Danemark

Total détient depuis juin 2010 une participation de 80% et le rôle d’opérateur des licences 1 / 10 (Nordjylland) et 2 / 10 (Nordsjaelland, ex-Frederoskilde). Ces licences onshore, dont le potentiel en gaz de schiste reste à évaluer, couvrent respectivement des superficies d’environ 3 000 km² et 2 300 km². Sur la licence 1 / 10, à la suite des études géosciences conduites en 2011, le forage d’un puits a été décidé et est prévu au second semestre 2012.
Sur la licence 2 / 10, les études géosciences sont en cours. 

France

la production du Groupe s’est établie à 18 kbep / j en 2011, contre 21 kbep / j en 2010 et 24 kbep / j en 2009.
Les principaux actifs du Groupe sont les champs de gaz de Lacq (100%) et Meillon (100%) situés dans le sud-ouest du pays.

Sur le gisement de Lacq, dont l’exploitation remonte à 1957, un pilote de captage, d’injection et de stockage du CO2, est entré en service en janvier 2010. L’injection de CO2 devrait se poursuivre jusqu’en 2013. Dans le cadre de ce projet, une chaudière a été modifiée pour fonctionner en oxycombustion et le CO2 produit est injecté dans le gisement déplété de Rousse. Ce projet, qui s’inscrit dans la politique de développement durable du Groupe, permet de tester dans son ensemble l’une des voies envisageables pour réduire les émissions de CO2. Pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 12.

Des accords ont été signés en décembre 2011 pour la vente des actifs Itteville, Vert-le-Grand, Vert-le-Petit, La Croix Blanche, Dommartin Lettrée et Vic-Bilh. Le transfert de l’exploitation de ces concessions et des droits à production est intervenu en janvier 2012.

Le permis exclusif de recherche de Montélimar, attribué à Total en mars 2010 (100%) en vue d’évaluer notamment le potentiel en gaz de schiste de cette zone, a été abrogé par le gouvernement en octobre 2011. Cette abrogation a eu lieu à la suite de la loi du 13 juillet 2011, visant à interdire l’exploration et l’exploitation d’hydrocarbures par des forages suivis de fracturation hydraulique.
Le Groupe avait pourtant remis à l’administration le rapport requis, dans lequel l’engagement était pris de ne pas recourir à la fracturation hydraulique compte tenu de l’interdiction légale en vigueur. Un recours a donc été déposé en décembre 2011 devant la juridiction administrative afin de demander l’annulation par le juge de l’abrogation du permis.

Italie

En Italie,le champ de Tempa Rossa (75%, opérateur), découvert en 1989 et situé sur la concession unitisée de Gorgoglione (région Basilicate), est l’un des principaux actifs de Total dans le pays.

Total Italia a acquis en 2011 un intérêt supplémentaire de 25% dans le champ de Tempa Rossa, portant sa participation à 75%, ainsi que des participations dans deux licences d’exploration.

Les travaux de préparation des sites ont débuté en août 2008, mais une procédure judiciaire diligentée par le procureur du tribunal de Potenza à l’encontre de Total Italia a conduit à leur arrêt (pour une information complémentaire, se reporter au chapitre 7, Procédures judiciaires et d’arbitrage). Certains contrats annulés ont fait l’objet de nouveaux appels d’offres. Le forage d’appréciation Gorgoglione 2, démarré en juin 2010, est arrivé à sa profondeur finale, confirmant les résultats des autres puits. Il devrait être testé
en 2012. Le plan d’extension du système export de la raffinerie de Tarente, nécessaire au développement du champ de Tempa Rossa, soumis aux autorités en mai 2010, a été approuvé fin 2011. Les travaux de préparation du site ont démarré et la mise en production est prévue en 2015 avec une capacité de 55 kbep / j.

Norvège

En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, Total détient des intérêts dans quatre vingts permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont dix-sept opérés. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe avec des volumes de 287 kbep / j en 2011, contre 310 kbep / j en 2010 et 327 kbep / j en 2009.

 

• En mer du Nord norvégienne, où de nombreux projets de développements viennent d’être lancés, la production du Groupe s’est établie à 205 kbep / j en 2011. La contributionla plus importante à cette production, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk,Eldfisk, Embla, etc.).

• Sur Greater Ekofisk Area, situé au sud, plusieurs projets sont en cours. Le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 ont été lancés en juin 2011, après l’approbation des plans de développement et d’opération (PDO) par les autorités. Le projet concernant la construction et l’installation de la nouvelle plate-forme Quartiers-vie et Utilités d’Ekofisk est maintenant dans sa deuxième année.

• Sur Greater Hild Area, situé au nord et où le Groupe est opérateur avec une participation de 51%, le schéma de développement de Hild a été sélectionné fin 2010. Le PDO a été remis aux autorités début 2012. Son approbation est attendue en 2012 avec un démarrage de la production prévu en 2016.

• De nombreux travaux d’exploration et d’appréciation ont été menés avec succès en mer du Nord sur la période 2009-2011. Ils ont conduit au lancement de plusieurs projets de dévelop - pement qui sont déjà en cours de réalisation ou qui devraient être approuvés par les autorités en 2012 :
  

• En mer de Norvège, la région de l’Haltenbanken regroupe les champs de Tyrihans (23,2%), Mikkel (7,7%) et Kristin (6%) ainsi que le champ d’Asgard (7,7%) et ses satellites Yttergryta (24,5%)

et Morvin (6%). Morvin a démarré en août 2010, conformément au calendrier, avec deux puits producteurs. En 2011, la production du Groupe dans la région de l’Haltenbanken s’est établie à 63 kbep / j.

Le projet de compression sous-marine d’Åsgard, qui va permettre d’augmenter la récupération des hydrocarbures sur les champs d’Åsgard et de Mikkel, a été décidé par les partenaires en 2011 et le PDO a été remis aux autorités.

En 2011, Total a foré avec succès un puits d’exploration sur la structure d’Alve North, située sur la licence PL127 (50%, opérateur) à proximité du champ de Norne.

• En mer de Barents, la production de GNL sur Snøhvit (18,4%) a démarré en 2007. Ce projet comprend le développement des champs de gaz de Snøhvit, Albatross et Askeladd, et la construction de l’usine de liquéfaction associée. En raison de problèmes de conception, l’usine a fonctionné à capacité réduite durant la phase de démarrage. Plusieurs arrêts pour maintenance ont été programmés pour résoudre ces problèmes et l’usine opère désormais à sa capacité de conception (4,2 Mt / an). En 2011, la production du Groupe s’est élevée à 19 kbep / j.

En 2011, Total a foré un puits d’exploration positif sur la structure de Norvarg, située en mer de Barents sur la licence PL535 (40%, opérateur), attribuée lors du vingtième cycle d’attribution.

Le Groupe a optimisé son portefeuille d’actifs en Norvège en entrant sur de nouvelles licences et en réalisant la cession de plusieurs actifs non stratégiques :

En 2011, Total a obtenu quatre nouvelles licences d’exploration lors du cycle d’attribution APA 2010 (Awards in Predefined Areas), dont une licence opérée. Le Groupe a aussi acquis en 2011 un intérêt de 40% sur la licence PL554, située 2 Présentation des activités ,Secteur Amont 26 Total. Document de référence 2011 au nord de Visund, et en est l’opérateur. Un puits d’exploration devrait être foré sur cette licence en 2012. Début 2012, lors du cycle d’attribution APA 2011, Total a obtenu huit nouvelles licences dont cinq en tant qu’opérateur.

Pays-Bas

Aux Pays-Bas, Total est présent dans l’exploration et la production de gaz naturel depuis 1964 et détient des intérêts dans vingt-quatre permis de production offshore - dont vingt
opérés - et deux permis d’exploration offshore, le permis E17c (16,92%) et K1c (30%). En 2011, la production du Groupe s’est établie à 38 kbep / j, contre 42 kbep / j en 2010 et 45 kbep / j en 2009.

• Le projet de développement K5CU (49%, opérateur) a été lancé en 2009 et la production a démarré début 2011. Ce développement comprend quatre puits supportés par une plate-forme (installée en 2010) et reliée à la plate-forme K5A par un gazoduc de 15 km.

• Le projet de développement K4Z (50%, opérateur) a été lancé en 2011. Ce développement comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport. Le démarrage de la production est prévu début 2013. Fin 2010, Total a cédé 18,19% de ses parts dans le gazoduc NOGAT, ramenant ainsi sa participation à 5%.
  

Pologne

En Pologne, Total a signé fin mars 2011 un accord pour entrer à hauteur de 49% dans deux concessions d’exploration, Chelm et Werbkowice, pour en évaluer le potentiel en gaz de schiste.
Un forage a été réalisé sur le permis de Chelm et le puits testé. Les résultats de ce puits sont à l’étude.

Royaume-Uni

Au Royaume-Uni, où Total est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 169 kbep / j en 2011, contre 207 kbep / j en 2010 et 217 kbep / j en 2009. Cette production
provient pour environ 90% de champs opérés, répartis sur deux zones principales : la zone d’Alwyn, au nord de la mer du Nord, et la zone d’Elgin / Franklin, dans le Central Graben.

• Sur la zone d’Alwyn, la mise en production de satellites ou de nouveaux compartiments des réservoirs permet de maintenir le potentiel de production. Le puits N52, foré sur Alwyn (100%) dans un nouveau compartiment du réservoir Statfjord, a été mis en production en février 2010 avec un débit initial de 15 kbep / j (gaz et condensats). Le puits N53 a été également foré sur Alwyn sur le même type de réservoir en 2011 et a été mis en production en septembre 2011 à un débit initial de 4 kbep / j (gaz et condensats). Le projet de développement d’Islay (100%), découverte de gaz et condensats réalisée en 2008 et située au sud d’Alwyn, a été approuvé en juillet 2010. Le développement est en cours de réalisation et l’entrée en production est prévue au premier semestre 2012 avec une capacité de production de 15 kbep / j. En 2010, Total a conclu un accord de cession de sa participation dans le champ d’Otter, qui est passée de 81%à 50% en 2011 et a été totalement cédée en février 2012.
  

•  Dans le Central Graben, le développement des champs d’Elgin (46,2%, opérateur) et de Franklin (46,2%, opérateur), en production depuis 2001, a fortement contribué à la présence du Groupe au Royaume-Uni. Fin 2011, Total a porté sa participation de 77,5% à 100% dans la société Elgin Franklin Oil & Gas (EFOG) qui détient sa participation dans les champs d’Elgin et Franklin. Sur le champ d’Elgin, un premier puits intercalaire est entré en production en octobre 2009 au rythme de 18 kbep / j. Un deuxième puits intercalaire a été mis en production en mai 2010 à un débit de 12 kbep / j. Suite à une fuite de gaz survenue sur le champ d’Elgin le 25 mars 2012, la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée et le personnel du site évacué. Des investigations sont en cours pour déterminer les causes de cette fuite et y remédier. Le Groupe suit activement l’évolution de la situation (situation 26 mars 2012). Le développement complémentaire de West Franklin par unephase 2 (forage de trois puits supplémentaires et installation d’une nouvelle plate-forme reliée à Elgin) a été approuvé en novembre 2010. La mise en production est prévue fin 2013. L’installation d’une nouvelle plate-forme puits sur le champ d’Elgin a été décidée en 2011. Réalisée en synergie avec le projet West Franklin, cette nouvelle plate-forme permettra le forage de nouveaux puits sur le champ d’Elgin à partir de 2014.

• Venant s’ajouter à Alwyn et au Central Graben, une troisièmezone, West Shetland, est en cours de développement. La participation de Total a été portée à 80% sur les champs de Laggan et Tormore début 2010. La décision de développer ces deux champs est intervenue en mars 2010 et la production devrait démarrer en 2014 avec une capacité prévue de 90 kbep / j. Le schéma de développement conjoint sélectionné par Total et son partenaire comprend des installations de production sous-marines et un traitement des effluents (gaz à condensats) dans une usine construite près du terminal de Sullom Voe, dans les îles Shetland. Le gaz devrait ensuite être exporté sur le terminal de Saint-Fergus au travers d’une nouvelle ligne connectée au gazoduc de Frigg (FUKA).
  

En 2010, la participation du Groupe dans le permis P967 (opérateur), qui comprend la découverte de gaz de Tobermory, a été portée de 43,75% à 50%. Ce permis est situé au nord
de Laggan / Tormore. Début 2011, une découverte de gaz à condensats a été réalisée sur la licence d’Edradour (75%, opérateur), à proximité de Laggan et Tormore. L’étude du développement d’Edradour, en utilisant les infrastructures mises en place, est en cours. Total possède également des participations dans dix actifs opérés par des tiers, dont les plus importants en termes de réserves sont les champs de Bruce (43,25%) et d’Alba (12,65%). La participation du Groupe dans le champ de Nelson (11,5%) a été cédée en 2010.

Sources : Document de référence 2011