Document de référence 2013

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Europe

En 2013, la production de TOTAL en Europe s’est élevée à 2et 392 kbep / j, représentant 17% de la production totale du Groupe, contre 427 kbep / j en 2012 et 512 kbep / j en 2011.

En Bulgarie, la licence Khan Asparuh, qui couvre 14 220 km2en mer Noire, a été octroyée à TOTAL en 2012. En mars 2013, TOTAL a cédé 60% d’intérêts et conserve 40% de ce bloc. TOTAL sera opérateur à partir d’avril 2014. Une campagne d’acquisition sismique 3D et 2D a été menée de juin 2013 à janvier 2014. Les travaux de traitement des données et d’interprétation devraient être réalisés en 2014 de façon à définir les objectifs qui seront forés en 2015 et 2016.

À Chypre, TOTAL est présent depuis février 2013 dans les blocs d’exploration 10 (100%, opérateur) et 11 (100%, opérateur) situés au sud-ouest de Chypre dans l’offshore profond. L’acquisition sismique 3D a été réalisée en 2013 sur le bloc 11 et une campagne 2D a démarré en février 2014 sur le bloc 10.

Au Danemark, TOTAL détient depuis 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 est en cours d’évaluation, couvrent respectivement des superficies d’environ 3 000 kmet 2 300 km Sur la licence 1 / 10, à la suite des études géosciences conduites en 2011, le forage d’un puits a été décidé. Initialement prévu courant 2013, celui-ci devrait être réalisé en 2014 en raison d’études environnementales complémentaires demandées par les autorités locales. Sur la licence 2 / 10, les études géosciences sont en cours et une acquisition gravimétrique a été réalisée en 2013.

En France, la production du Groupe s’est établie à 9 kbep / j en 2013, contre 13 kbep / j en 2012 et 18 kbep / j en 2011. 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 mis en production en 1957, un pilote de captage, d’injection et de stockage du CO , est entré en service en 2010. Dans le cadre de ce projet, une chaudière a été modifiée pour fonctionner en oxycombustion et le CO produit est injecté dans le gisement déplété de Rousse. Ce projet, qui s’inscrit dans la politique de développement durable du Groupe, a permis de tester dans son ensemble l’une des voies envisageables pour réduire les émissions de CO . La plupart des objectifs de l’expérimentation ayant été atteints, l’injection de CO a pris fin au premier trimestre 2013 (pour une information complémentaire, se reporter au chapitre "Informations sociales, environnementales et sociétales"). Comme anticipé, TOTAL a mis fin à l’exploitation commerciale du gaz de Lacq en octobre 2013.

Les accords de cession des actifs Itteville, Vert-le-Grand, Vert-le-Petit, La Croix Blanche ont été signés en 2011, et pour les actifs Dommartin Lettrée, Vic-Bilh, Lacq, Lagrave et Pécorade en 2012. L’approbation des autorités a été obtenue pour tous ces permis hors Lacq pour lequel elle est attendue en 2014.

Le permis exclusif de recherche de Montélimar, attribué à TOTAL en 2010 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 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. Le recours déposé en décembre 2011 devant la juridiction administrative afin de demander l’annulation par le juge de l’abrogation du permis est toujours en attente.

En Italie, TOTAL détient des participations dans deux licences d’exploration et un intérêt dans le champ de Tempa Rossa (50%, opérateur), découvert en 1989 et situé sur la concession de Gorgoglione (région Basilicate). Les travaux de préparation des sites ont débuté en 2008, mais une procédure judiciaire diligentée par le procureur du tribunal de Potenza à l’encontre de Total Italia avait conduit à leur arrêt (pour une information complémentaire sur ce litige, se reporter au chapitre "Facteurs de risques", point "Procédures judiciaires et d’arbitrage"). Après avoir repris les travaux de préparation des sites, la décision finale d’investissement a été prise en juillet 2012 et la mise en production est prévue en 2016 avec une capacité de 55 kbep / j. À la suite des appels d’offres, tous les contrats de génie civil et de construction ont été attribués en 2012 et sont en cours. Le forage de Gorgoglione 2 a été testé en 2012, confirmant les résultats des autres puits. Le forage d’un sidetrack sur le puits TR-2 a débuté en novembre 2013.

En mars 2013, TOTAL a finalisé un accord de cession de 25% d’intérêts acquis dans Tempa Rossa en 2011. Le transfert des intérêts, portant ainsi sa participation de 75% à 50%, est intervenu avec l’approbation par les autorités italiennes en juin 2013.

En Norvège, où le Groupe est présent depuis le milieu des années soixante, TOTAL détient des intérêts dans cent-quatre permis de production sur le plateau continental maritime norvégien, dont trente et un opérés. La production du Groupe s’est élevée à 243 kbep / j en 2013 dont 74 kbep / j sont issus de Greater Ekofisk Area situé dans le secteur Sud de la mer du Nord, 103 kbep / j des secteurs Central et Nord de la mer du Nord et 66 kbep / j de la région de l’Haltenbanken (en mer de Norvège) et de la mer de Barents. La production du Groupe s’était établie à 275 kbep / j en 2012 et 287 kbep / j en 2011. La baisse de production entre 2011 et 2013 s’explique principalement par le déclin des champs matures. La production devrait remonter à environ 300 kbep / j à l’horizon 2017 grâce à la mise en production de nouveaux champs dont les développements ont été lancés (Martin Linge, Ekofisk South, Eldfisk II).

  • En mer du Nord norvégienne, la contribution la plus importante à la production du Groupe, essentiellement non opérée, provient de l’ensemble Greater Ekofisk Area (Ekofisk, Eldfisk, Embla, etc.).
    • Au sud de la mer norvégienne :
      Sur Greater Ekofisk Area, le Groupe détient une participation de 39,9% dans les champs d’Ekofisk et d’Eldfisk. Les projets Ekofisk South et Eldfisk 2 (capacité 70 kbep / j chacun) ont été lancés en 2011. La production d’Ekofisk South a démarré en octobre 2013 et celle d’Eldfisk 2 est attendue début 2015. La construction et l’installation de la plateforme abritant les nouveaux quartiers d’habitation et le centre de services Ekofisk sont maintenant terminées et les quartiers d’habitations sont opérationnels depuis novembre 2013.
    • Sur la partie centrale de la mer norvégienne :
      Les démarrages des productions de gaz des champs d’Atla, situé sur la licence PL102C (40%, opérateur), et de Beta West (10%), satellite de Sleipner, ont eu lieu respectivement en octobre 2012 et en avril 2011.
      Le développement de la structure de Gina Krog (38%), anciennement nommée Dagny et située au nord de Sleipner a été approuvé en 2013. La production devrait démarrer en 2017. Sur la licence PL036D (24,24%), le développement accéléré de Vilje Sud a été lancé en 2011. Le démarrage de la production est attendu au premier semestre 2014.
    • Sur la partie septentrionale de la mer du Nord norvégienne :
      Le champ d’Islay (100%, opérateur) a été mis en production en 2012. Ce champ s’étend de part et d’autre de la frontière entre la Grande-Bretagne et la Norvège. La participation du Groupe sur la partie norvégienne s’élève à 5,51%.
      Les champs de Stjerne situé sur la licence PL104 (14,7%) et de Visund South situé sur la licence PL120 (7,7%) ont été mis en production respectivement en juillet 2013 et en novembre 2012.
      Sur la licence PL120 (7,7%), le développement accéléré de Visund North, lancé fin 2011, a permis de mettre le champ en production en novembre 2013.
      Sur Greater Hild Area (51%, opérateur) situé au nord, le schéma de développement de Martin Linge a été approuvé par les autorités en 2012 pour un démarrage de la production prévu fin 2016 avec une capacité estimée de 80 kbep / j.
      Sur les licences de production PL104 et PL79, le projet Oseberg Delta phase 2 (14,7%) a été approuvé par les autorités en octobre 2013. Le démarrage de la production est prévu en 2015.
  • En mer de Norvège, la région de l’Haltenbanken regroupe les champs de Tyrihans (23,2%), Linnorm (20%), Mikkel (7,7%) et Kristin (6%) ainsi que le champ d’Åsgard (7,7%) et ses satellites Yttergryta (24,5%) et Morvin (6%).
    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 approuvé par les autorités norvégiennes en 2012. Tous les principaux contrats ont été signés.
    Le développement du champ de gaz de Linnorm est toujours en cours d’étude suite aux résultats inférieurs aux attentes du puits d’exploration Onyx South foré en 2013. Il était prévu d’exporter le gaz de Linnorm vers le terminal onshore de Nyhamna grâce à l’installation d’un nouveau gazoduc (projet Polarled).
    Le projet Polarled (5,11%) a été sanctionné en décembre 2012. Le projet consiste en l’installation d’un gazoduc de 481 km de long reliant le champ d’Aasta Hansen au terminal Nyhamna et en l’extension du terminal.
  • En mer de Barents, un projet d’amélioration des performances de l’usine de liquéfaction de gaz de Snøhvit (18,4%, capacité de 4,2 Mt / an) a été lancé en 2012. Cette usine est alimentée par la production des champs de gaz de Snøhvit, d’Albatross et d’Askeladd.

Plusieurs puits d’exploration ont été forés avec succès pendant la période 2011-2013 sur diverses licences, mettant en évidence la présence d’hydrocarbures dans les structures de Smørbukk North (PL479, 7,68%) et de Rhea (PL120, 7,68%) en 2013, de Garantiana (PL554, 40%, opérateur) et de King Lear (PL146 et 333, 22,2%) en 2012, et d’Alve North (PL127, 50%, opérateur) et de Norvarg (PL535, 40%, opérateur) en 2011. Le puits foré en 2013 sur Novarg a confirmé la présence de gaz dans la structure mais les résultats du puits, dont l’analyse est en cours au 31 décembre 2013, sont inférieurs aux attentes.

Par ailleurs, le Groupe poursuit l’optimisation de son portefeuille d’actifs en Norvège en entrant sur de nouvelles licences et en cédant plusieurs actifs non stratégiques.

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 2013, la production du Groupe s’est établie à 35 kbep / j, contre 33 kbep / j en 2012 et 38 kbep / j en 2011.

  • Suite à l’acquisition d’intérêts complémentaires fin 2013, TOTAL détient maintenant 50% dans le bloc K5b et 60% dans les blocs, K1b / K2a et K2c. TOTAL est opérateur de ces trois blocs.
  • Une campagne d’acquisition sismique 3D sur plusieurs permis offshore et couvrant une superficie de 3 500 km2a été réalisée en 2012. L’interprétation de cette campagne est en cours.
  • En août 2013, le projet de développement K4-Z (50%, opérateur) est entré en production. Lancé en 2011, ce projet de développement comprend deux puits sous-marins reliés aux installations existantes de production et de transport.
  • En 2012, le champ L4-D (55,66%, operateur) est entré en production.
  • La production du projet K5-CU (49%, opérateur) a démarré début 2011.

En Pologne, TOTAL est entré début 2012 à hauteur de 49% dans deux concessions d’exploration, Chelm et Werbkowice, pour en évaluer le potentiel en gaz de schiste. Sur le permis de Chelm, un forage a été réalisé et le puits a été testé en 2011. Les résultats de ce puits ont été analysés en 2012 et 2013. En décembre 2013, à la suite du départ de l’opérateur, TOTAL a porté sa participation dans ce permis à 100% et en est devenu l’opérateur. Le permis Werbkowice a été rendu en 2012.

Au Royaume-Uni, où TOTAL est présent depuis 1962, la production du Groupe s’est établie à 105 kbep / j en 2013 contre 106 kbep / j en 2012 et 169 kbep / j en 2011. 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. En 2012, elle a été fortement impactée par l’arrêt des champs d’Elgin, de Franklin et de West Franklin suite à la fuite de gaz survenue sur le puits G4 d’Elgin. Ces trois champs ont été redémarrés en mars 2013.

  • Sur la zone d’Alwyn (100%), la mise en production de satellites ou de nouveaux compartiments des réservoirs permet de compenser partiellement la baisse naturelle du potentiel de production. Ainsi les puits N54 et N53 ont été mis en production respectivement en 2012 et 2011. Le puits N55, foré en 2012 sur le panneau Brent South West, devrait être mis en production durant le premier trimestre 2014.
    Sur le champ de Dunbar (100%), une nouvelle campagne de forage (Dunbar phase IV) devrait commencer durant le second trimestre 2014 incluant trois reconditionnements de puits et six nouveaux puits.
    Le champ d’Islay (100%, opérateur) a été mis en production en 2012. Ce champ s’étend de part et d’autre de la frontière entre la Grande-Bretagne et la Norvège. La participation du Groupe sur la partie britannique s’élève à 94,49%.
    En 2012, TOTAL a finalisé la cession de sa participation dans le champ d’Otter.
  • Dans le Central Graben, 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 (46,2%, opérateur). En raison d’une fuite de gaz survenue sur le champ d’Elgin en mars 2012, la production des champs d’Elgin, Franklin et West Franklin a été arrêtée. En mai 2012, TOTAL a confirmé le succès de l’intervention visant à stopper la fuite du puits G4 et, fin octobre 2012, le puits G4 a été définitivement sécurisé après la mise en place de cinq bouchons de ciment. L’enquête interne menée par TOTAL a permis d’identifier clairement les causes de l’accident et de définir de nouveaux critères d’intégrité pour les puits, ainsi que les mesures à prendre pour permettre le redémarrage de la production d’Elgin / Franklin en totale sécurité. La production de la zone d’Elgin / Franklin a redémarré en mars 2013 après l’approbation du dossier de sécurité par l’Autorité de régulation britannique (HSE). La production a atteint progressivement un débit de 55 kbep / j (environ 25 kbep / j en part du Groupe), soit 40% du potentiel de production des champs. Afin de retrouver d’ici à 2015 le niveau de production attendu avant l’accident, un projet de redéveloppement prévoyant le forage de nouveaux puits intercalaires sur Elgin et Franklin a été lancé en juillet 2013. Les forages devraient démarrer sur Elgin début 2015.
    Par ailleurs, le développement de West Franklin Phase II se poursuit avec un démarrage de la production prévu mi-2014.
  • Venant s’ajouter à Alwyn et au Central Graben, une troisième zone, West Shetland, est en cours de développement. Celle-ci couvre les champs de Laggan et Tormore (80%, opérateur), et le permis P967 (50%, opérateur) qui comprend la découverte de gaz de Tobermory. La décision de développer les champs de Laggan et Tormore est intervenue en 2010 et la production devrait démarrer en 2014 avec une capacité prévue de 90 kbep / j. Le schéma de développement comprend des installations de production sous-marines, un traitement des effluents (gaz à condensats) dans une usine construite près du terminal de Sullom Voe, dans les îles Shetland à 150 km de distance, et un nouveau gazoduc connecté à la ligne de Frigg (FUKA) pour l’export du gaz vers le terminal de Saint-Fergus.
    Début 2011, une découverte de gaz à condensats a été réalisée sur la licence d’Edradour Est (75%, opérateur), à proximité de Laggan et Tormore. Le développement d’Edradour Est, en utilisant les infrastructures mises en place, a été décidé fin 2012. Le schéma de développement d’Edradour Est est en cours d’optimisation afin d’intégrer d’éventuels autres champs de la même zone. Un second puits (Spinnaker), à proximité de la découverte d’Edradour, est en cours de forage à fin 2013.

TOTAL possède également des participations dans trois actifs opérés par des tiers : les champs de Bruce (43,25%), de Keith (25%) et de Markham (7,35%). Les participations du Groupe dans les autres champs opérés par des tiers (Seymour, Alba, Armada, Maria, Moira, Mungo / Monan et Everest) ont été cédées en 2012.

Neuf nouvelles licences (trois au nord de la mer du Nord, trois en Central Graben, trois en West Shetland) ont été attribuées à TOTAL lors du vingt-septième round d’exploration en 2012.

Début 2014, TOTAL a acquis un intérêt de 40% dans deux permis d’exploration et de production de gaz de schiste (PEDL 139 et 140) situés dans le bassin du Gainsborough Trough dans la région des East Midlands, et a signé un accord lui permettant d’acquérir 50% dans le permis PEDL 209 situé dans la même zone.