått Oljedirektoratets tillatelse. I uke 50 kunne operatøren fortelle at brønnen kan bli spuddet før året er omme, men antakeligvis vil spud finne sted i begynnelsen av 2015.

Brønnen ligger i lisens 589, som omfatter blokkene 6406/2 og 6406/5, ca. 27 km sør for Kristin-plattformen og 22 km vest for Tyrihans-feltet.

Operatøren har tidligere boret flere letebrønner i samme området, de nærmeste er Rodriguez som ligger 36 km øst nordøst, og Maria Appraisal 35 km nordøst for Imsa. Vanndypet på lokaliteten er 262 meter.

Brønn 6406/2-8 er planlagt boret som en vertikal brønn med total dybde av ca. 5.243 meter. Det vil bli boret et 12- 1/4» pilothull for å sjekke for grunn gass, hovedformålet med brønnen er å studere hydrokarbonpotensialet i Garn -formasjonen i Jurassic -reservoaret. Videre vil også formasjonene Ile, Tilje, Tofte og Åre undersøkes, siden det også finnes forventninger om hydrokarboner i disse formasjonene. Estimert total dybde er 5.219 meter.

Brønnen er HTHP (high temperature high pressure) og er som sagt planlagt boret med semien «Transocean Arctic,» etter hvert som denne blir ferdig med Lundins Storm. Varigheten på operasjonene er beregnet til 196 døgn ved funn og brønntesting.

Wintershall er operatør (40 prosent) med partnerne RWE Dea (30 prosent) og Repsol (30 prosent).

Maersk
Maersk skal bore letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow) i Norskehavet i første kvartal 2015. I uke 49 fikk operatøren Petroleumstilsynets samtykke til å bore brønnen, og denne uken (uke 51) har Maersk fått Oljedirektoratets tillatelse. Prospektet ligger i lisens 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og brønnen skal bores av «Leiv Eiriksson.» Operasjonene har en planlagt varighet på 120 døgn.
Brønnen er en HPHT-brønn (Høyt trykk, høy temperatur), lokalisert ca 27,8 km sørøst for Kristin-feltet og 42,6 km vest for Mikkel-feltet. Korteste avstand til land er ca 140,75 km til Frøya i Sør-Trøndelag. Havdypet er ca 260 meter.
Brønnen er en type S-brønn med maks vinkel på 18°. Maksimalt planlagt boredyp er ca 4.700 m MD RKB. Riggen vil være oppankret med 8 anker under operasjonen. Det er ikke planlagt testing eller sidesteg.
Hensikten med boringen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i formasjonen Jura (Garn, Ile, Åre og Tilje). Reservoaret er forventet å inneholde tørr gass/kondensat.
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. Dersom det gjøres funn er det ventet å være gass/kondensat av typen Lavrans. Et eventuelt funn kan bli knyttet til Kristin, med potensiell produksjonsstart i 2018/2019.

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

Centrica
Oljedirektoratet (OD) bekreftet i uke 50 at operatøren har påtruffet gass i letebrønn 6707/10-3S i Ivory-prospektet i Norskehavet, som ble annonsert av lisenspartnerne Atlantic Petroleum og Rocksource i uke 49. Ifølge OD er «West Navigator» fremdeles på lokasjon.
Brønnen ble boret om lag 20 kilometer nordøst for Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet.
Primært og sekundært letemål for brønnen var å påvise petroleum i øvre kritt reservoarbergarter, henholdsvis Kvitnos- og Lysingformasjonen.
Brønn 6707/10-3 S påtraff en total gasskolonne på om lag 12 meter i Kvitnosformasjonen med gode reservoaregenskaper. Hele reservoarsonen, inklusiv vannsonen, har en brutto mektighet på om lag 200 meter.
I sekundært letemål ble det påtruffet reservoarbergarter på til sammen om lag 25 meter mektighet i Lysingformasjonen som var tett og vannførende.
Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom to og åtte milliarder standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar gass. Rettighetshaverne skal vurdere brønnresultater med tanke på lønnsomhet.
Ifølge operatøren vil det bli tatt avgjørelse om utbygging om et år.

– Vi har ikke kommet til noen konklusjon, og funnet må sees i sammenheng med resten av lisensen, sier Gro Kyllingstad, VP Exploration & Subsurface (visepresident leting og undergrunn) hos Centrica.

– Vi har samlet inn data, og har ikke gitt opp lisensen. Nå arbeider vi videre, men vet ikke ennå hva dette ender opp med, sier hun.

Hun kunne i uke 50 fortelle at de minst kommer til å bruke ut neste år før det tas noen beslutning. Hun vet heller ikke om det kommer til å bores flere letebrønner i lisensen.

Brønnen ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.
Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 528 B. Tillatelsen ble tildelt i 21. konsesjonsrunde, som tillegg til utvinningstillatelse 528.
Brønn 6707/10-3 S ble boret av «West Navigator» til et vertikalt dyp av 4264 meter under havflaten, og ble avsluttet i Langeformasjonen i nedre kritt. Havdypet er 1421 meter. Brønnen blir nå permanent plugget og forlatt.

Centrica er operatør i PL528 B med 40 prosent eierskap. Partnere er Statoil (25 prosent*), Wintershall (10 prosent*), Rocksource Exploration Norway (10 prosent), Atlantic Petroleum Norge AS (9 prosent) og Repsol (6 prosent).

*Wintershall sin eierinteresse forutsetter myndighetsgodkjennelse.

Statoil
Statoil skulle etter planen jakte ekstraressurser til Aasta Hansteen-utbyggingen og bore letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord i Norskehavet med semien ”Transocean Spitsbergen” i fjerde kvartal 2014, men har suspendert riggen ut året. Riggen ankom i slutten av uke 48 Westcon i Ølen, hvor den skal gjennom en periodisk klassing.
Operatøren tar nå sikte på å spudde brønnen i februar 2015, med den samme riggen som i de opprinnelige planene.
Brønnen ligger i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget ca 222 km fra land som er Røst i Nordland og 150 km fra nærmeste installasjon, Norneskipet. Letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord har posisjon bredde 67°05’08» N og lengde 06°52’00» E og skal bores i utvinningstillatelse PL 218. Vanndypet er 1312 meter, pluss/minus  5 meter. Det vil ikke bli boret noe pilothull for å sjekke for grunn gass.
Primært formål med letebrønnen er å påvise hydrokarboner i Nise-formasjonen, kritt alder. Det er forventet gass i reservoaret. Toppreservoar i Nise-formasjonen er prognosert på 2.481 meter vertikalt dyp, mens planlagt TD (total dybde) er planlagt til 2.740 meter. Reservoartrykket estimeres til å ligge rundt 267 Bar og reservoartemperatur på ca 37 °C. Det vil bli foretatt datainnsamling før brønnen blir permanent plugget og forlatt, men det er ikke planlagt noen brønntest.
Hele operasjonen er beregnet til 40 døgn.

Statoil er operatør i PL 218 (75 prosent) med partnerne OMV (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).

Tullow
Tullow skal bore Zumba-prospektet i PL591 i Norskehavet. Lisensen befinner seg på Halten-terrassen i Norskehavet, like nord for Åsgard-feltet, dekker arealer i blokkene 6507/8, 9 og 11, og er følgelig i umiddelbar nærhet til flere produserende felt. Tullow har allerede gjennomført en borestedsundersøkelse i området, inkludert innsamling av geofysiske data, miljøundersøkelser og geotekniske undersøkelser for ankerlokalisering.
Målet med boringen er å teste sandsteiner av øvre jura alder (Rogn-ekvivalent) i den nordlige del av Grindagraben. Prospektet er lokalisert i et område med flere funn av olje og gass/kondensat.
Ifølge lisenspartner North Energy er borestart satt til andre kvartal i 2015. Hvilken rigg som skal utføre oppdraget har foreløpig ikke kjent, men Tullow håper å finne opptil 254 millioner fat oljeekvivalenter i prospektet.

Lisens 591 har vært gjennom noen omrokkeringer, og fordeler seg mellom Tullow (Operatør med 80 prosent), og North Energy (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).