Shell
Shell og semien ”Transocean Barents” har avsluttet boringen av avgrensningsbrønn 6305/8-2 D-Far South på Ormen Lange –feltet. Hensikten med brønn 6305/8-2 var å avgrense feltet mot sør, da det var uklart om området var drenert eller ikke optimalt drenert av eksisterende utvinningsbrønner.
Avgrensningsbrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 3,037 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Kyrreformasjonen i øvre kritt. Brønnen påtraff en gasskolonne på 28 meter med en underliggende vannsone i ‘Egga reservoarenhet’ med meget god reservoarkvalitet. Både ‘Våle heterolithics’ og Jorsalafareformasjonen var vannførende med henholdsvis meget god og varierende fra dårlig til meget god reservoarkvalitet. Vannsonen er til sammen på om lag 70 meter.
Ifølge Oljedirektoratet (OD) gir de foreløpige brønnresultatene ”ikke grunnlag for endringer av de forventede utvinnbare reserver fra Ormen Lange,” men OD sier videre at ”rettighetshaverne vil vurdere en videre utvikling av dette området av feltet med en tilknytning til den sørligste bunnrammen på feltet.” Brønnen ble boret om lag sju kilometer sør-sørøst for sørligste brønnrammen på feltet.
Ormen Lange ble påvist i 1997 og har vært i produksjon siden 2007, og dette er den niende letebrønnen som er boret på Ormen Langefeltet og den andre avgrensningsbrønnen boret i utvinningstillatelsen 250, tildelt i 15. runde i 1999. Havdypet er 615 meter. Brønnen blir permanent plugget og forlatt, og riggen skal til Draugen-feltet i Norskehavet for å permanent plugge utvinningsbrønn 6407/9-A-53-H i utvinningstillatelse 093, også der med Shell som operatør.
Shell er operatør i PL 250 med 17,04 prosent. Andre andelshavere er Statoil (28,91 prosent), Dong (10,34 prosent), ExxonMobil (7,23 prosent) og Petoro (36,48 prosent).
Statoil
Statoil startet denne uken boringen av avgrensningsbrønnen 30/9-26 S, som ligger på 103 meters havdyp i PL 104 i Nordsjøen. Brønnen bores av semien ”Songa Delta” som del av operatørens Oseberg Delta 2 –boreprogram, og er den tredje brønnen som bores i det såkalte Delta 2 –funnet.
Funnbrønnen 30/9-21 S ble boret i 90 meters havdyp syv kilometer vest Oseberg Sør-plattformen av semien ”Transocean Winner” og avsluttet i mai 2008. Denne ble boret til et vertikalt dyp på 3,437 meter og påviste mellom 2 og 5 millioner Sm3 oljeekvivalenter (mest olje men også gass) i øvre deler av Brent-gruppen fra midtre jura. Brønn nummer to, avgrensningsbrønnen 30/9-21 A, ble boret som et sidesteg til funnbrønnen for å teste potensialet i øvre jura reservoarbergarter, men uten å treffe på kommersielle volumer.
Rettighetshavere i utvinningstillatelse PL 104 er Statoil (operatør med 49.3 prosent andel), Petoro (33.6 prosent), Total (14.7 prosent) og ConocoPhillips (2.4 prosent)
Statoil og semien ”Transocean Leader” borer denne uken videre i henholdt til plan i Nordsjø-brønn 30/11-10 Krafla North, som de spuddet 2. november.
Boringen av letebrønn 30/11-10 Krafla North og sidesteg 30/11-10 A Krafla Main i PL 272/035 var opprinnelig planlagt å starte i midten av september i år, og operasjonen har en estimert varighet på 78 døgn, inkludert sidesteg og tilbakeplugging.
Letebrønnen bores i den nordlige delen av Nordsjøen, 22 km sørvest for Oseberg Sør. Vanndybden på borelokasjon er 104 meter, og korteste avstand til land, som er Øygarden i Hordaland, er om lag 130 km.
Statoil er operatør i PL 272/PL 035 med 50 prosent andel. Partnerne er Svenska Petroleum med 25 prosent og Det norske med 25 prosent.
Også i letebrønn 2/4-22 S Romeo som jackupen ”Maersk Gallant” spuddet 10. september lengst sør i norsk sektor i Nordsjøen 10. september, er boreoperasjonene ifølge operatøren pågående. Brønnen er del av duoen Romeo og Julius som til sammen utgjør operatørens King Lear –felt.
I 2012 fant Statoil mellom 70 og 200 millioner fat oljeekvivalenter i form av gass- og kondensat i King Lear, og Romeo er den første av to nye brønner som skal bores i PL146/PL333.
Romeo-boringen skal teste potensialet nord for King Lear, mens Julius-prospektet skal både avgrense King Lear-funnet og ytterligere teste potensial sør for funnet. Planlagt boredybde (TD) er 4.799 meter og 4.792 meter total vertikal dybde (TVD) ved tørr brønn, og 5.237meter TD / 5230 meter TVD ved funn. Blir det funn, blir det også boret et sidesteg.
Letebrønn 2/4-22 S ligger på rundt 67 meters havdyp i PL146 sør i norsk sektor av Nordsjøen, ca. 15 km nord for Ekofisk-feltet.
Operasjonen har en estimert varighet 189 døgn for boring av hovedbrønnen og totalt 243 døgn for hele operasjonen dersom det blir besluttet å bore sidesteg. Den lange boretiden skyldes at dette, i likhet med King Lear, er en høytrykks-/høytemperaturs-brønn (HPHT). Det faktum at King Lear var en videreføring av brønnen hvor semien «Saga Treasure» i 1989 fikk et kraftig brønnspark som siden endte opp i en undergrunnsutblåsning man til slutt måtte inn med Boots & Coots for å få kontroll på, bidrar til den økte forsiktigheten.
Statoil er operatør for PL 146 og PL 333 med en eierandel på 77,8 prosent, og Total E&P Norge som eneste partner med en eierandel på 22,2 prosent.
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 suspenderer nå riggen ut året. Operatøren har ikke villet si noe om hva som nå skjer med boringen, men trenger de eventuelle tilleggsressursene for å sikre lønnsomheten i Aasta Hansteen-utbyggingen, så den blir sannsynligvis utsatt eller boret med en annen rigg. Nå er det begrenset hvilke rigger med SUT for norsk sokkel som kan gjøre jobben, da vanndybden på borelokasjon er 1.312 meter.
Statoil er operatør i PL 218 (75 prosent) med partnerne OMV (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).
Wintershall
I uke 46 ble det klart at Wintershall skal bore letebrønnen 35/12-5 og sidesteget 35/12-5 A i Crossbill-prospektet i PL 378. Prospektet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, og nærmeste avstand til land er 41 km, som er Atløy-Værlandet. Brønnen ligger mellom feltene Fram i sørvest og Gjøa i nord, med henholdsvis 18 km og 13 km avstand. Wintershall’s avgrensningsbrønn Skarfjell South 35/9-10 S&A ligger ca. 8 km nordvest i PL 418. Vanndypet på lokasjonen er 353 m.
Crossbill skal bores med semien «Transocean Arctic.» Riggen er for tiden på Lundins Storm-prospekt, men skal så innom Wintershall Imsa og muligens bore enda en brønn for Lundin før den tar fatt på Crossbill. Tidligst forventet oppstart for boringen er derfor mars 2015. Boretid er beregnet til 170 dager ved funn, inkludert ett sidesteg og to brønntester. Det er også lagt inn en opsjon for boring av en ekstra 17 ½» seksjon ved behov.
Formålet med boringen er å bevise tilstedeværelse av reservoar og hydrokarboner i Øvre Jura Sognefjord og/eller Midtre Jura Fensfjord, vurdere og fastsette verdien av Crossbill-prospektet, undersøke potensielle synergier med Skarfjell-utbyggingen og forstå migrasjonsrutene i formasjonene.
Crossbill-prospektet inneholder potensielt to reservoarer, en i Sognefjord og en i Fensfjord sandstein. Petroleum er forventet å ha lekket ut fra Heather- og Draupneformasjonene og samlet seg innenfor Crossbill-dreneringsområdet. Det forventes at begge reservoarene vil inneholde olje med samme egenskaper som den tidligere borede brønnen Skarfjell South. Det forventes også lik olje i sidestegene.
Brønnen vil bores til totalt dyp (TD) på 3331 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp fra boredekk), og deretter plugges og forlates etter endt operasjon. Sidesteget er planlagt fra 20″ casing med en total dybde på 3769/4060 m MD RKB.
PL 378 ble tildelt i 2006. Wintershall er operatør i lisensen (45 prosent). De øvrige eierne er Talisman Energy Norge AS (35 prosent) og Capricorn Norge AS (20 prosent).
Wintershall skal som nevnt bore letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. 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 planlagt boret med semien «Transocean Arctic» når denne er 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).
Lundin
Lundin startet 30. oktober boringen av letebrønn 6405/12-1 i Norskehavet, og melder denne uken at alt går i henhold til planen.
Letebrønnen i Lindarormen –prospektet ligger i PL 584 i Norskehavet, og bores med semien «Bredford Dolphin.»
Formålet med brønnen 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.
”Bredford Dolphin” skal deretter til Nordsjøen, hvor operatøren ifølge boreprogrammet starter en ny brønn i Luno II-prospektet i PL 359 i januar. Brønnen, 16/4-9 S, ligger i PL 359, som ligger i midtre delen av Nordsjøen, om lag 171 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland og ca. 15 km sør-vest for Edvard Grieg-feltet. Lisensen omfatter deler av blokk 16/1 og 16/4. Dette er en avgrensningsbrønn av Luno II-funnet (brønn 16/4-6 S, boret i 2013). Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.
Formålet med avgrensningsbrønnen 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.
En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret.
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 1958 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). TD (total dyp) er satt til 2490 m TVD RKB. Det mulige sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
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. I tillegg søkes det om tillatelse for utslipp i forbindelse med en mulig brønntest, enten i hovedbrønnen eller i det mulige sidesteget. 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. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 40 prosent) Premier Oil Norge AS (30 prosent) og Statoil Petroleum AS (30 prosent) som partnere.
«Bredford Dolphin» fortsetter deretter til Nordsjø-prospektet Morkel hvor den skal bore letebrønn 33/2-2 i PL 579. Lisensen omfatter deler av blokkene 33/2 og 33/3. Brønnen ligger om lag 168 km fra nærmeste land, som er Kinn i Sogn og Fjordane. Vanndypet på lokasjonen er 343 meter, og tidligste oppstart for er februar 2015, basert på pågående og kommende operasjoner med riggen.
Formålet med letebrønnen er å bevise hydrokarbonpotensialet i jura sandstein i prospektet. Det sekundære målet er å teste reservoarpotensialet i undre jura og trias sandsteiner og bekrefte seismiske tolkninger og geologiske modeller. Brønnen planlegges boret til 3525 m TVD målt fra boredekk. Topp av reservoar er beregnet til 2973 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). 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 er forventet å være av Jurasisk alder og bestå av sandstein.
Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 56 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 66 dager gitt funn. Boring av et kort sidesteg er estimert til 25 dager, og et langt sidesteg er estimert til 27 dager. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene. Formålet med testen vil være å undersøke produksjonsegenskapene til reservoaret. En eventuell brønntest 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 107 dager.
Lisens 579 ble tildelt ved TFO-runden i 2011. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent) og Bayerngas Norge AS (50 prosent) som eneste partner.
Operatøren forteller at alt fremdeles går i henhold til planen i letebrønnen 33/2-1 Storm i nordsjølisens PL 555 nord for Statfjord og ca. 65 km nordvest for Snorre. Lundin startet boringen torsdag 7. oktober i lisensen som dekker arealer i blokk 33/2 helt nord i norsk sektor av Nordsjøen, med grense mot britisk sokkel i vest. Nærmeste naboer på britisk side er Thistle og Don-feltene.
Hovedmålet med brønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i øvre jura sandsteiner tilsvarende reservoaret i Magnus-feltet på britisk sokkel, ca. 35 km mot sør. Lundin anslår at Storm kan inneholde brutto potensielle ressurser på 89 millioner fat oljeekvivalenter.
Den planlagte totale dybden er 4.500 meter under havflaten, og boring er ventet å ta om lag 80 dager. Det er semien «Transocean Arctic» som borer brønnen. Etter Storm skal riggen til Wintershalls Imsa-brønn i Norskehavet.
Lundin er operatør i PL 555 med 60 prosent andel, med Bayerngas som eneste partner (40 prosent).
Operatøren har også en brønn i Nordsjøen med oppstart i april; Edvard Grieg Appraisal SE i lisens 338. Denne har en estimert varighet på rundt 75 dager. En mulig rigg her kan være «Transocean Arctic,» som Lundin disponerer via et riggkonsortium sammen med VNG og Wintershall frem til tredje kvartal 2015.
Ifølge Lundin er også alt i rute i letebrønnen semien «Island Innovator» startet boringen av 27. oktober; 25/10-12 i operatørens Kopervik-prospekt i PL 625 i Nordsjøen, nær ExxonMobils Balder-felt.
Forventede hydrokarboner i letebrønn 25/10-12 er olje av samme type som i Luno (Edvard Grieg).
Kopervik-prospektet ligger på 166 meters havdyp på vestre flanke av Utsira High, høydeformasjonen hvor Lundin i sin tid gjorde Avaldsnes-funnet som etterhvert har blitt Johan Sverdrup-feltet. Primærobjektivet for brønnen er å teste hydrokarbonpotensialet i Draupne-formasjonen, sekundært å teste reservoarkvaliteten i Hugin-/Sleipner-/Statfjord-formasjonene.
Hovedbrønnen planlegges boret til 2.400 meter total vertikal dybde (TVD) og inn i hovedreservoaret, som består av sandstein i Draupne-formasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 2.095 meter total dybde (TD). Avhengig av resultat, vil operatøren bore et sidesteg til TD på ca. 2.806 meter, 2.400 meter TVD. Etter endt boring og logging vil det vurderes om brønntest skal utføres før brønnen plugges og forlates.
Boring av hovedbrønnen er estimert til 46 døgn, et eventuelt til 28 døgn og en eventuell test 14 døgn. Total varighet av hele aktiviteten er estimert til 88 dager.
Lundin er operatør i PL 625 med 40 prosent eierandel. Partnere er Bayerngas Norge (20 prosent), Maersk Oil Norway (20 prosent) og Petoro (20 prosent). Lisensen ble tildelt ved TFO-runden i 2011.
Som nevnt har Lundin også identifisert et nytt oljeprospekt i Nordsjøen, knappe fem mil nordøst for gigantfunnet Johan Sverdrup. Prospektet har fått navnet Zulu, og Lundin legger til grunn at den eventuelle oljen vil være av samme kvalitet som oljen i Johan Sverdrup-funnbrønnen, Avaldsnes.
Letebrønn 26/10-1 skal bores med semien ”Island Innovator,” og tentativ oppstart er i desember, avhengig hvordan det går på riggens øvrige program.
Zulu ligger i nordsjølisens 674, som omfatter deler av blokkene 25/12, 26/10, 16/3, 16/6, 17/1, 17/2 og 17/4.Vanndypet er på 140 meter, og formålet med brønnen, som bores vertikalt, er å jakte olje i Miocen sandstein i Utsiraformasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 813 meter vertikalt dybde, mens brønnens TVD (total vertikal dybde) er satt til 1.050 meter.
En brønntest vil bli vurdert avhengig av resultatene, og brønnen skal deretter plugges og forlates. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 29 dager ved funn, mens nevnte brønntest vil ta 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen er dermed 43 dager.
PL 674 ble tildelt ved TFO-runden i 2013 og er per 17. oktober formelt registrert med E.ON E&P Norge AS som operatør med 50 prosent eierandel, og Petrolia Norway AS som eneste partner. Men; i august ble det offentliggjort at Lundin kjøper en 15 prosents andel av lisensen fra Petrolia, og en 20 prosent andel fra E.On med effekt fra 1. januar 2014, så ved borestart vil Lundin være operatør og med 35 prosent andel, og med Petrolia (35 prosent) og E.On (30 prosent) som partnere.
Etter Zulu vil operatøren bore letebrønn 16/1-24 Gemini i lisens 338 i midtre del av Nordsjøen. Avstanden til nærmeste land er ca. 170 km, som er Utsira i Rogaland. Lisensen omfatter deler av blokk 16/1. Vanndypet på lokasjonen er 105 m. Tidligste oppstart for brønnen er i januar 2015, basert på pågående og kommende operasjoner for «Island Innovator.»
Formålet med letebrønnen er å bevise tilstedeværelsen av høykvalitets reservoar facies i nedre Paleocen, verifisere tilstedeværelsen av hydrokarboner i reservoaret, og etablere en olje-vann kontakt. Det skal bores gjennom og verifisere «basement reflector» og kalibrere de petrofysiske egenskapene.
Hovedreservoaret består av sandstein i Ty formasjonen. Toppen av reservoaret er beregnet til 2082 m TVD RKB (totalt vertikalt dyp under boredekk). Total dyp er 2525 m TVD RKB. Formasjonene er av liknende type som en rekke andre brønner boret i denne regionen tidligere. Boreprogrammet er derfor optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer. Det vil bli boret en vertikal brønn ned i reservoaret. Sidesteget vil bli planlagt på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen.
Hovedbrønnen skal bores vertikalt, med en opsjon for et sidesteg og en brønntest, avhengig av brønnresultat. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 60 dager (gitt funn). Boring av sidesteget er estimert å ta 29 dager. Brønntest planlegges med en varighet på 19 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt samtlige opsjoner er estimert til 108 dager. Brønnen skal plugges og forlates etter endt operasjon.
PL 338 ble tildelt i TFO-runden i 2004. Lisensens rettighetshavere består av Lundin Norway AS (Operatør, 50 prosent) med Wintershall AS (15 prosent), OMV (20 prosent) og Statoil (15 prosent) som partnere.
Videre har Lundin fire barentsbrønner på programmet for 2015. De har så langt ikke sagt noe om hvilken rigg de vil bruke, men har den Odfjell Drilling – opererte, Maracc-eide semien ”Island Innovator” på kontrakt ut første kvartal 2015. Deretter har de opsjon på ett års forlengelse for riggen, hvilket tilfeldigvis passer helt inn med det boreprogrammet for norsk sokkel selskapet la fram i forbindelse med 3. kvartalsrapporten onsdag 5. november.
Boreprogrammet i Barentshavet er også satt opp med «back to back»– boringer, som gjør det naturlig å anta det er en og samme rigg som skal bore. Programmet i Barentshavet passer inn etter boringen av Gemini-prospektet i Nordsjøen.
Første brønn ut er Alta Appraisal 1–brønnen i PL 609. Den nøyaktige lokasjonen er så langt ikke kjent, men brønnen spuddes i mars og ha en varighet på omkring 90 dager.
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. 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.
RWE Dea
RWE Dea melder denne uken om god boreframdrift i brønnen de startet boringen av 4. november; letebrønn 35/9-12 S Atlas i Nordsjø-lisens PL 420. Brønnen ligger på 358 meters havdyp, ca. 45 km fra land og 11,5 km sør/sør-øst for Titan Appraisal, og bores med Ocean Rig-semien ”Leiv Eiriksson.”
Formålet er å fastslå hydrokarbon-potensialet i Atlas-prospektet, og forventede hydrokarboner er olje av Titan-kvalitet. Operatøren vil starte med å bore et pilothull og sjekke for grunn gass, deretter vil hovedbrønnen bores som en S-form med styring i 17 1/2” og 12 1/4 ” -seksjonene og ellers vertikale seksjoner. Det skal bores 30 meter inn i Rannoch formasjonen på et forventet totalt vertikalt dyp av 3.407 meter, (3.508 meter TD). Forventet maksimum bunnhullstemperatur er opptil 122°C og maks brønnhodetrykk er stipulert til 258 bar.
Operasjonen er estimert til 65 dager ved tørt hull. Ved funn av hydrokarboner forlenges operasjonene til 109 dager, da dette medfører at brønnen blir testet.
RWE Dea er operatør i PL420 med 30 prosent eierandel, og partnere i lisensen er Statoil (40 prosent) og Idemitsu 30 prosent).
Centrica
Operasjonen er ifølge OD fremdeles pågående i brønnen Centrica spuddet 6. oktober i tørrgass-prospektet Ivory i den dype delen av Norskehavet Nord. Letebrønn 6707/10-3 S ligger på 1.420 meters havdyp i Vøringbassenget på grensen mellom lisensene 528 og 528 B, og bores av boreskipet ”West Navigator.” Med tanke på nærliggende infrastruktur i tilfelle funn, er det gunstig at prospektet ligger omkring 20 kilometer nord for BPs Luva-funn, nå hovedressursen i Statoils Aasta Hansteen-utbygging.
Først skal det bores et pilothull ca. 50 meter fra brønnlokasjon, ned til ca. 2.200 meter fra boredekk for å identifisere mulig grunn gass eller vannsone, og innsamling av data. Deretter borer riggen hovedbrønnen ned til en total dybde (fra boredekket) på 4.928 meter. Brønnen bores som en avviksbrønn, så totalt vertikalt dyp blir rundt 4.400 meter. Underveis i prosessen vil det tatt hensyn til muligheten for høyt trykk, og Centrica har allerede et alternativt brønndesign klar for et slikt scenario.
Formålet med boringen er å undersøke hydrokarbonpotensialet i to separate reservoarsoner, Kvitnos-formasjonen som starter på 3.209 meter vertikalt dyp, og Lysing-formasjonen på 4.089 meter vertikalt dyp. Forventet potensiell hydrokarbonforekomst er som nevnt tørr gass. Lisenspartner Rocksource anslår at Ivory-prospektet har potensial til å inneholde mellom 50 til 230 millioner fat oljeekvivalenter i det primære målet.
Oppdatert tidsestimat for operasjonene tilsier 77 dager for tørr brønn, og 97 dager gitt funn. Et eventuelt sidesteg for å ytterligere undersøke det dypeste reservoaret, som følge av et eventuelt funn i Lysing, er beregnet til 15 dager ekstra. Totalt kan det bli 112 dager gitt funn og sidesteg. Brønnen vil deretter bli plugget og forlatt. Det er ikke planlagt noen produksjonstest.
Operatøren søkte om å sette igjen brønnhodet på havbunnen, men fikk ikke Miljødirektoratets tillatelse til dette.
Rettighetshaverne i lisens 528/528 B er Centrica Resources (operatør med 40 prosent andel), Statoil (35 prosent), Rocksource (10 prosent) og Atlantic Petroleum (15 prosent).
Suncor
Suncor Energy vil bore letebrønn 34/4-14 Beta Statfjord Nord tidlig neste år. Letebrønn 34/4-14 S Beta Statfjord Nord og sidesteget 34/4-14 A ligger i lisens 375 i Nordsjøen. Brønnen vil bli boret med semien «Borgland Dolphin,» som i perioden 2014-2017 opereres etter en konsortiumsmodell der Suncor er en av operatørene sammen med E.ON E&P, Tullow og Wintershall.
Letebrønnen er lokalisert i den nordlige Nordsjøen, ca. 20 km nord for Snorre-feltet. Korteste avstand til land er 155 km, som er Florø. Vanndypet er 383 m.
Boreaktiviteten er planlagt startet 9. januar 2015, og vil ha en estimert varighet på 157 døgn inkludert sidesteg, brønntest, samt permanent tilbakeplugging av brønnen. Estimatet inkluderer 17 prosent ekstra tid for «venting på vær» og nedetid.
Det første funnet på Beta Statfjord ble gjort av Suncor i 2010 (34/4-11), som var begynnelsen på ytterligere to leteboringer i Beta Statfjord-reservoaret.
I den nye letebrønnen som planlegges nå vil det først bli boret et pilothull for å undersøke for grunn gass, grunt vann og eventuelle kampesteiner.
34/4-14 S vil ha topp Statfjord-formasjonen som primærmål. Formasjonen forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Snorre blend, og er prognosert til 4402 m TVD RT for hovedløpet på brønnen og 4655 m TVD RT for sidesteget. Sidesteget vil ha samme primærmål som hovedløpet, og sparkes fra hovedløpets 17 ½»-seksjon. Det planlegges brønntest ved funn av hydrokarboner.
Suncor er operatør for PL 375 (80 prosent) med Core Energy (20 prosent) som eneste partner.
Maersk
Maersk skal bore letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow) i Norskehavet i første kvartal 2015. 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).
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 første 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).
BG
BG Norge planlegger fremdeles å bore Jordbær Sørøst i fjerde kvartal 2014. Letebrønnen 34/3-4 S ligger på 410 meters havdyp i PL 373 S i den nordlige delen av Tampen-området og skal bores av semien «Transocean Searcher” til en total dybde på 4.352 meter, målt fra boredekk, under et program på opptil 171 dager. Da er det satt av 79 dager til hovedsteget, 63 dager til testing og 29 dager til kjernetaking. Hensikten er å undersøke hydrokarbonpotensialet i den såkalte Cook -formasjonen i Jordbær Sørøst -strukturen. Det forventes at Cook formasjonen inneholder lett olje med samme karakteristikk som oljen i Jordbær Central- og Jordbær Vest-funnene. Brønnen vil deretter bli permanent plugget og forlatt.
Partnere i PL 373 S er BG Norge (operatør – 45 prosent andel), Idemitsu (25 prosent), Wintershall (20 prosent) og RWE Dea (10 prosent
