Danemark

Au Danemark, Total a obtenu en juin 2010 une participation de 80% et le rôle d’opérateur des licences 1 / 10 (Nordjylland) et 2 / 10 (Frederoskilde), après approbation par l’Agence de l’énergie danoise. Ces licences onshore couvrent respectivement des superficies d’environ 3 000 km² et 2 300 km². Les objectifs poursuivis appartiennent à une thématique « gaz de schistes ».    

France

En France, la production du Groupe s’est établie à 21 kbep / j en 2010, contre 24 kbep / j en 2009 et 25 kbep / j en 2008. . Total y exploite des gisements depuis 1939. Les principaux actifs 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. 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.

En 2010, Total s’est vu attribuer le permis de Montélimar (100%) en vue d’évaluer le potentiel en gaz de schistes de cette zone lorsque les autorisations d’opérer seront obtenues.

Italie

En Italie, le champ de Tempa Rossa (50%, 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.

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 l’arrêt des travaux engagés sur site. Certains contrats annulés font l’objet de nouveaux appels d’offres. Les travaux de préparation pour un forage d’appréciation ont commencé en décembre 2009. Le forage d’appréciation Gorgoglione 2, démarré en mai 2010, est actuellement en cours. Les partenaires de Tempa Rossa devraient prendre en 2011 la décision d’investissement du projet d’une capacité envisagée de 55 kbep / j. 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, devrait être approuvé en 2011. La mise en production est actuellement envisagée en 2015.

Norvège

En Norvège, où Total est présent depuis la fin des années soixante, le Groupe détient des intérêts dans soixante dix-huit permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont quinze opérés. La Norvège est le premier pays contributeur aux productions du Groupe Total avec des volumes de 10 kbep / j en 2010, contre 327 kbep / j en 2009 et 334 kbep / j en 2008.

En mer du Nord norvégienne, la production s’est établie à 226 kbep / j en 2010. La contribution la plus importante à cette production, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Ekofisk Area, au sud de la zone. Cette zone comprend également l’ensemble Greater Hild (Hild East, Central et West), au nord.

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 Åsgard (7,7%) et ses satellites Yttergryta (24,5%) et Morvin (6%). En 2009, la production du Groupe dans cette région s’est établie à 56 kbep/j.  Morvin a démarré en août 2010, conformément au calendrier, avec deux puits producteurs. En 2010, la production du Groupe dans la région de l’Haltenbanken s’est établie à 61 kbep / j.

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 deSnøhvit, 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).

Entre 2008 et 2010, des travaux d’exploration et d’appréciation ont été conduits sur plusieurs permis. En mer du Nord norvégienne, la découverte d’huile sur Dagny (PL 048, 21,8%) et la découverte de Pan / Pandora (PL 120, 11%) ont sensiblement augmenté en 2008 le potentiel respectif des zones de Sleipner et de Visund. Pan / Pandora va faire l’objet d’un développement accéléré en satellite. Le projet de développement devrait être lancé en 2011 après avoir reçu l’approbation des autorités norvégiennes. Le projet Dagny devrait être approuvé en 2012.

Plusieurs découvertes ont été réalisées en 2009, notamment sur Beta Vest (PL 046, 10%) près de Sleipner, Katla (PL 104, 10%) au sud d’Oseberg, et Vigdis North East (PL 089, 5,6%) au sud de Snorre. Katla et Vigdis North East devraient faire l’objet d’un développement accéléré en satellite, la validation des projets par les partenaires des deux licences étant attendue pour le premier semestre 2011. En zone centrale de la mer du Nord, une découverte de gaz et de condensats (40%, opérateur) a été réalisée en 2010 sur la structure de David (PL 102C - zone de Heimdal).

Cette structure pourrait être développée grâce à un raccordement à Heimdal via Skirne-Byggve. En mer de Barents, Total s’est vu octroyer en 2009 un nouveau permis d’exploration - PL 535, 40% -au cours du vingtième cycle d’attribution. Sur ce permis, la campagne d’acquisition sismique 3D s’est achevée en 2009 et les forages devraient débuter en 2011. À l’occasion de l’APA 2010 (Awards in Predefined Areas), Total s’est vu attribuer en 2011 quatre nouvelles licences d’exploration, dont une opérée.

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 un permis d’exploration offshore, le permis E17c (16,92%) obtenu en février 2008. En 2009, la production du Groupe s’est établie à En 2010, la production du Groupe s’est établie à 42 kbep / j, contre 45 kbep / j en 2009 et 44 kbep / j en 2008. L’acquisition, en août 2008, de Goal Petroleum (Netherlands) B.V. devrait contribuer à la production du Groupe à hauteur de 8 kbep/j d’ici 2011.

• Le champ K5F (40,39%, opérateur), a été mis en production en septembre 2008. Ce projet comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport.
  
  K5F est le premier projet au monde à utiliser des têtes de puits et des systèmes sous-marins à commande entièrement électrique. Cette avancée dans le domaine de la technologie sous-marine
  devrait se traduire à la fois par une fiabilité accrue des systèmes et une meilleure performance environnementale.
  
  
• Le développement du projet K5CU (49%, opérateur) a été lancé en 2009 et la production a démarré en 2011. Ce développement comprend quatre puits supportés par une nouvelle plate-forme reliée à la plate-forme K5A par un gazoduc de 15 km.

Fin 2010, Total a cédé 18,19% de ses parts dans le gazoduc NOGAT, ramenant ainsi sa participation à 5%.

Royaume-Uni

Au Royaume-Uni, où Total est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 207 kbep / j en 2010, contre 217 kbep / j en 2009 et 213 kbep / j en 2008. . Le Royaume-Uni représente près de 10% de la production d’hydrocarbures du Groupe. Cette production provient pour 86% environ 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. La capacité des installations de traitement et de compression de la plate-forme d’Alwyn (530 Mpc / j) a été portée à 575 Mpc / j pendant l’arrêt de maintenance de l’été 2008. 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 gisement de Jura (100%), découvert fin 2006, est entré en production en mai 2008 à partir de deux puits sous-marins connectés à l’oléoduc reliant Forvie Nord et Alwyn. La capacité de production du champ est de 50 kbep/j (gaz et condensats).
  
  Les études de développement sur Islay (100%), deuxième découverte de gaz et condensats réalisée en 2008 et située dans un panneau faillé immédiatement à l’est de Jura, ont été
  finalisées et le développement approuvé en juillet 2010. L’entrée en production est prévue pour le second semestre 2011 avec une capacité de production de 15 kbep / j.
  Fin 2008, Total a augmenté sa participation dans le champ d’Otter, la portant de 54,3% à 81%. Un accord de cession de cette participation a été conclu en 2010 et devrait se réaliser en deux phases entre 2011 et 2012.
  
• Le développement des champs d’Elgin (35,8%) et de Franklin (35,8%), en production depuis 2001, a fortement contribué à la présence du Groupe au Royaume-Uni. Ce projet constitue une performance technique tant en raison de l’enfouissement des réservoirs (5 500 m, parmi les plus profonds de la mer du Nord) que des conditions de température et de pression (190°C et 1 100 bars), parmi les plus élevées au monde.
  
  Sur le champ d’Elgin, le puits intercalaire foré entre novembre 2008 et septembre 2009 est entré en production en octobre 2009 au rythme de 18 kbep/j. Le forage d’un deuxième puits intercalaire s’est achevé en 2010 et il a été mis en production en mai à un débit de 12 kbep / j. Sur Franklin, le forage d’un premier puits analogue s’était achevé en 2007. Le forage de ce type de puits dans un réservoir haute pression / haute température fortement déplété constitue une importante avancée technologique.
  
  Les satellites opérés d’Elgin (Glenelg, 49,5%) et de Franklin (West Franklin, 35,8%) sont respectivement entrés en production en mars 2006 et septembre 2007. Un développement complémentaire de West Franklin par une phase 2 (forage de trois puits supplémentaires et installation d’une nouvelle plate-forme reliée à Elgin) a été approuvé en novembre 2010. Cette phase devrait permettre le développement d’environ 85 Mbep en 100%. La mise en production est attendue fin 2013.
  
  Dans le cadre d’un accord signé en 2005, Total a acquis un intérêt de 25% dans deux blocs situés à proximité d’Elgin et de Franklin, en forant un puits d’appréciation positif sur la structure de Kessog. Cet intérêt a été porté à 50% en 2009.

• Sur la zone West Shetland, la participation de Total a été portée à 80% sur les champs de Tormore et de Laggan début 2010. La décision d’investissement du projet Laggan / Tormore est intervenue en mars 2010 et la production commerciale 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).

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 2010