Document de référence 2013

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Asie-Pacifique

En 2013, la production de TOTAL en Asie-Pacifique s’est élevée à 235 kbep / j, représentant 10% de la production totale du Groupe, contre 221 kbep / j en 2012 et 231 kbep / j en 2011.

En Australie, le Groupe a produit 4 kbep / j en 2013 contre 5 kbep / j en 2012 et 4 kbep / j en 2011. TOTAL y possède des droits miniers depuis 2005. Le Groupe détient 30% du projet Ichthys, 27,5% du projet Gladstone LNG (GLNG), neuf permis d’exploration offshore, dont cinq opérés, au nord-ouest du pays dans les bassins de Browse, Bonaparte et Carnarvon et quatre permis d’exploration de gaz de schiste onshore dans la partie Sud du bassin de South Georgina. L’entrée dans le quatrième permis situé dans le Northern Territory reste soumise à l’approbation des autorités.

  • Début 2013, TOTAL a augmenté à 30% sa participation dans le projet Ichthys en acquérant un intérêt supplémentaire de 6%. Ce projet, lancé début 2012, consiste à développer le champ de gaz à condensats d’Ichthys, situé dans le bassin de Browse. Ce développement inclura une plateforme flottante conçue pour la production, le traitement et l’exportation du gaz, un FPSO (capacité maximum de 100 kb / j de condensats) permettant de stabiliser et exporter les condensats, un gazoduc de 889 km et une usine de liquéfaction (capacité de 8,4 Mt / an de GNL et de 1,6 Mt / an de LGN) implantée à terre, à Darwin. Le GNL a été vendu sous contrat long terme principalement à des acheteurs asiatiques. Le démarrage de la production est prévu fin 2016.
  • TOTAL détient une participation de 27,5% dans le projet GLNG. Ce projet intégré de production, transport et liquéfaction de gaz est basé sur l’exploitation de gaz de charbon des champs de Fairview, Roma, Scotia et Arcadia. La décision finale d’investissement a été prise début 2011 pour un démarrage prévu en 2015. À terme, la production de GNL devrait s’établir à 7,2 Mt / an. Le développement de l’amont du projet, la construction du gazoduc et de l’usine de liquéfaction sont en cours.
  • En juin 2013, les permis WA-492 et WA-493, situés dans le bassin de Carnarvon, ont été attribués à TOTAL (100%, opérateur). TOTAL s’est engagé à réaliser une sismique 2D sur ces permis dans les années à venir.
  • TOTAL a réduit sa participation sur le permis WA-408 situé dans le bassin de Browse (50%, opérateur) fin 2012, en cédant 50% d’intérêt à des partenaires. Deux puits d’exploration ont été forés en 2013. Le premier puits, Bassett West 1, foré au cours du premier semestre 2013 a mis en évidence des hydrocarbures. Des études sont en cours. Le second, qui s’est achevé fin 2013, a été définitivement abandonné à la suite des résultats négatifs.
  • En 2012, TOTAL a signé un accord pour entrer dans quatre permis d’exploration de gaz de schiste situés dans le bassin de South Georgina au centre du pays. Cet accord, qui offre la possibilité à TOTAL de porter sa participation jusqu’à 68% et de devenir opérateur en cas de développement, a été finalisé. Les travaux ont commencé sur les trois blocs situés au Queensland courant 2013 avec une sismique 2D qui a été acquise durant le second semestre 2013. Les premiers puits d’exploration devraient être forés au cours de l’année 2014.
  • Deux forages ont eu lieu en 2011 sur le permis WA-403 (60%, opérateur) situé dans le bassin de Bonaparte. Un puits ayant montré la présence d’hydrocarbures, des travaux d’évaluation supplémentaires ont été réalisés courant 2013 sur ce bloc incluant une sismique 3D dont les résultats sont en cours d’interprétation.

Au Brunei, où TOTAL est présent depuis 1986, le Groupe opère le champ offshore de gaz à condensats de Maharaja Lela Jamalulalam sur le bloc B (37,5%). La production du Groupe s’est élevée à 13 kbep / j en 2013 contre 12 kbep / j en 2012 et 13 kbep / j en 2011. Le gaz est livré à l’usine de liquéfaction de Brunei LNG.

Les études du projet de développement commencées en 2010 pour la mise en production des réserves nouvelles découvertes dans le sud du gisement (Maharaja Lela South) ont été conduites à leur terme en 2013. Le projet a été officiellement lancé début 2014 avec la signature des principaux contrats industriels qui lui sont liés ainsi qu’avec la signature formelle de l’extension de vingt années du contrat pétrolier actuel.

Sur le bloc d’exploration CA1 (54%, opérateur), situé en offshore profond, des études permettant de réévaluer le potentiel du bloc sont en cours et devraient mener à une nouvelle stratégie d’exploration. En outre, diverses études et discussions sont engagées à propos des hydrocarbures mis à jour en 2012 au sud-est du bloc (puits Jagus East) et sur la découverte dans le bloc voisin opéré par BSP (Geronggong) en vue d’une unitisation éventuelle.

En Chine, TOTAL est présent depuis 2006 sur le bloc de Sulige Sud, situé dans le bassin de l’Ordos, en Mongolie intérieure. Après des travaux d’appréciation conduits par TOTAL, China National Petroleum Corporation (CNPC) et TOTAL ont approuvé un plan de développement au terme duquel CNPC est l’opérateur, TOTAL détenant un intérêt de 49%. Les premiers puits de développement ont été forés et une première phase de test de production a commencé en août 2012. La production du Groupe s’est établie à 8 kbep / j en 2013, contre 1 kbep / j en 2012.

En mars 2013, TOTAL a conclu avec Sinopec un accord d’étude conjointe du potentiel des gaz de schiste sur le permis de Xuancheng (4 000 km2) près de Nanjing. Des travaux d’acquisition sismique 2D ont été réalisés d’octobre 2013 à février 2014 (600 km). Une campagne de forage est prévue en 2014 et 2015. En cas de résultats favorables, un accord pourrait ensuite être négocié avec Sinopec pour l’exploitation à long terme de ces ressources.

En Indonésie, où TOTAL est présent depuis 1968, la production du Groupe s’est établie à 131 kbep / j en 2013, contre 132 kbep / j en 2012 et 158 kbep / j en 2011.

Les activités de TOTAL sont essentiellement concentrées sur le permis de la Mahakam (50%, opérateur) qui inclut notamment les champs gaziers de Tunu et Peciko. TOTAL détient également une participation dans le champ de gaz de Sisi-Nubi (47,9%, opérateur). Le Groupe livre l’essentiel de sa production de gaz naturel à l’usine de liquéfaction de Bontang. La capacité totale des huit trains de liquéfaction de cette usine s’élève à 22 Mt / an.

En 2013, la production de gaz opérée par TOTAL s’est établie à 1 757 Mpc / j. Cette production est en retrait par rapport à celle de 2012 (1 871 Mpc / j) en raison de la maturité de la plupart des champs du permis de la Mahakam, même si le déclin a pu être ralenti en 2013 principalement grâce à la montée en production des champs de South Mahakam. Le gaz opéré et livré par TOTAL a représenté environ 80% de l’approvisionnement de l’usine de Bontang. À cette production de gaz se sont ajoutées les productions opérées de condensats et d’huile provenant des champs de Handil et Bekapai.

  • Sur le permis de la Mahakam :
    • Sur le champ de Tunu, en 2013, des puits supplémentaires de développement ont été forés dans le réservoir principal ainsi que dans les réservoirs de gaz peu enfouis.
    • Sur le champ de Peciko, les forages de la phase 7 débutés en 2009 se poursuivent.
    • Sur South Mahakam, mis en production en 2012 et qui comprend les champs de gaz à condensats Stupa, West Stupa et East Mandu, d’autres puits de développement sont en cours de forage.
    • Sur le champ de Sisi-Nubi, mis en production en 2007, les forages se poursuivent dans le cadre d’une seconde phase de développement. Le gaz de Sisi-Nubi est produit au travers des installations de traitement de Tunu.
  • Sur le permis de Sebuku (15%), la mise en production du champ de gaz de Ruby a eu lieu en octobre 2013. La capacité de production est estimée à 100 Mpc / j. La production de Ruby est acheminée par pipeline pour traitement et séparation au terminal de Senipah (opéré par TOTAL).
  • Sur le bloc d’exploration Sageri (50%), le forage du premier puits d’exploration (Lempuk-1X), achevé début 2012, s’est révélé négatif. Le permis est en cours d’abandon.
  • Sur le bloc d’exploration South East Mahakam (50%, opérateur), le forage du puits d’exploration Tongkol South-1, achevé en septembre 2013, s’est révélé négatif.
  • En 2013, TOTAL a entrepris les démarches nécessaires auprès des autorités pour se retirer des blocs Sadang (30%), Arafura Sea (24,5%) et Amborip VI (24,5%). Par ailleurs, à la suite du retrait des autres partenaires, la participation du Groupe est passée de 45% à 100% (opérateur) dans le bloc South Sageri et de 33% à 49,3% dans le bloc South Mandar.
  • En février 2013, TOTAL a cédé 10% dans le bloc d’exploration South West Bird’s Head (90%, opérateur). Ce bloc est situé à terre et en mer dans le bassin de Salawati dans la province de Papouasie Occidentale. Le forage du puits d’exploration Anggrek Hitam 1, achevé en septembre 2013, s’est révélé négatif.
  • En 2012, TOTAL a acquis une participation de 100% dans le bloc d’exploration Bengkulu I – Mentawai, situé dans le bassin offshore de Bengkulu au sud-ouest de Sumatra. Les travaux préparatoires du puits d’exploration Rendang 1 ont débuté fin 2013 et le démarrage du forage est prévu au cours du premier semestre 2014. Le Groupe a également pris une participation dans le bloc d’exploration Telen (100%, opérateur), situé dans le bassin offshore de Kutai dans la province de Kalimantan Est.
  • En 2011, le Groupe a acquis une participation de 18,4% dans un bloc de Coal Bed Methane (CBM) – Kutai II, situé dans la province de Kalimantan Est ainsi qu’une participation de 50% sur le bloc de même nature de Kutai Timur.

En Malaisie, sur le bloc d’exploration SK 317 B (85%, opérateur) situé dans l’offshore profond du Sarawak, à la suite de l’interprétation de la sismique 3D, le forage d’un puits d’exploration a démarré en décembre 2013. A la suite de résultats d’exploration décevants sur le plan géologique, TOTAL s’est retiré début 2011 du bloc d’exploration offshore PM303 et devrait faire de même sur le permis PM324 (50%, opérateur) à l’issue de sa période d’exploration, en mai 2014. L’obligation de forer un second puits d’exploration sur ce dernier bloc fait l’objet d’un accord avec le régulateur pour transférer cet engagement sur d’autres blocs d’exploration.

Au Myanmar, la production du Groupe s’est élevée à 16 kbep / j en 2013 contre 16 kbep / j en 2012 et 15 kbep / j en 2011. TOTAL est opérateur du champ de Yadana (31,2%). Ce champ, situé sur les blocs offshore M5 et M6, produit du gaz livré majoritairement à PTT (compagnie nationale thaïlandaise) et destiné aux centrales électriques thaïlandaises. Le champ de Yadana alimente également le marché local via deux gazoducs construits et opérés par la compagnie nationale du Myanmar MOGE.

TOTAL a acquis en 2012 une participation de 40% dans le contrat de partage de production qui porte sur le bloc offshore M-11, situé dans le bassin de Martaban. Le forage du premier puits d’exploration (Manizawta-1) réalisé en 2013 s’est révélé négatif.

En Papouasie-Nouvelle-Guinée, TOTAL a acquis en 2012 des participations de 40% dans les permis offshore PPL234 et PPL244, 50% dans le permis offshore PRL10, et une option sur 35% des permis onshore PPL338 et PPL339. Deux puits d’exploration ont été forés sur le PPL244 dont les résultats sont négatifs. Une acquisition sismique 2D a été réalisée onshore en 2013.

En mars 2014, TOTAL a acquis une participation dans le bloc PRL-15 (40,1%) et l’option de prendre un intérêt sur les blocs d’exploration PPL-474, PPL-475, PPL-476 et PPL-477 et sur la découverte de Triceratops (PRL-39) situés dans la même zone. L’État de Papouasie-Nouvelle-Guinée garde le droit d’entrer sur la licence (à la FID) à hauteur de 22,5%. Dans ce cas, la participation de TOTAL serait ramenée à 31,1%. Le bloc PRL-15 comprend les deux découvertes majeures d’Elk et d’Antelope.

Aux Philippines, TOTAL détient depuis 2012 une participation de 75% dans le permis SC56 situé au sud de la mer de Sulu. Le programme de travaux prévoit le retraitement de lignes sismiques plus anciennes et une nouvelle campagne sismique qui a été réalisée début 2013. Les données recueillies sont en cours d’interprétation.

En Thaïlande, la production du Groupe s’est élevée à 63 kbep / j en 2013 contre 55 kbep / j en 2012 et 41 kbep / j en 2011. Elle provient du champ offshore de gaz à condensats de Bongkot (33,33%). PTT achète la totalité de la production de condensats et de gaz naturel.

  • Sur la partie Nord du champ de Bongkot, de nouveaux investissements sont en cours pour permettre de répondre à la demande de gaz et de maintenir le plateau de production :
    • la phase 3J (deux plateformes-puits), a démarré comme prévu en 2012 ;
    • la phase 3K (deux plateformes-puits), a démarré comme prévu en 2013 ;
    • la phase 3L (deux plateformes-puits), approuvée en 2012 pour un démarrage prévu en 2014 ;
    • la phase 3M (quatre plateformes-puits), approuvée en mars 2013 pour un démarrage prévu en 2015 ;
    • la quatrième série de compresseurs pour basse pression, permettant d’augmenter la production de gaz, a été approuvée en 2012 pour un démarrage prévu fin 2014.
  • La partie Sud du champ (Greater Bongkot South) fait également l’objet d’un développement par phases. Il comprendra à terme une plateforme de traitement, une plateforme d’habitation et treize plateformes de production.
    • la phase 4A (six plateformes-puits) a commencé à produire en 2012 ;
    • la phase 4B (quatre plateformes-puits) se poursuit avec une mise en production prévue en 2014 ;
    • la phase 4C (trois plateformes-puits) sera développée à la suite des deux autres phases.

L’exploration sur ces permis se poursuit avec le forage chaque année de plusieurs puits (sept en 2013).

Au Vietnam, le Groupe ne détient plus d’actifs d’exploration suite à la cession en août 2013 de sa participation dans le bloc offshore 15-1 / 05 (35%).