Vollgrav South er tørr, Saturn er spuddet, det var olje og gass i Alta og dermed ventes Kopervik påbegynt neste uke. Samtidig skal det bores et nytt prospekt ved Johan Sverdrup.

Lundin
Lundin har denne uken funnet både olje og gass i letebrønn 7220/11-1 Alta i PL 609 i Barentshavet.

Brønnen er boret om lag 20 kilometer nordøst for olje- og gassfunnet 7120/1-3 og om lag 190 kilometer nordvest for Hammerfest.

Primært letemål for brønnen var å påvise petroleum i sandsteinsbergarter av mellomtrias alder (Kobbeformasjonen i Ingøydjupetgruppen) og i kalksteinsbergarter av perm alder (Ørnformasjonen i Gipsdalengruppen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i reservoarbergarter av karbon alder (Falkformasjonen i Gipsdalengruppen).

Brønnen påtraff en total oljekolonne på om lag 45 meter med en overliggende gasskolonne på 10 meter i kalksteinsbergarter i Gipsdalengruppen, med gode reservoaregenskaper.

Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 14 og 50 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje og mellom 5 og 17 milliarder standard kubikkmeter utvinnbar gass, eller mellom 125 og 400 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter (mmboe), ifølge operatør Lundin.

Videre avgrensning av funnet planlegges i 2015.

Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. To vellykkede formasjonstester er gjennomført i oljesonen. Begge viste gode strømningsegenskaper. Maksimum produksjonsrate var på 518 Sm3 olje og 48700 Sm3 assosiert gass per strømningsdøgn gjennom en 36/64 tommers dyseåpning. Gass/olje-forholdet er 94 Sm3/Sm3.

Brønnen er den første letebrønnen i PL 609. Tillatelsen ble tildelt i 21. konsesjonsrunde i 2011.

Letebrønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2221 meter under havflaten, og ble avsluttet i Ugleformasjonen av seinkarbon alder. Den blir nå permanent plugget og forlatt. Havdypet er 388 meter.

Torsdag var operatøren godt i gang med plugging av Alta-brønnen. Brønn 7220/11-1 ble boret av «Island Innovator,» som nå skal til utvinningstillatelse 625 i Nordsjøen for å bore undersøkelsesbrønn 25/10-12 S Kopervik der Lundin Norway AS er operatør.

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

Når den er ferdig i Gotha/Alta-området i denne omgang, skal «Island Innovator» som nevnt sørover og bore letebrønn 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). Ifølge operatøren ventes spud i sluten av neste uke.
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.

Fredag ble det klart at Lundin og semien ”Bredford Dolphin” ikke fant petroleum i brønnen de startet 1. september, letebrønnen 33/12-10 S i Vollgrav South-prospektet i PL 631 i Nordsjøen, omkring 150 km vest for Florø mellom Gullfaks og Statfjord.
Hovedmålet med brønnen er å teste reservoaregenskapene og hydrokarbonpotensialet i øvre jura sandstein tilsvarende reservoaret i Borg-funnet (som er en del av Tordis-feltet, oppdaget av Saga Petroleum 20 km lenger nord i 1992). Lundin Petroleum anslo Vollgrav South-prospektet til å ha potensial til å inneholde uriskede, brutto potensielle ressurser på 57 millioner fat oljeekvivalenter (mmboe).
Brønn 33/12-10 S påtraff ikke reservoar i Draupneformasjonen. I Hordalandgruppen påtraff brønnen om lag 35 meter med reservoarsandstein av meget god kvalitet. Ingen av reservoarene har spor av petroleum. Brønnen er tørr.
Det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking. Dette er den første letebrønnen i utvinningstillatelse 631, som ble tildelt i TFO 2011. Brønnen ble boret til et målt dyp på 3072 meter under havflaten, og ble avsluttet i Heatherformasjonen av seinjura alder. Havdypet er 140 meter. Brønnen er permanent plugget og forlatt. Brønn 33/12-10 S ble boret av «Bredford Dolphin,» som nå skal til Norskehavet for å bore undersøkelsesbrønn 6405/12-1 Lindarormen i PL 584, hvor Lundin Norway AS er operatør.

Lundin Norge er operatør og har en 60 prosent andel i PL 631. Partnerne er Bayerngas med en 30 prosents andel og Fortis Petroleum med en 10 prosents andel.

Lundin fikk i slutten av august ODs tillatelse til å bore en ny letebrønn i Norskehavet til høsten: 6405/12-1 Lindarormen i PL 584.
Brønnen skal som nevnt bores med semien «Bredford Dolphin,” når den kommer fra operatørens tørre Vollgrav South-brønn. Formålet med brønnen er å påvise reservoarpotensiale og hydrokarboner i Paleocene sandsteiner. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene, da for å teste produksjonsegenskapene i reservoaret.
Oppstart av Lindarormen er foreløpig ikke avklart, men varigheten av operasjonen er estimert til 111 døgn, inkludert sidesteg, brønntesting og plugging. Planlagt totaldybde for brønnen er 3305 meter, målt fra boredekk.
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.

Lundin startet torsdag 7. oktober boringen av letebrønnen 33/2-1 Storm i nordsjølisens PL 555 nord for Statfjord og ca. 65 km nordvest for Snorre. Lisensen 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. Ifølge operatøren er operasjonene pågående i henhold til program.
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. Riggen kommer fra Westcon i Ølen hvor den har vært på femårsklassing.
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).

Lundin har 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. Riggen er p.t. på Lundins betydelige Alta-funn i Barentshavet, og skal deretter til operatørens Kopervik-prospekt i Nordsjøen.
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.
Lundin har for øvrig planer for minst én brønn til i Barentshavet, og skal jakte mer enn 300 millioner fat olje med tidenes nest østligste letebrønn på norsk sokkel. Partnerne i Lundin-opererte PL 708 har besluttet å bore en letebrønn i det såkalte Ørnen-prospektet neste år. Operatøren sier endelig tidspunkt ikke er besluttet ennå, og bekrefter 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, men den ligger så langt ikke inne i den boreplanen Lundin har offentliggjort.
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).

Statoil
Statoil har startet boringen av letebrønn 7227/10-1 Saturn i Barentshavet. Ifølge OD ble brønnen spuddet 12. oktober. Det er «Transocean Spitsbergen» som borer brønnen. I den opprinnelig tillatelsen fra Petroleumstilsynet kunne ikke operatøren starte boringen før 21. oktober, men ifølge operatøren har de fått de nødvendige tillatelsene av myndighetene til å starte boringen etter en prosess som har pågått i etterkant av Ptils vedtak.
Lisens 230 ble første gangen tildelt under Barentshavprosjektet i 1997, og omfatter blokkene 7227/8, 9 og 10.
Primært formål med letebrønn 7227/10-1 er å påvise hydrokarboner i Snadd-formasjonen (intra early carnian) som er av trias alder. Sekundært formål er å undersøke potensial for hydrokarboner i Kobbe-formasjonen, også av trias alder, og å undersøke utbredelsen av trias kildebergarter. Formålet med eventuelle sidesteg er å påvise kolonnehøyder av gass og olje, dersom dette ikke lar seg påvise i hovedløpet.
Toppreservoar i Snaddformasjonen er prognosert på 2.345 meter vertikal dybde, mens reservoartrykket estimeres til å ligge rundt 257 Bar, og -temperaturen på ca 70 °C. Toppreservoar i Kobbeformasjonen er prognosert på 2.785 meter med et estimert reservoartrykk på ca. 300 bar. Reservoartemperaturen er estimert til 85 °C. Havdypet er ca. 232 meter.

Statoil er operatør i PL 230 (35 prosent) med partnerne Spike Exploration (30 prosent), Explora Petroleum (20 prosent) og GDF Suez (15 prosent).

Lenger sør er boreoperasjonene ifølge OD pågående i Statoils letebrønn 2/4-22 S Romeo, sør i norsk sektor av Nordsjøen. Brønnen ble påbegynt 10. september.
Prospektet er en 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. Boringen utføres med jackupen ”Maersk Gallant.”
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.

Operasjonene er også pågående på semien «Transocean Leader» som borer avgrensningsbrønn 25/8-18 S D-Structure i lisens 169 i Nordsjøen, ifølge OD. Brønnen ble spuddet 29. september.
Prospektet ligger på 129 meters havdyp i PL 169, 12 km nordøst for Grane-feltet og ca. 164 km fra nærmeste land, som er Utsira. Operasjonen er beregnet til omtrent 33 døgn.
Lisens 169 ble tildelt 1. mars 1991 (tillegg til 13. Runde), og dette er den 14. letebrønnen som blir boret i lisensen, hvis areal består av deler av blokkene 25/8 og 25/11. Brønnen blir boret 0,7 kilometer sørøst for letebrønn 25/8-4.

Statoil er operatør i PL169 med 57 prosent. Partnerne er Petoro AS (30 prosent) og Exxonmobil (13 prosent).

Statoil har tidligere fått Ptils tillatelse til å bore letebrønn 30/11-10 Krafla North og sidesteg 30/11-10 Krafla Main i PL 272/035.
Også denne brønnen er planlagt boret med semien «Transoean Leader». Oppstart var opprinnelig planlagt midten av september i år, men kan måtte vente til etter 25/8-18. Statoil ønsker ikke å kommentere på rekkefølgen. Operasjonen har uansett en estimert varighet på 78 døgn inkludert sidesteg og tilbakeplugging.
Letebrønnen skal 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.

Centrica
Centrica startet 6. oktober boringen av tørrgass-prospektet Ivory, som ligger i den dype delen av Norskehavet Nord, mer spesifikt på 1.420 meters havdyp i Vøringbassenget. Boreskipet ”West Navigator” borer letebrønn 6707/10-3 S på grensen mellom lisensene 528 og 528 B. Prospektet ligger omkring 20 kilometer nord for BPs Luva-funn, nå hovedressursen i Statoils Aasta Hansteen-utbygging, og dette blir det fjerde dypeste som er boret på norsk sokkel (havdyp, ikke brønnbane). Ifølge OD er operasjonene pågående.
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 har også søkt om å sette igjen brønnhodet på havbunnen, men har ikke fått 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).

Total
Total og semien ”Leiv Eiriksson” spuddet 29. september sidesteget 34/6-3 A på avgrensningsbrønnen 34/6-3 S Garantiana II. Ifølge OD er operasjonene fremdeles pågående. Brønnen har truffet hydrokarboner, selv om operatøren så langt ikke har villet kommentere resultatet.
Hovedformålet med brønnen var å evaluere oljefunnet i Cook-formasjonen som ble funnet med brønn 34/6-2 S og eventuelt påvise forbindelse med Garantiana II. Ifølge planen skulle boreoperasjonen vare ca. 73 dager ved tørr brønn, og ca. 150 dager ved funn, grunnet boring av kjerneprøver og gjennomføring av brønntester. Testing betyr at det faktisk finnes bevegelige hydrokarboner i brønnen, altså et funn. Det betyr ikke at det nødvendigvis finnes kommersielle volumer.
Boringen ivaretas som sagt av semien ”Leiv Eiriksson,” som har RWE Deas Atlas-brønn på venteliste, med sannsynlig spud i 3. kvartal i år. Garantiana II er lokalisert i lisens PL 554 i den nordlige delen av Nordsjøen, ca 185 km nordvest for Bergen. Vanndypet i området er ca 393m. Nærmeste felt er Visund som ligger ca 20 km sørvest.

Total er operatør i PL 554 (40 prosent), med partnerne Det norske (20 prosent), Bridge Energy (20 prosent) og Svenska Petroleum Exploration (20 prosent).

Shell
Semien ”Transocean Barents” spuddet 24. september avgrensningsbrønn 6305/8-2 D-Far South i Shells Ormen Lange-lisens, PL 250. Ifølge operatøren går arbeidet i henhold til planen.
Brønnen er lokalisert 6,7 km sør-øst for Ormen Lange D-Template. Vanndybden ved brønnlokasjonen er ca. 615 m. Brønnen er planlagt boret vertikalt og planlagt dybde er ca. 3100 m RKB (målt fra boredekk).
Boreoperasjonen estimeres til 81 døgn. Det er ikke planlagt noen geologiske sidesteg eller brønntesting.

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).

Wintershall
Wintershall skal 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.
Wintershall 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).

ExxonMobil
Exxon Mobil henter semien ”West Alpha” fra Russland i høst når de skal jakte tilleggsreserver til sitt Ringhorne-felt gjennom en letebrønn i Ringhorne Øst-delen i PL 027 og PL 169 i Nordsjøen.
Letebrønnen heter 25/8-19S Prince og tentativ spuddato er 1. november 2014. Riggen er i utgangspunktet leid ut til partnerskapet Rosneft/ExxonMobil for boring i russisk sektor av Barentshavet og i Karahavet i flere år, men vil returnere til norsk sokkel i november for denne boringen.
Prince er lokalisert på rundt 128 meters havdyp i blokk 25/8, knappe 4 km vest for operatørens Ringhorne-felt og øst i den såkalte Viking Graben. Det er fire prospektive intervaller i Prince. Hovedmålet er i Paleocene Hermod på rundt 2.077 meters dyp. De øvrige er Ty ss på 2.246 meter, Mesozoic Statfjord fm på 2.309 meter og Statfjord Trias på 2.566 meter. Det antas å være oljeførende lag i alle, med oljekvaliteten som i Ringhorne for øvrig.
Total dybde (TD) er satt til 2.777 meter, og hele operasjonen er beregnet å ta mellom 45 og 60 dager. Brønnen vil bli wireline logget men ikke testet, og deretter permanent plugget og forlatt.

Partnere i Ringhorne Øst er Exxonmobil (operatør) med 77,38 prosent, Statoil med 14, 82 prosent og Faroe Petroleum med 7,8 prosent.

RWE Dea
RWE Dea fikk i midten av juli ODs tillatelse til å bore en ny letebrønn i samme lisens som Titan-brønnene, PL 420, til høsten. Letebrønnen 35/9-X S Atlas ligger på 358 meters havdyp i nordsjølisensen PL 420, ca. 45 km fra land og 11.5 km sør/sør-øst for Titan Appraisal.
Atlas spuddes med Ocean Rig–semien ”Leiv Eiriksson” i tredje kvartal i år og 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.
Formålet med boringen 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.

RWE Dea er operatør i PL420 med 30 prosent eierandel, og partnere i lisensen er Statoil (40 prosent) og Idemitsu 30 prosent).

BG
BG Norge planlegger 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).

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 har besluttet boring på 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).

Forrige artikkelJakter mer i Aasta Hansteen-lisensen
Neste artikkelLeteuken – Uke 43, 2014

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR