Pågående brønner:

Lundin
Lundin og semien ”Island Innovator” traff gass med letebrønnen de spuddet i Nordsjøen tirsdag 20. januar; letebrønn 26/10-1 Zulu.

Brønnen ligger omkring tre mil nordøst for gigantfunnet Johan Sverdrup, og Lundin håpet egentlig å finne olje av samme kvalitet som oljen i Johan Sverdrup-funnbrønnen, Avaldsnes. Isteden ble det en gasskolonne på 36 meter i en øvre sandsekvens med ”svært gode reservoaregenskaper.”

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 ble boret vertikalt, var å påvise hydrokarboner i Miocen sandstein i Utsiraformasjonen. Toppen av reservoaret var beregnet til 813 meter vertikalt dybde, mens brønnen ble boret til et TVD  (total vertikal dybde) på 995 meter.

Brønnen er grundig logget og kjerneprøver tatt, og brønnen skal nå plugges og forlates. Operatøren har ikke sagt noe om volumet på funnet, men registrerer den som et gassfunn.

Dette var første brønnen i PL 674, som ble tildelt ved TFO-runden i 2013.
Lundin er operatør med 35 prosent andel, og med Petrolia (35 prosent) og E.On (30 prosent) som partnere.


BG Norge
Det var denne uken forventet et resultat fra BG og Jordbær Sørøst-prospektet i Nordsjøen, men så langt sier operatøren lite, og OD har registrert operasjonene som pågående. Kort sagt; semien ”Transocean Searcher” er fortsatt i gang med 34/3-4 A, sidesteget til letebrønn 34/3-4 S.

Letebrønnen ligger på 410 meters havdyp i PL 373 S i den nordlige delen av Tampen-området. Den skal bores av 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).

Statoil
Statoil melder denne uken at operasjonene er pågående i 30/11-10 A på Krafla MainPL 035.

Brønnen, som ble påbegynt av semien ”Transocean Leader” 31. desember, er et sidesteg til 30/11-10 som siktet på Krafla North -prospektet og påtraff en oljekolonne på om lag 80 meter i Tarbertformasjonen og en 20 meter oljekolonne i Etiveformasjonen; foreløpig beregnet til mellom 6 til 19 millioner fat utvinnbare oljeekvivalenter(mmboe).

Rettighetshaverne i utvinningstillatelsen 035 og 272 vil vurdere funnet sammen med funnene på Krafla fra 2011 på 50 til 80 mmboe og Askja i 2013 på 19 til 44 mmboe, men sliter litt med den siste planlagte brønnen i lisensen; ”Transocean Leader” skal bore for EnQuest på britisk sokkel, og siden en erstatning ikke er klar, har Statoil meddelt myndighetene at Krafla Main Statfjord blir utsatt. De har ikke sagt hvor lang utsettelsen blir.

Partnere i PL 035 er operatør Statoil (50 prosent), Svenska Petroleum Exploration AS (25 prosent) og Det norske (25 prosent).
Videre forteller operatøren at operasjonen er pågående i letebrønn 2/4-22 S Romeo som jackupen «Maersk Gallant» spuddet 10. september, lengst sør i norsk sektor i Nordsjøen. 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 HPHT-brønn.

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.
Wintershall
Wintershall ble heftet litt av uværet, men er denne uken tilbake på planen i letebrønn 6406/2-8 Imsa på Haltenbanken i Norskehavet, i samme nabolag som Solberg. Brønnen ligger på 262 meters havdyp 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, og semien ”Transocean Arctic” startet boreoperasjonen 18. januar.

Brønn 6406/2-8 er planlagt boret som en vertikal brønn med TVD 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 TD er 5.219 meter.

Brønnen er HTHP (high temperature high pressure), og 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).


Det norske
Operasjonene er ifølge OD pågående i brønnen verdens største jackup, ”Maersk Interceptor,” spuddet onsdag 21. januar; Det norskes 16/1-21 S&A Geopilot Øst (GP Øst) Ivar Aasen -feltet i Nordsjøen. Dette er den første av to brønner som skal bores i denne omgang; den neste er 16/1-22 Geopilot Vest (GP Vest). De to brønnene er lokalisert på mellom 111 og 113 meters havdyp på Ivar Aasen-feltet ca. 27 km øst for Gudrun, 27 km sørvest for Grane og 175 km fra Karmøy. Formålet med brønnene er å undersøke forlengelse av gassonen for Ivar Aasen-feltet, reservoaregenskapene og innsamling av geologiske data.

Brønn 16/1-21 S GP Øst er planlagt som en S-formet avgrensningsbrønn (maks 35 graders vinkel) for å undersøke Heimdal, Hugin/Sleipner- og Skagerak-formasjonene. Først skal det bores et 9 7/8″ pilothull til 370 meter TVD, for å undersøke for grunn gass og kampesteiner. Dette vil deretter bli åpnet, og hovedløpet bores til 2.680 meter dyp, og et vertikalt dyp på 2.560 meter, før det blir  permanent plugget. Etter hovedløpet er ferdig, bores et sidesteg, 16/1-21 A,  til 3.212 meters dyp, 2.510 meter vertikalt.

Så skal brønn 16/1-22 GP Vest bores som en vertikal avgrensningsbrønn for å undersøke Sleipner- og Skagerak -formasjonene. Også her starter man med et pilothull, denne gang til 550 meters dyp. Dette blir åpnet og bores så til 2.550 meters totalt vertikalt dyp, før det plugges permanent.

Boretiden er beregnet til 79 dager for GP Øst (inkludert sidesteg) og 55 dager for GP Vest. Totalt 134 dager for begge brønnene. Planlagt oppstart for GP Øst er desember 2014 og for GP Vest februar 2015.

Partnere i Ivar Aasen er Det norske oljeselskap (operatør, 34,7862 prosent), Statoil Petroleum (41,4730 prosent), Bayerngas (12,3173 prosent), Wintershall (6,4615 prosent), VNG (3,0230 prosent), Lundin (1,3850 prosent) og OMV (0,5540 prosent).


Maersk
Operasjonene er ifølge OD pågående også i Maersks letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør (tidligere Scarecrow). Prospektet ligger i lisens 510 på Haltenbanken i Norskehavet, og brønnen bores av semien ”Leiv Eiriksson.”

Brønnen er 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 er ca 140,75 km til Frøya i Sør-Trøndelag. Letebrønnen skal bores som en S-brønn med maks vinkel på 18°. Maksimalt planlagt boredyp er ca 4.700 m MD RKB. 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. Riggen vil være oppankret med 8 anker under operasjonen. Det er ikke planlagt testing eller sidesteg, og operasjonene har en planlagt varighet på 120 døgn.

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).


Kommende brønner:

Repsol
Repsol Exploration Norge AS og semien ”Bredford Dolphin” skal i mai sette boret i bakken for letebrønn 6306/5-2 i prospektet Hagar, døpt etter Van Halens Sammy.

Prospektet ligger på 224 meters havdyp i produksjonslisens 642 i den sørlige delen av Norskehavet, nordøst for Ormen Lange. Avstanden til nærmeste kystlinje er 65 km til Smøla.

Boreoperasjonene, som skal kartlegge hydrokarbonpotensialet i Rogn- og Melkeformasjonen, har planlagt oppstart i mai 2015, men det vil ikke bli boret i oljeførende lag før etter 15. juni.

Brønnen skal bores ned til en totalt dybde (TD) på 3.643 meter. Det er ikke planlagt sidesteg eller brønntest for letebrønnen, men et utvidet loggeprogram vil gjennomføres og 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).


Total E&P
Total E&P Norge skal bore en letebrønn i PL 627 i Nordsjøen i mars, 25/5-6 Skirne Øst. Vanndypet på borelokasjonen er 120 meter, og operatøren har hyret ”Leiv Eiriksson,” som skal bore brønnen, og et potensielt sidesteg, i oppankret modus.

Når brønnen spuddes, tentativt i mars 2015, er formålet å undersøke om det finnes gass i Middle Jurassic Hugin -formasjonen. Hovedbrønnen skal bores til et TD på 2.523 meter og logges, og skal underveis kalibrere dybden for top Hugin -horisonten, rekognosere Hugin -formasjonssektor, og påvise tilstedeværelse av hydrokarboner i denne seksjonen.

Det eventuelle sidesteget skal bores til et TD på 2.627 meter og logges. Denne brønnbanen skal rekognosere Hugin formasjonssektor, bore kjerneprøve av Hugin -formasjonen og evaluere reservoarparametrene, påvise tilstedeværelse av hydrokarboner i denne seksjonen og bestemme høyden av kolonnen ved å bore til hydrokarbon/vann -kontakten, samt å karakterisere både reservoar og fluid i hydrokarbonførende lag.
Planlagt varighet for boreoperasjon er 119 dager med sidesteg og brønntesting.

Rettighetshaverne for lisensen er: Total Norge E&P AS (operatør – 40 prosent andel), med Centrica, Det Norske og Faroe Petroleum som partnere med 20 prosent andel hver.


BG
Når BG er ferdig med semien ”Transocean Searcher” på Jordbær Sørøst i Nordsjøen, skal de bore den nye letebrønnen 34/35 Jordbær Sør i PL 373S 2,6 km unna.

Jordbær Sør –prospektet er lokalisert under 403 meter vann i den nordlige delen av Tampen-området, ca. 120 km vest for Florø. Den korteste avstanden til land er ca 96 km – Skorpa i Flora kommune.
Brønnen skal bores til et TD på 4.342 meter, og hensikten er å undersøke hydrokarbon-potensialet i Cook -formasjonen i Jordbær Sør‐strukturen. Det forventes at Cook -formasjonen inneholder lett olje med samme karakteristikk som oljen i Jordbær Central og Jordbær Vest‐funnene. Avhengig av størrelsen på funnet vil det kunne bli utført en brønntest før brønnen plugges og forlates permanent. Boreoperasjonene er estimert til 100 dager, inklusiv en eventuell brønntest.

Rettighetshavere i PL 373S er BG Norge AS (operatør, 45 prosent eierandel), Idemitsu Petroleum AS (25 prosent), Wintershall Norge ASA (20 prosent) og RWE Dea Norge AS (10 prosent).


Statoil
Helt sør i Nordsjøen skal operatøren, så snart jackuoen ”Maersk Gallant er ferdig på 2/4-22s Romeo, skal operatøren starte boringen av neste brønn på programmet, 2/4-23 Julius. Romeo og Julius er prospekter nær gassfeltet King Lear, og kan, om de innfrir, være nøkkelen til en ny gassutbygging lengst sør i norsk sektor. Julius er lokalisert på 68 meters vanndyp, ca. 15 km nord for Ekofiskfeltet, og ca 260 km fra Lista i Vest-Agder.

Hovedformålet med brønnen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i Øvre/Midtre Jura Ula/Bryne-formasjonene, det vil si å påvise kommersielle ressurser av gass/kondensat i PL 146/333. Videre er målsettingen med brønnen å avgrense Øvre Jura Farsund-formasjonen (King Lear-funnet). Sekundært mål med brønnen er å undersøke potensialet for hydrokarboner i den Triassiske Skagerrak-formasjonen.

Før boring av hovedløpet, vil det bli boret et pilothull for å sjekke for grunn gass. Pilothullet vil bli boret til 460 meters dyp, deretter vil hovedløpet bores som en vertikal brønn i syv seksjoner ned til 5.524 meter total dybde, uansett om den er tørr eller ei. Videre planlegges boring av et to-seksjons, oppflanks, sidesteg, dersom det er nødvendig for å avgjøre potensialet i Farsundformasjonen. Sidesteget vil bli boret til 5.499 meter TD. Det vil ikke bli gjennomført brønntesting for letebrønn 2/4-23 Julius.

Brønnen er, i likhet med både King Lear og Romeo, definert som en høytrykks-, høytemperaturs- brønn (HPHT-brønn). Den planlagte operasjonen, inkludert sidesteg, har en estimert varighet på 273 døgn, med et estimert dieselforbruk på 20 tonn per døgn.

Partnere i PL146/333 er Statoil ASA (operatør med 77.8 prosent eierandel) og Total (22.2 prosent).
Statoil skal også 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.

Boringen skal utføres med semien ”Songa Trym,” og tidligste borestart på Knappen var opprinnelig estimert til medio februar 2015. Hovedformålet er å bekrefte kommersielle ressurser i Triassic Skagerakformasjonen, og brønnen er planlagt boret med en vertikal hovedbrønn i fire sekvenser. Planlagt boredybde i hovedbrønnen er 2.680 m. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest. Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 39 døgn inkludert permanent plugging.

Statoil er operatør i lisens 072 (50 prosent) med ExxonMobil (50 prosent) som eneste partner.
Operatøren vil ellers bore letebrønn 15/6-13 Gina Krog East 3Gina Krog-lisensene 029B og 303, også denne med ”Songa Trym.” Brønnen ligger på et vanndyp på ca 114 meter i posisjon 58º36’55″N og 1º45’40″E, 22 km nordøst for Sleipner Vest, og 206 km fra nærmeste kyst (Utsira i Rogaland).

Hovedformålet er å bekrefte kommersielle ressurser i Hugin sandstein -formasjonen. Tidligste borestart var opprinnelig estimert til medio mars 2015, men dette kan endres dersom Statoil endrer på sine planer. Operasjonen er estimert til å ha en varighet på 76 døgn inkludert permanent plugging, og med opsjon på et sidesteg. Sidesteget alene har en varighet på ca 30 dager. Sidesteget vil bli vurdert boret basert på informasjon fra datainnsamling i reservoaret. Det er ikke planlagt å gjennomføre brønntest.

Statoil er operatør (58,7 prosent) med partnerne Total (38 prosent) og Det norske (3,3 prosent).

 

Operatøren skal etter planen jakte ekstraressurser til Aasta Hansteen-utbyggingen og starte boringen av letebrønn 6706/12-2 Snefrid Nord i PL 218 Norskehavet med semien ”Transocean Spitsbergen” nå i februar.

Brønnen ligger i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget på bredde 67°05’08″ N og lengde 06°52’00″ E, ca. 222 km fra land som er Røst i Nordland og 150 km fra nærmeste installasjon, Norneskipet. Vanndypet er 1312 meter, pluss/minus  5 meter, og 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 er 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 33 døgn.

Statoil er operatør i PL 218 (75 prosent) med partnerne OMV (15 prosent) og ConocoPhillips (10 prosent).
Statoil skal deretter bruke riggen til å bore letebrønn 6706/12-3 Roald RyggPL 602, også denne i den sørvestlige delen av Nykhøgda i Vøringsbassenget ca 222 km fra land som er Røst i Nordland. Vanndypet hvor brønnen skal bores er 1.289 meter.

Tidligste borestart estimert til ultimo mars (siste del av mars) 2015, og operasjonen er estimert til å ha en varighet på 35 døgn, inkludert permanent plugging.

Statoil er operatør i lisensen (30 prosent) med partnerne Centrica Norge AS (20 prosent), Petoro AS (10 prosent), Rocksource Exploration Norway AS (10 prosent), Atlantic Petroleum (10 prosent) og Wintershall Norge AS (10 prosent).

 

Operatøren ønsker også å bore en letebrønn i Norskehavet; 6407/8-7 Bister. Brønnen er lokalisert i Njord-lisensen PL348 / PL348 B, med det 78 millioner fat store Snilehorn -oljefunnet knappe 25 kilometer unna.

Statoil er operatør i PL348 / PL348 B (35 prosent) med partnerne GDF Suez (20 prosent), E.ON E&P (17,5 prosent), Core Energy (17,5 prosent), Faroe Petroleum (7,5 prosent) og VNG Norge (2,5 prosent).


Lundin
Så snart semien ”Island Innovator er ferdig på nordsjøprospektet Zulu, går riggen videre til operatørens 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 meter.

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 å ligge på 2.082 meter TVD (totalt vertikalt dyp), mens TDV for brønnen er 2.525 meter. Formasjonene er av liknende type som en rekke andre brønner boret i denne regionen tidligere, og boreprogrammet er derfor optimalisert i forhold til foreliggende boreerfaringer.

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.

 

Partnere i PL 338 er Lundin (operatør – 50 prosent andel), OMV (20 prosent), Statoil (15 prosent) og Wintershall (15 prosent).
Etter Gemini, går riggen nordover til Barentshavet, og første brønn i programmet 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.

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. TVD er satt til 2.050 meter, 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.

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 riggens leteprogram 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.
Videre skal operatøren i november bore en letebrønn i Ørnen -prospektet i PL 708 i Barentshavet Øst, angivelig med en av Transocean-riggene, «Winner» har blitt nevnt. 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 en oljeprovins Øst i Barentshavet.

Lisensen ligger nord for Nordkyn-halvøya i Finnmark, og dekker arealer i blokkene 7130/4 og7130/7.

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. 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.

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.

 

Operatøren har også en annen brønn i PL 338 i Nordsjøen, med tidligst oppstart i mai 2015; Edvard Grieg Appraisal SE. Lundin skal bruke jackupen ”Rowan Viking” til å bore avgrensningsbrønn 16/1-23 S som ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, ca. 170 km fra nærmeste punkt på land, som er Utsira. Vanndypet i området er ca. 108 meter.

Hovedbrønnen skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Det er ventet å finne olje av typen Luno (Edvard Grieg).

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.

 

Lundin skal bruke semien ”Bredford Dolphin” til boringen av en avgrensningsbrønn i Luno II-prospektet i PL 359, med tidligst oppstart i februar. Riggens skal være klar fra CCB omkring 21. februar.
Brønnen, 16/4-9 S 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. Vanndypet på lokasjonen er 102 meter.

Formålet er å verifisere petroleumsressurser i sørlige delen av Luno II funnet, påvise tilstedeværelse av Trias/Jura sandstein, bekrefte Luno II OWC på 1950 m MSL funnet i brønn 16/4-6 S, få bedre forståelsen av geologien i Luno II-området og kalibrere de seismiske tolkningene og dybdekonverteringene.

Hovedbrønnen 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 1.958 meter TVD, mens TD (total dyp) er satt til 2.490 meter. Det mulige sidesteget vil bli planlagt basert på grunnlag av geologisk informasjon fra den vertikale brønnen. En brønntest vil bli vurdert avhengig av brønnresultatene.

Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 50 dager for hovedbrønnen ved tørr brønn, og 55 dager ved funn. Boring av et kort sidesteg er estimert til 21 dager, og et langt sidesteg er estimert til 28 dager. Brønntesten har en anslått varighet på 14 dager. Den totale varigheten for operasjonen gitt boring av hovedbrønnen med funn, langt sidesteg og brønntest er estimert til 97 dager.
Lisens 359 ble tildelt ved TFO-runden i 2005. 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 3.525 meter TVD. Topp av reservoar er beregnet til 2.973 meter. 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. 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 og partnerne er Lundin Norway AS (operatør, 50 prosent) og Bayerngas Norge AS (50 prosent).

 

Wintershall
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. Vanndypet på lokasjonen er 353 m.

Crossbill skal bores med semien ”Transocean Arctic,” men riggen skal først gjøre seg ferdig på operatørens Imsa og muligens bore enda en brønn for Lundin. 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 et TVD på 3.331 meter, og deretter plugges og forlates etter endt operasjon. Sidesteget er planlagt fra 20″ casing med en total dybde på 3.769/4.060 meter.

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).

 

VNG
VNG har to nye brønner på planen for 2015: Om alt går som VNG ønsker, skal semien ”Transocean Arctic” i april sette boret i bakken for den første av de to letebrønnene i Norskehavet, 6406/12-4s. Borelokasjonen ligger på 335 meters havdyp 30,8 kilometer sør-sørvest av Njord A og 57,5 kilometer sørvest for Draugen. Hovedbrønnen 6406/12-4s 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, 6406/12-4a, 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. Hver av brønnene vil ta 52 dager ved tørr brønn, mens totalt antall dager for boring av hovedløp, brønntest og sidesteg ved funn, er beregnet til 135 dager (inkludert tid for venting på vær) for hver av brønnene.
VNG Norge AS er operatør (30 prosent) med partnerne Spike Exploration Holding AS (30 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (25 prosent) og Rocksource Exploration Norway AS (15 prosent).

 

Suncor
Suncor Energy vil bore letebrønn 34/4-14 Beta Statfjord Nord. Letebrønn 34/4-14 S 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 skulle etter planen starte 9. januar 2015, men etter det Petro.no forstår befinner ”Borgland Dolphin,” seg fortsatt på Hanøytangen, og er neppe klar før tidligst 1. mars.

Det vil 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 4.402 meter TVD for hovedløpet på brønnen og 4.655 meter TVD for sidesteget. Sidesteget vil ha samme primærmål som hovedløpet, og sparkes fra hovedløpets 17 ½”-seksjon. Det planlegges brønntest ved funn av hydrokarboner. Den estimerte varigheten er på 157 døgn inkludert sidesteg, brønntest, samt permanent tilbakeplugging av brønnen. Estimatet inkluderer 17 prosent ekstra tid for ”venting på vær” og nedetid.

Suncor er operatør for PL 375 (80 prosent) med Core Energy (20 prosent) som eneste partner.

 

Operatøren vil også bruke riggen på en ny letebrønn og sidesteg i Nordsjøen; 25/10-13 S & A. Letebrønnen har fått navnet Havfrue, og ligger i Nordsjø-lisens 571. Brønnen er lokalisert på 119 m havdyp, 9 km vest for Balder, og om lag 152 km vest for Utsira, som er nærmeste avstand til fastlandet.

Brønnen bores med reservoarene Havfrue, Fomle og Kong Triton som mål. Formasjonene forventes å være hydrokarbonførende med oljetype tilsvarende Jotun og er prognosert mellom 2.242 og 2.841 meter TVD. Det planlegges ingen brønntest.

Dersom det ikke er forekomst av hydrokarboner i brønnens hovedløp, planlegges det å bore sidesteg (25/10-13 A) med samme mål som hovedløpet. Sidesteget vil sparkes av under hovedløpets 13 3/8″ fôringsrørsko. Varighet for boring av hovedløp og eventuelt boring av eventuelt sidesteget 25/10-13 A, samt permanent tilbakeplugging av brønnen estimeres til 68 døgn. Borestart er planlagt i april 2015.

Suncor er operatør i lisensen (60 prosent) med Statoil (40 prosent) som eneste partner.

 

Talisman
Talisman skal lete etter tilleggsressurser til Varg-feltet når de borer Nordsjø-brønnen 15/12-24 Snømus i PL 672. Brønnen ligger i nærheten av Varg-feltet ca. 6 km nord for ”Petrojarl Varg” på et vanndyp på 85 meter.

Målet med brønnen er å påvise hydrokarboner i Jurassicreservoaret i Ula/Sandnes formasjonene samt Sleipner/Huginformasjonene i Varg området. Dette for å forlenge levetiden av Varg-feltet. Talisman antar at Snømusreservoaret inneholder olje av samme type som den som finnes i Varg-reservoaret.

Brønnen skal bores med ”Maersk Giant,” og planlagt oppstart er tidligst 1. mars 2015 og estimert varighet av operasjonen, inkludert sidesteg og eventuell brønntest, er 129 dager.

Talisman Energy  Norge er operatør i PL 672 (50 prosent) med Det norske (25 prosent) og Fortis Petroleum (25 prosent) som partnere.

 

OMV
OMV (Norge) AS skal bore letebrønn 7324/8-2 Bjaaland i PL 537. Brønnen er lokalisert i Barentshavet, 252 km nord nordvest Nordkapp, og 195 km sørøst for Bjørnøya. Vanndypet på lokasjonen er ca. 392 meter.

Brønnen skal bores med Ocean Rig-semien «Leiv Eriksson.» Brønnen er planlagt med oppstart tidligst 1. april 2015, og varigheten av operasjonen er estimert til maksimalt 60 dager. Dette er OMVs fjerde brønn i Wisting-lisensen. To av brønnene har påvist olje.

Hensikten med å bore Bjaaland-brønnen er å påvise ytterligere hydrokarbonforekomster i et nytt område i Wisting-lisens 537.Primærmål for brønnen er å teste Realgrunnen subgruppe (Stø- og Fruholmen formasjonene) for hydrokarboner. Brønnen vil bli avsluttet 30 meter etter bunnreservoar i intra Fruholmen-formasjonen. Sannsynlig hydrokarbonforekomst er både gass og olje.

OMV er operatør (25 prosent) og partnere i lisensen er Idemitsu (20 prosent), Petoro (20 prosent), Tullow Oil (20 prosent) og Statoil (15 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.

Målet med boringen er å teste sandsteiner av øvre jura alder (Rogn-ekvivalent) i den nordlige del av Grindagraben. 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.

Partnere i lisens 591 er Tullow (operatør med 80 prosent),  North Energy (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).


Edison
Ifølge lisenspartner North Energy er det besluttet å bore en letebrønn i Haribo-prospektet i PL 616 i den sørlige delen av Nordsjøen. Lisensen består av blokkene 2/7,2/10 og 2/11, og dekker et areal på 332.981 km2. Hovedmål for brønnen er kalksteiner (Chalk) av øvre Kritt alder, tilsvarende det som finnes i Hod-feltet like ved. Området har en lang historie, med to funn. I 1990 boret BP brønn 2/7-22 og i 1993 boret de 2/7-29, og mellom 1975 og 1993 ble tre andre brønner boret; 2/10-1 S2/10-2 og 2/11-8, av henholdsvis Phillips, Saga og Hydro, men disse ble klassifisert som tørre.

Antatt oppstart for Haribo er i tredje kvartal 2015.

Lisens 616 ble tildelt i 2011, og Edison er operatør (25 prosent) med partnerne Noreco (20 prosent), Concedo (20 prosent), Skagen44 (15 prosent), North Energy er partner (15 prosent) og Lime Petroleum (5 prosent).

 

 

 

Forrige artikkelForbedret for Noreco
Neste artikkelIngeniørbedrift kutter 38 stillinger

LEGG IGJEN EN KOMMENTAR