Grands Fonds Les gisements de l'extrême (pdf - 10,45 Mo) - Total.com

. COLLECTION savOIr-faIrE
ExPLOrATiOn & PrOducTiOn
GraNds fONds
Les gisements
de L’extrême

. sOmmaIrE
GraNds fONds
Les gisements
de L’extrême
s s s
Page 3 avaNT-prOpOs
Page 4 CONTExTE
Les gisements par grandes profondeurs
d’eau contribueront en partie au renouvellement
des réserves mondiales d’hydrocarbures.
Page 6 ENjEux
grâce à ses capacités d’innovation, total
a pris une place de leader dans l’exploitation
des gisements par grands fonds.
Page 8 ExpErTIsE
multipliant les réalisations de grande envergure
et les schémas de développement audacieux, total
est engagé dans une logique industrielle soucieuse
du respect de la sécurité et de l’environnement.
P. 10 L’appréhension d’un milieu peu connu
P. 12 décrypter les grands fonds
P. 16 des développements géants
P. 20 dalia, nouvelle référence de l’offshore profond
P. 22 des défis sans cesse renouvelés
Page 26 GrOupE
total dans le monde en 2006.
golfe de guinée, Angola.

. avaNT-prOpOs
Prolonger la durée
DE VIE DEs rEssourcEs
D’hyDrocarburEs
L’Exploration & Production de Total
repousse continuellement les frontières
de la production pétrolière et gazière.
C’est dans l’intégration complète
de tous ses métiers que le Groupe
puise la force d’innovation qui lui vaut
d’être pionnier dans les domaines
stratégiques d’avenir.
Huiles extra-lourdes, offshore ultraprofond,
gaz acides, hydrocarbures très
profondément enfouis à haute pression
et haute température, parfois dans
des tight sands complexes à produire,
l’Exploration & Production de Total est
présente sur tous les grands challenges
technologiques. En parallèle, elle crée
les outils et les méthodes qui lui
permettent d’accéder aux réserves
« L’innovation est le levier
majeur de la croissance
durable de nos productions. »
ultimes des champs conventionnels.
S’appuyant sur les synergies avec
les autres branches du Groupe dans
les domaines du gaz et de l’électricité,
du raffinage et du marketing ou encore
de la pétrochimie, ses solutions
technologiques s’intègrent dans toute
la chaîne de valeur, de la production
aux produits finis ou aux marchés.

04
grands fonds
s
1. Luanda, angola.
Le potentiel de
l’offshore profond
Si près de la moitié du potentiel
a déjà été découvert, l’ordre
de grandeur ultime des réserves
par grands fonds est aujourd’hui
estimé à près de 100 Gbep*.
Même si ce volume ne constitue
à ce jour qu’une faible part
des réserves mondiales restantes,
il représente deux années de
production mondiale annuelle
au rythme actuel, valeur égale à
la somme des réserves prouvées
des sept plus grandes compagnies
internationales. L’enjeu est
donc de taille pour les quelques
opérateurs à la pointe de la
découverte et de l’exploitation
de ces ressources spécifiques.
* Milliards de barils équivalent pétrole.
//. CONTExTE
uN avENIr
Prometteur
s s s
Les gisements par grandes profondeurs d’eau contribueront
en partie au renouvellement des réserves mondiales
d’hydrocarbures.
représentant près de 30 % de la production actuelle d’hydrocarbures
liquides, la valorisation des ressources offshore est devenue
incontournable dans le paysage énergétique mondial. ainsi, entre 1999
et 2003, 70 % des nouvelles découvertes de pétrole et de condensats
ont été réalisées en offshore, portant ce type de réserves à 23 % du total
mondial et à 42 % pour ce qui est du domaine du gaz *. remarquables
par les volumes qu’ils impliquent, ces chiffres concernent
essentiellement l’offshore “classique” ; les réservoirs situés au-delà
des 500 m de profondeur d’eau ne représentent, quant à eux, que 4 %
des réserves mondiales d’hydrocarbures liquides et 3 % de celles de gaz.
Cependant, dans certaines zones stratégiques – afrique, amérique
du nord et amérique du sud –, l’offshore dit profond peut constituer
plus de 75 % des volumes économiquement exploitables mis en évidence
ces dernières années.
Parce que les découvertes de gisements d’hydrocarbures de grande
taille se font de plus en plus rares dans l’offshore conventionnel
– jusqu’à 500 m d’eau –, les compagnies investissent désormais les
réservoirs des mers profondes – de 500 à 1 500 m – et ultra-profondes
– plus de 1 500 m –, dans le but d’assurer le renouvellement des réserves.
si les principales zones à fort potentiel sont bien connues – situées
dans la prolongation des immenses estuaires des grands fleuves
de la planète, notamment dans le golfe de guinée, le golfe du mexique,
et l’offshore brésilien –, seuls quelques groupes pétroliers maîtrisent
les techniques nécessaires à leur mise en valeur efficace. Longtemps
considérée comme non rentable, la production de ces ressources
est devenue une réalité depuis quelques années grâce à de multiples
progrès et innovations technologiques : sismiques répétitives, forages
de haute précision, développement d’équipements sous-marins et
d’installations de surface à la mesure des défis relevés… Les progrès
technologiques ont été fulgurants depuis les années 1990. fort de
réalisations pionnières de grande envergure, total s’affirme comme
un acteur de premier plan dans la conquête des grands fonds. nnn
* Source : IFP.

06
grands fonds
s
au nigeria, total continue
sa montée en puissance avec
les champs d’akpo et d’Usan.
Au cours des années 1990,
une exceptionnelle série
de découvertes a été réalisée
au large de l’Angola sur
le bloc 17. Le développement
des 15 champs identifiés
s’articule aujourd’hui autour
de trois grands pôles :
– Girassol, qui assure la
production de Jasmim depuis
//. ENjEux
uNE pOsITION
de Premier PLAn
s s s
La “success story” du bloc 17
innovant en permanence, total a su capitaliser
sur ses nombreux succès en offshore profond
pour conforter sa position de leader.
distingué pour l’expertise offshore développée sur girassol, champ
angolais situé à près de 1 400 m de fond et mis en production fin 2001,
total a démontré sa capacité à mener des projets complexes et à relever
les défis technologiques posés par les grands fonds. La réussite, en
2003, du raccordement du champ satellite Jasmim au fPso (Floating,
Production, Storage and Offloading vessel) girassol a ouvert la voie à
d’autres projets ambitieux et intégrés, comme dalia, nouvelle référence
de l’offshore profond angolais, mis en route fin 2006, et qui devrait
atteindre, dès 2007, un plateau de production de 240 000 b/j. Capitalisant
sur ce savoir-faire, le groupe a multiplié les réalisations exemplaires
dans le golfe du mexique, avec matterhorn et Canyon express, et en
angola, sur le bloc 17. avec la mise au point de fPso géants, de tours
risers, de risers flexibles, d’installations sous-marines originales et
performantes ou encore de complétions intelligentes, il a repoussé
les frontières du possible. Preuves de ce leadership incontestable, les
développements en offshore profond et ultra-profond se poursuivent
au Congo (moho-Bilondo), s’accélèrent en angola (bloc 17 avec Pazflor,
CLoV et le bloc 32) et montent en puissance au nigeria (akpo et Usan).
en misant sur l’intégration de ses équipes de r & d et sur sa culture
de l’innovation sans cesse renouvelée, total entend lever les verrous
technologiques de développements plus complexes et optimiser
la rentabilité économique de ses projets. Voie de recherche majeure :
la mise au point de matériel “tout électrique” et de séparateurs
gaz / liquides sous-marins devrait améliorer les taux de récupération
et permettre, à l’horizon 2008, de porter la contribution des grands
fonds à 10 % de la production d’huile opérée par le groupe. nnn
novembre 2003 et auquel Rosa
sera raccordé en 2007 ;
– Dalia, en cours d’installation
et dont la mise en production
a démarré le 13 décembre 2006 ;
– enfin, Pazflor, actuellement
en phase d’études, qui sera
connecté aux champs de Perpetua,
Zinia, Hortensia et Acacia.
Cet ensemble totalisera à terme
(2011) une production de près
de 700 000 b/j. Parallèlement,
le Groupe étudie un projet de
construction d’un FPSO unique,
destiné à exploiter les champs
de Cravo, Lirio, Orquidea
et Violeta, qui, connectés
progressivement, permettraient
de garantir la stabilité du niveau
de production.

Champs grandes profondeurs opérés par Total
Champ : 1. matterhorn
intérêts de total : 100 %
solution technique : tLP
Plateau de production : 25 kb/j
entrée en production : 2003
2. Gotcha
70 % – Études
3. akpo
24 % – FPso – 225 kbep/j – 2008
4. usan
20 % – FPso – 150 kbep/j – 2010
5. moho Bilondo
53,5 % – FPu – 90 kb/j – 2008
6. mTps
40 % – Études
7. Bloc 32
30 % – Études
8. CLOv
40 % – Études
Les 15 découvertes du bloc 17 en Angola et leur capacité de production
07
9. Girassol/jasmim/rosa
40 % – FPso – 250 kb/j – 2007
10. dalia
40 % – FPso – 240 kb/j – 2006
11. pazflor
40 % – FPso – 200 kb/j – 2010

. ExpErTIsE
La CONquêTE
des grAnds
Fonds
s s s
À la fin des années 1990, les découvertes se multiplient
dans le domaine de l’offshore très profond.
La mise au jour de champs géants suscite une grande
effervescence chez les opérateurs pétroliers, qui
se traduit par d’importants investissements en r & d.
avec les succès de Girassol et de dalia (angola)
ou de Canyon Express (golfe du mexique), situé sous
2 200 m d’eau, Total a montré sa capacité à repousser
sans cesse les frontières du possible.

10
grands fonds
s
Comprendre pour
mieux préserver
Lancé en 1997, le programme
Zaïango a permis de mettre en
évidence deux écosystèmes
distincts propres aux grandes
profondeurs : un premier
système alimenté en énergie
par la production primaire
de surface et les apports
du fleuve Congo ; un second
système, chimio-synthétique,
associé aux émissions de fluides
froids et caractérisé par
une faune spécialisée. Cette
campagne a également permis
de tester in situ la réaction
de ces écosystèmes face
à d’éventuelles perturbations
liées aux activités pétrolières.
//. ExpErTIsE
L’appréhENsION
d’un miLieu
Peu connu
s s s
Jusqu’à la fin du siècle dernier, les marges continentales
profondes constituaient un domaine largement inexploré.
en s’engageant dans l’exploration de gisements par
grandes profondeurs d’eau, total a contribué à parfaire
les connaissances sur ces milieux mal connus
et à l’équilibre délicat.
sur les 360 millions de kilomètres carrés couverts par les océans, seule
une infime fraction – les mers peu profondes, bordières des continents –
constitue un domaine connu, aisément accessible. Lorsque les
compagnies ont décidé d’investir les zones plus profondes, l’exploration
pétrolière s’est doublée d’une véritable mission de découverte scientifique.
Pour total, le défi d’une production pétrolière par grands fonds
respectueuse de l’environnement commençait nécessairement par
une meilleure connaissance des zones abyssales, derniers milieux
inexplorés de la planète. avec pour objectif de mieux comprendre les
systèmes géologiques et écologiques présents par grands fonds, total
a lancé, dès la fin des années 1990, deux ambitieuses campagnes
de reconnaissance en coopération avec l’ifremer.
ZaïaNGO : CarTOGraphIEr
LEs GraNds fONds du GOLfE dE GuINéE
La campagne Zaïango – pour Zaïre, angola et Congo – a couvert, entre
1998 et 2001, 200 000 km 2 au droit de ces pays situés dans le golfe
de guinée, à l’aplomb d’un système turbiditique actuel. au programme,
de multiples missions à vocation géologique (étude du système
turbiditique du delta sous-marin profond, analyse des instabilités
sédimentaires) et bio-environnementale (connaissance des écosystèmes
benthiques). Ce sont ainsi près de 4 200 km de profils sismiques 2d
haute résolution (Hr) qui ont été acquis en coopération avec l’ifremer,
parfois par plus de 4 000 m de profondeur. Cette imagerie a abouti
à l’établissement de la première cartographie des fonds marins
de cette région, notamment du delta sous-marin du Zaïre, qui a fait
l’objet de coupes géologiques et de prélèvements. L’ensemble
des données recueillies a permis de comprendre les mécanismes
des systèmes turbiditiques, d’ouvrir l’accès à l’histoire des séquences
successives du delta sous-marin et, en conséquence, à une meilleure
compréhension des réservoirs anciens, issus du même mécanisme
de sédimentation, et de localiser les zones les plus prometteuses.
BIOZaïrE : mIEux COmprENdrE
LEs éCOsysTèmEs par GraNds fONds
en complément des études sédimentologiques menées dans le cadre
de la campagne Zaïango, total et l’ifremer ont lancé, dès 1999,
le programme Biozaïre, destiné à approfondir les connaissances

sur les écosystèmes benthiques et leurs variations dans l’environnement
du delta sous-marin du fleuve Congo. s’étageant de 400 à 4 000 m
de profondeur, adapté aux conditions extrêmes – absence de lumière
empêchant toute photosynthèse, températures inférieures à 4 °C,
pressions hydrostatiques pouvant atteindre 400 bar –, ce milieu original et
sensible recèle des écosystèmes exceptionnels. ainsi, les équipes de total
et de l’ifremer ont pu mettre en évidence la zone dite “regab”, étendue
de plus de 800 m de côté, et identifier des communautés animales
exceptionnelles composées de différentes espèces de grande taille,
et établir une description systématique de la faune benthique et de son
environnement physico-chimique. si l’objectif principal de ce programme
maintenant achevé est de mieux caractériser ces milieux pour mieux les
comprendre, il s’agit avant tout pour total d’en dresser un inventaire, aussi
exhaustif que possible, pouvant servir de référence environnementale
pendant et après la cessation des activités d’exploration et de production.
maîTrIsEr L’ImpaCT ENvIrONNEmENTaL
Composer avec un milieu à la fois exubérant, fragile et inhospitalier tout
en préservant son équilibre écologique, tels sont l’objectif et l’engagement
de total, qui s’affirme comme un opérateur responsable. en établissant
préalablement à tout démarrage de ses projets un “point zéro”
de l’équilibre environnemental, le groupe entend assurer l’intégrité
optimale de la biodiversité dans l’environnement proche des
développements, et ce, des premiers forages au démantèlement complet
de ses installations de production après cessation des activités.
en menant des monitorings réguliers, les équipes impliquées réussissent
à définir l’impact réel de ces activités sur les biotopes des grands fonds.
À l’œuvre sur le site de nkossa, au Congo, cette méthodologie a permis
d’évaluer les conséquences des rejets des boues de forage sur la faune
et la flore locales, et de suivre leur évolution spatiale et temporelle.
grâce aux échantillonnages effectués autour des différentes installations
– deux plates-formes et une barge de production –, les résultats obtenus
suite aux différentes campagnes de mesure réalisées en 1995, 2000, 2002
et 2003 ont mis en évidence une réduction progressive mais importante
de l’impact des activités, qui s’est traduite notamment par le repeuplement
du milieu par les espèces les plus sensibles initialement présentes. nnn
Coupe de la pente continentale
du golfe de guinée.
Adapter l’activité
à l’environnement
des grands fonds
En se développant sur la pente
continentale, lieu de transit
sédimentaire vers les plaines
abyssales, la production
pétrolière en offshore profond
se trouve confrontée au risque
d’avalanches sous-marines.
Les progrès récents de la
cartographie et de l’imagerie
des grands fonds ont entraîné
la découverte des “pockmarks”,
cratères de 20 à 600 m de
diamètre formés par des
expulsions de fluides froids
qui se sont révélés être
potentiellement une cause
majeure d’instabilité des pentes
continentales. En conduisant
des études sur ces thématiques
peu connues, Total s’efforce de
garantir les meilleures conditions
de sécurité en conditions extrêmes.

12
grands fonds
s
navire traînant des lignes
sismiques.
//. ExpErTIsE
déCrypTEr
Les grAnds
Fonds
s s s
Complexe, la production par grands fonds sur des
pentes continentales, souvent au sein d’anciens canyons,
exige une connaissance précise de la nature du sous-sol
et des processus sédimentaires à l’œuvre. fort de
son expertise intégrée en géosciences, total repousse
les limites de l’imagerie pour mieux comprendre
les gisements en eaux profondes.
avec des coûts de forage qui s’établissent, selon les circonstances,
entre 10 et 60 millions de dollars par puits, la valorisation des grands fonds
impose de mener en amont des études de détail afin de comprendre
les gisements. Ces études font appel aux résultats de trois projets
de “spécialités” touchant à la géologie, à la géophysique et au réservoir,
et communément appelés les 3g. grâce à l’intégration poussée de ses
équipes, total peut se prévaloir de proposer des solutions innovantes
et transverses adaptées aux configurations les plus complexes.
Complexes turbidites
Les réservoirs pétroliers, dits
turbiditiques, sont le produit
de l’accumulation par grandes
profondeurs d’eau de sédiments
au débouché de grands fleuves
ou de systèmes alluviaux. Les
sédiments, érodés sur les continents
et transportés jusqu’à la mer
par les fleuves, sont précipités
dans les grands fonds océaniques
lors de gigantesques avalanches
sous-marines capables de parcourir
plusieurs centaines de kilomètres
en quelques heures. Ces avalanches
sont plus ou moins canalisées.
Les sédiments se distribuent
généralement dans un réseau
de vallées en pied de pente du
système. Les courants turbiditiques
qui circulent dans ces chenaux
alimentent en bout de course des
zones d’épandage appelées lobes
distaux. Les sables, excellents pièges
à hydrocarbures, peuvent ainsi
être déposés très loin des côtes
et sur des surfaces considérables.

uNE apprOChE GéOsCIENCEs À GraNdE éChELLE
indispensables à l’exploration des marges continentales susceptibles
de receler des hydrocarbures, les campagnes d’acquisition sismique
permettent de mieux cerner la géologie des sédiments et de repérer
les roches réservoirs.
Piégés dans de gigantesques systèmes sédimentaires s’étendant
au débouché de grands fleuves, les réservoirs de l’offshore profond,
gisent pour la plupart au sein de dépôts turbiditiques (voir encadré
ci-contre). La compréhension de ces réservoirs complexes par
les équipes de géosciences sert un double objectif : l’identification
des cibles potentielles de l’exploration d’une part, l’optimisation
de la récupération des hydrocarbures en place d’autre part.
après repérage des gisements potentiels grâce à une sismique 2d Hr
(haute résolution), les zones les plus prometteuses sont imagées par
une sismique 3d qui définit avec précision la géométrie du réservoir.
apte à représenter l’ensemble des réflecteurs en trois dimensions, la
sismique 3d a été utilisée dès 1999 sur le champ de girassol (angola).
dEs OuTILs sIsmIquEs hauTEs pErfOrmaNCEs
en 2002, une campagne de sismique 4d a été réalisée sur girassol.
en combinant les trois dimensions spatiales avec la dimension
temporelle, la 4d a permis de mettre en évidence le comportement
dynamique des fluides dans le réservoir lors de la production
et de rendre visible la montée du plan d’eau, la compartimentation
du réservoir, ainsi que l’efficacité de l’injection de gaz.
au-delà de l’amélioration constante des outils d’acquisition sismique,
l’analyse des profils constitue un apport déterminant. Les équipes
de r & d du groupe ont développé dans cette logique des méthodes
exclusives pour tirer le maximum de données du signal : l’Ultra
Far Amplitude Map. Ces algorithmes performants ont été appliqués
sur le bloc 17 angolais, afin de visualiser les faciès sableux au sein
du gisement oligocène. Le traitement a permis de différencier
les lithologies là où la sismique traditionnelle restait aveugle,
une information confirmée par un forage sur site acacia-1.
pp
Le bateau sismique Western Regent
dans les eaux du golfe de guinée.
sismique 4d du champ de girassol.

14
grands fonds
s
L’Ultra Far Amplitude Map,
avec un retraitement en
aVo (1b), met en évidence
la présence du réservoir
d’acacia, qui n’avait pu être
détecté sur l’Amplitude
Map avec un traitement
conventionnel (1a).
Voir sous le sel
//. ExpErTIsE
pp
Souvent intercalées dans les couches sédimentaires
exploitées, les accumulations de sel modifient
considérablement le signal sismique, empêchant
la visualisation des séries sous-jacentes. Pour répondre
à cette contrainte, les équipes de Total ont développé
une technique de traitement du signal, le full
dans des contextes géologiques très tourmentés, ces
traitements sont indispensables. sur le permis congolais mer très
Profonde sud (mtPs), la présence de nombreux diapirs salins, qui ont
traversé et déformé les couches sédimentaires, a favorisé la formation
de pièges pétroliers sur leurs abords immédiats. Les géologues
et les géophysiciens du groupe ont réussi, en appliquant les méthodes
Pstm (Pre-Stack Time Migration), à éclairer ces zones résistantes,
mal imagées par la sismique traditionnelle. ils ont ensuite pu réaliser,
à proximité des “gouttes de sel”, une reconnaissance systématique
des flat spots, indicateurs possibles de la présence d’hydrocarbures
et guides précieux pour l’exploration.
1a 1b
2a 2b 2c
Pre-Stack Depth Migration (PSDM), qui permet de
comprendre le comportement de l’onde sismique au
sein des couches salines et de distinguer les réflecteurs
sous le sel. Cette méthode, appliquée avec succès sur le
bloc 32 angolais, laisse envisager des découvertes dans
des configurations jusque-là inaccessibles à la sismique.
traitement d’une même section sismique par les techniques classiques (2a), la technique Pstm (2b) et la technique Psdm
(2c). Cette dernière a permis de reconnaître les flat spots à proximité des gouttes de sel.

3
4
AKPO CENTRAL
5a 5b
AKPO EST
mOdéLIsEr pOur COmprENdrE
afin d’affiner sa compréhension des gisements, total développe
d’importants moyens de modélisation destinés à interpréter la masse
des données recueillies par la sismique. Les modèles géologiques
numériques croisent ainsi les horizons sismiques, les informations
délivrées par les forages et les hypothèses des géologues. Ces puissants
outils d’intégration et de visualisation des données sont précieux
pour surveiller et prévoir l’évolution des gisements lors de l’exploitation.
exemplaire sur le projet akpo (nigeria), la synthèse de l’ensemble
de ces données a autorisé la conception d’un modèle géologique
complet qui, tout en conduisant à une meilleure compréhension
de ce champ complexe aux réservoirs constitués de chenaux, a réduit
les incertitudes sur les futurs développements. nnn
Les différentes étapes de modélisation du réservoir
5a. modèle de réservoir (paramètres : porosité, Vclay, sw, pression…). 5b. modèle pétro-élastique
(paramètres : rhob, Vp, Vs). 5c. données sismiques 4d synthétiques.
3. sismique permettant
de visualiser les réservoirs
complexes du champ
d’akpo (nigeria).
4. modélisation des réservoirs
du champ d’akpo.
5c
mois
mois
15

16
grands fonds
s
1. Le Pride Africa, l’un des rigs
de forage spécialement conçu
pour le bloc 17.
Des forages
toujours plus précis
Des puits fortement déviés,
aux trajectoires proches de
l’horizontale, une longueur
moyenne de 1 100 m, un milieu
hétérogène : le forage des 71 puits
de Dalia, au large de l’Angola,
constitue un défi de tout premier
ordre. Pour réaliser cette
campagne titanesque, deux rigs
spécialement construits pour les
opérations du bloc 17, le Pride
Africa et le Pride Angola, ont
été mobilisés. Dotés de systèmes
de positionnement dynamique
permettant de s’affranchir de
l’ancrage, les trajectoires de puits
très précises sont réalisées à l’aide
d’un outil d’interprétation
géophysique et géologique comme
Sismage. Sur Dalia, le défi consiste
à maximiser la production dans
des sédiments chenalisés dont
l’épaisseur varie entre 5 et 80 m.
L’utilisation massive de Christmas
trees horizontaux, au travers
desquels il est possible de forer
(innovation majeure de ce
chantier), permet de garantir
de substantielles économies lors
des interventions sur les puits.
//. ExpErTIsE
des dÉveLoPPements
GéaNTs
s s s
avec girassol et dalia, en angola, ou Canyon express,
dans le golfe du mexique, total a donné la mesure d’un
savoir-faire innovant appliqué au domaine des grands
fonds. s’appuyant sur sa capacité à gérer de grands
projets, le groupe poursuit les développements
en repoussant à chaque fois les limites du possible.
1
depuis les années 1920-1930 et les débuts de l’exploitation des
hydrocarbures en offshore, des berges de la mer Caspienne au lac
maracaibo, au Venezuela, l’industrie pétrolière a sans cesse amélioré son
savoir-faire pour affronter des profondeurs toujours plus importantes.
L’installation, dans les années 1960, de plates-formes au large des côtes
africaines et dans le golfe du mexique, puis les développements en mer
du nord durant les deux décennies suivantes ont fait passer les activités
offshore au stade industriel. mais c’est avec l’avènement de projets à fort
potentiel par grands fonds au cours des années 1990 que les opérateurs
se sont confrontés aux challenges les plus extrêmes.
s’affraNChIr dEs CONdITIONs ExTrêmEs
L’enjeu majeur de tout projet mené en deep offshore consiste
à s’affranchir des grandes profondeurs d’eau et de la complexité
du forage. Les rigs de forage à positionnement dynamique permettent
de forer par plus de 3 000 m d’eau. mais le prix de ces campagnes
atteint des niveaux considérables – près de 500 000 dollars par jour –,
ce qui incite les opérateurs à se tourner, dans la mesure du possible,
vers des solutions moins onéreuses. ainsi, sur le champ de donggala,
en indonésie, total a repris et amélioré le concept de BoP (bloc
obturateur de puits) aérien, qui permet de réduire les besoins en charge
utile, et donc le poids des appareils de forage, et de creuser avec
des installations moins coûteuses (voir infographie ci-contre).

2
autre solution pour optimiser les capacités et le temps dévolus aux
campagnes de forage : des trajectoires de puits audacieuses, comme
sur matterhorn, dans le golfe du mexique. en réussissant à dévier
la trajectoire des puits dès les premiers mètres sous le fond de la mer,
là où le sédiment n’est que peu consolidé, de nombreux puits peuvent être
forés avec un déport suffisant pour atteindre les différentes cibles visées.
Le rig de forage n’a plus besoin d’être déplacé et, grâce aux puits déviés,
l’aire de drainage de la plate-forme s’en trouve augmentée. Parce que
au-delà de 420 m de profondeur aucune plate-forme ne peut reposer
sur le fond, total a su proposer une palette de solutions adaptées aux
différents contextes. ainsi a-t-il fallu recourir, sur matterhorn, pour
la première fois au monde, à une mini-tLP (Tension Leg Platform),
plate-forme à lignes d’ancrage tendues utilisant des têtes de puits sèches
car remontées en surface. alternative aux tLP : les plates-formes
semi-submersibles ou les fPso (Floating, Production, Storage and Offloading
vessel). gigantesques barges qui réalisent la gageure de porter à la fois
des unités de production, des unités de stockage et des unités de transfert,
les fPso, qui tendent à se généraliser en afrique de l’ouest et au Brésil,
constituent une solution que total a inaugurée, notamment sur girassol :
avec une capacité de stockage de 2 mb et un poids des modules
de production de près de 25 000 t, le groupe disposait en effet en 2001
du plus grand fPso dédié à un gisement par grandes profondeurs
d’eau jamais construit à cette date.
4
pp
2. schéma de développement
du champ de moho-Bilondo, Congo.
3
3. tLP (Tension Leg Platform)
de matterhorn, golfe du mexique
(États-Unis).
4. Le bloc obturateur de puits (BoP)
aérien permet de réduire les poids
et de forer avec des appareils moins
coûteux.

18
grands fonds
s
1
2
deux exemples de geosteering
avec sismage sur les champs
de Jasmim (1) et de dalia (2)
du bloc 17, en angola.
//. ExpErTIsE
pp
GEOsTEErING pErfOrmaNT avEC sIsmaGE
en développement continu depuis 1984 et déployé dans toutes les filiales
de l’e & P de total, sismage est un outil d’interprétation maison
sans équivalent au monde. initialement focalisé sur l’interprétation
géophysique et géologique, son champ d’application s’est considérablement
élargi, puisqu’il intègre désormais toute la chaîne de l’interprétation,
de la conception de l’acquisition sismique jusqu’au modèle réservoir.
L’extension la plus récente, qui offre aux géophysiciens, aux géologues
et aux foreurs une plate-forme commune baptisée Well Design, fait aussi
de sismage un outil de pilotage des puits. grâce au geosteering, qui
“superpose” en temps réel données sismiques et couches géologiques
forées, il permet d’optimiser les trajectoires de forage. appliquée
en 2004 sur le champ de Jasmim (bloc 17, angola), cette technique
a permis de forer des drains horizontaux de 600 à 1 000 m dans
des niveaux de 5 et 10 m d’épaisseur, enfouis à 2 700 m de profondeur.
salué pour sa rapidité, le forage assisté opéré sur Jasmim constitue
également l’exemple d’une solution moins coûteuse en termes
d’investissements et de temps de préparation.
LE fLOw assuraNCE : uNE apprOChE TraNsvErsE
Compte tenu des faibles températures et des profondeurs mises
en jeu, la préservation de l’intégrité des lignes de conduite sous-marines
et la bonne remontée des fluides vers la surface sont également un
enjeu majeur pour les équipes en charge de l’exploitation des gisements
des grands fonds. afin de garantir les débits, total a développé une
approche pluridisciplinaire, le flow assurance, qui prend en compte
le dimensionnement des conduites, l’analyse des écoulements et
l’évaluation des pertes thermiques. avec l’objectif d’éviter la formation
d’hydrates susceptibles de boucher les conduites en cas d’arrêt
(programmé ou non) de la production, le groupe a lancé un programme
d’études visant à concevoir des risers innovants qui maintiennent
au chaud les fluides en l’absence de débit. Une autre solution aux
problèmes de flow assurance consiste à injecter un inhibiteur qui
empêche la formation d’hydrates, comme le méthanol sur Canyon
express (golfe du mexique).
La séCurITé pOur prIOrITé
isolement par rapport à la côte, moyens logistiques conséquents,
ressources humaines à la mesure de la taille des installations :
les développements par grands fonds sont un véritable challenge
lancé à toute l’industrie pétrolière. avec les fPso, total est confronté
au défi de la construction d’une usine flottante regroupant à la fois
les installations de production, de traitement et de stockage et les
quartiers de vie. afin de garantir des conditions de sécurité optimales,
leur plan doit prendre en compte différents paramètres, du schéma
de développement choisi – têtes de puits subsea ou aériennes, risers –

3
au type de chargement et de déchargement (bouée, pipe onshore) en
passant par les conditions météorologiques de la zone. avec girassol,
total a montré la pleine mesure de ses engagements en matière
de sécurité : l’unité, capable de produire plus de 240 000 b/j et de stocker
2 mb, fonctionne depuis 2001 sans incident notable. mieux, le groupe a
réalisé le raccordement du champ satellite rosa au fPso girassol sans
arrêt de production. signe des performances des procédures de sécurité
mises en œuvre, le nombre d’accidents déclarés par million d’heures
travaillées est passé de 10 en 2001 à 2,59 en 2005.
uNE ExpErTIsE rECONNuE
daNs La CONduITE dE GraNds prOjETs
requérant des investissements importants, les développements
par grands fonds s’illustrent par leur complexité. dans le groupe,
rien n’est laissé au hasard. ainsi un important travail de fiabilisation
des processus avec redondances est-il mené, afin d’éviter toute
rupture de la production. Les équipements subsea obéissent à un cahier
des charges contraignant, qui garantit leur souplesse d’utilisation
et leur performance : scindées en sous-ensembles, les installations
sous-marines doivent pouvoir être déconnectées les unes des autres
et facilement remontées.
C’est en multipliant les réalisations exemplaires que total a acquis
ses lettres de noblesse. avec girassol d’abord – situé à plus de 150 km
au large des côtes angolaises par 1 400 m de fond –, qui compte parmi
les plus grands projets de développement offshore. récompensé
par le prix 2003 de l’Offshore Technology Conference, le schéma
de développement de girassol repose sur 39 puits et 11 manifolds
sous-marins reliés par 145 km de conduites posées en fond de mer.
en conduisant ce projet en un temps record – cinq ans seulement entre
la découverte du champ (1996) et sa mise en production (2001), alors
que les technologies nécessaires n’existaient pas –, total a pleinement
réussi son pari, accumulant des savoir-faire aujourd’hui à l’œuvre
sur moho-Bilondo (Congo) et dalia (angola), demain sur Pazflor
(angola), Usan et akpo (nigeria). nnn
3. avec le succès des développements
de girassol et de dalia en angola,
total s’affirme comme un leader
de l’offshore très profond.
Croissance record
pour le subsea
De toutes les compagnies
internationales, Total est celle
qui affiche le plus fort taux
de développement sous-marin
d’ici 2010. Le Groupe opérera
alors 340 complétions
sous-marines et sera associé
à la production de 110 autres
à titre de partenaire. Principal
moteur de cette croissance
record : l’investissement massif
de Total dans la production
de l’offshore profond, qui
cumule huit projets en étude
ou en cours de développement
dans le golfe de Guinée.

20
grands fonds
s
Les risers flexibles
de production
Ils sont huit, assurent la remontée
des hydrocarbures du fond jusqu’à
la surface et s’affichent comme
les éléments les plus spectaculaires
du dispositif de transport sousmarin
de Dalia. Plus gros risers
de production jamais construits,
composés de dix couches
superposées, ces monstres
de 1 650 m de long et de près
de 800 t atteignent le diamètre
externe record de 590 mm
(23 pouces). Pour la première
fois, le cœur des risers flexibles
de 12 pouces a été intégré
dans un dispositif comprenant
un système d’injection de gas lift.
À l’origine de cette performance :
la contrainte thermique. À moins
de les chauffer en permanence, il
aurait en effet été techniquement
impossible d’assurer l’isolation
de lignes de gas lift indépendantes.
Les intégrer au riser de production
permettait en revanche de les
faire bénéficier du transfert de
chaleur dégagée par la circulation
de la production, tout en isolant
l’ensemble du dispositif.
//. ExpErTIsE
daLIa,
nouveLLe rÉFÉrence
de L’oFFsHore ProFond
s s s
Huile visqueuse, grandes profondeurs d’eau, réservoirs
complexes et peu consolidés : dalia multiplie les défis.
Pour y répondre, total, sonangol et les partenaires
du bloc 17 ont proposé un schéma de développement
innovant et conçu des installations capables d’assurer
une production de 240 000 b/j, confirmant le leadership
du groupe sur les gisements par grands fonds.
uNE CONfIGuraTION GéOLOGIquE COmpLExE
découvert en 1997 à 135 km au large des côtes angolaises, sous une
profondeur d’eau variant entre 1 200 et 1 500 m, dalia s’étire sur une
surface d’environ 230 km 2 . formés il y a plus de vingt millions d’années
par l’accumulation de sédiments à l’embouchure du fleuve Congo,
les réservoirs de dalia appartiennent, à l’instar de tous ceux du bloc 17,
à la catégorie des turbidites. Précipités dans les grands fonds par la
continuation d’un puissant système fluviatile transitant par un canyon,
les sédiments turbiditiques se sont répandus à l’intérieur et aux abords
de longs chenaux distributaires s’étirant sur le fond de l’océan.
dalia regroupe quatre types de roches réservoirs principales, du miocène
inférieur et du miocène moyen, enfouies entre 700 et 900 m sous le fond
de la mer, et recelant une huile lourde et acide.
uN dévELOppEmENT GIGaNTEsquE
Le dispositif conçu par total avec ses partenaires du bloc 17 et sonangol
s’affiche comme l’un des plus grands développements mondiaux
par grands fonds. Le système de production sous-marin met en jeu
1

2
71 puits, dont 37 producteurs. Quatre boucles de production, alimentées
via neuf manifolds par les puits producteurs et reliées à la surface
par huit risers flexibles de technologie iPB (Integrated Production Bundle),
assurent la remontée des fluides – assistée par gas lift – jusqu’à l’un
des plus gros fPso (Floating Production, Storage and Offloading) jamais
construits. Cet ensemble dévolu au transport des fluides du fond jusqu’à
la surface forme un premier réseau de plus de 53 km de long. deux autres
le complètent pour l’injection d’eau et de gaz. Quatre risers flexibles
de 1 650 m de long permettent de réinjecter dans les réservoirs les eaux
de production et l’eau de mer traitées, au long de 35 km de lignes
d’injection alimentant 31 puits injecteurs, avec une capacité quotidienne
d’injection d’eau de 405 000 b. en parallèle, deux risers flexibles connectés
à deux lignes et à trois puits assurent la réinjection du gaz associé dans
les réservoirs, formant un dispositif sous-marin de plus de 13 km de long
pouvant comprimer jusqu’à 8 millions de mètres cubes de gaz par jour.
orchestré par un système de contrôle s’appuyant sur un monitoring en
continu et opéré via 75 km d’ombilicaux, cet immense réseau permettra
d’atteindre, dès 2007, un plateau de 240 000 b d’huile par jour, production
qui sera exportée vers une bouée de chargement ancrée à 2 100 m du fPso.
fraNChIr dE NOuvEaux sEuILs TEChNOLOGIquEs
Pour relever les multiples challenges de la production économique
de réserves aussi difficiles dans un environnement aussi extrême,
dalia a dû multiplier les innovations. Les concepts de forage
et de complétion mis en œuvre ont allié, pour la première fois à une
telle échelle, la technologie des arbres de production sous-marins
de type horizontal et des architectures de puits légères. en poussant
jusqu’à six le nombre de puits raccordés à chaque manifold, c’est tout
l’art de l’installation sous-marine qu’il a fallu déployer, au moyen
d’un téléguidage de haute précision depuis la surface, pour effectuer
la pose de la multitude de lignes et de connexions sous-marines requises
dans des espaces extrêmement réduits et par 1 400 m de fond.
La circulation d’un fluide aussi lourd et froid que celui produit sur dalia
dans des conditions de pression et de température aussi sévères
représentait par ailleurs un challenge thermique crucial en termes
de maintien de la production : le relever a mobilisé toute l’expertise
du groupe et conduit à de multiples nouveaux développements. Citons,
par exemple, les plus gros risers flexibles de production jamais construits,
et les premiers issus de la technologie iPB, ou encore un système
d’isolation des lignes de production qui compte parmi les plus
performants du monde. nnn
1. schéma de développement
de dalia sur le bloc 17 angolais.
2. Le fPso de dalia mesure 300 m
de long sur 60 m de large, et peut
accueillir jusqu’à 190 personnes.
Dates clés du projet
Septembre 1997 : découverte
du champ de Dalia.
Avril 2003 : lancement
du projet de développement.
Janvier 2004 : début de la
construction de la coque du FPSO.
Juin 2004 : début de la
fabrication des topsides du FPSO.
Août 2004 : mise à l’eau de la
coque du FPSO en Corée du Sud.
Février 2005 : début de la
campagne de forage et expédition
des deux premiers arbres de
production sous-marins de la
Norvège vers l’Angola.
Mai 2005 : début de l’intégration
des topsides sur la coque du FPSO.
Septembre 2005 : expédition
des premiers risers flexibles
de production de la France vers
l’Angola.
Décembre 2005 : début des
installations offshore.
Septembre 2006 : arrivée
du FPSO en Angola.
Décembre 2006 : mise en
production du champ de Dalia.

22
grands fonds
s
Projet de séparation
eau/hydrocarbures en fond
de mer pour le champ
de girassol.
Détenteur du record mondial
de production d’hydrocarbures
par grands fonds avec ses 2 250 m
de profondeur, le développement
de Canyon Express, situé au large
des côtes américaines et mis en
production en septembre 2002,
constitue une solution originale
pour l’exploitation des champs
marginaux. Un système de
//. ExpErTIsE
dEs défIs
sAns cesse
renouveLÉs
s s s
opérant aujourd’hui à 1 500 m de profondeur,
total poursuit sa conquête des ultra-grands fonds en
repoussant toujours plus loin les limites technologiques.
Unités “tout électriques”, séparation et activation subsea,
matériaux composites... toutes les pistes sont explorées
pour apporter les réponses les plus performantes aux
défis de demain.
L’accès à des profondeurs plus importantes requiert de profonds
changements dans tous les domaines de l’exploitation offshore.
Les principales attentes se concentrent sur les systèmes sous-marins
de pompage, de séparation et d’activation (subsea processing) et sur leur
descente au fond de l’eau. d’importants seuils technologiques restent
à franchir : durée de vie et fiabilité du matériel constituent des axes
majeurs d’amélioration.
suBsEa prOCEssING
Une piste prometteuse d’amélioration du système des installations
sous-marines réside dans un appareillage “tout électrique” plus fiable
et plus facilement opérable que les appareils hydrauliques. Le transport,
sur de longues distances, d’importantes quantités d’énergie électrique
pour les utiliser sur des installations subsea n’est pour l’heure pas
complètement résolu ; il fait donc l’objet de programmes de recherche
et de qualification de matériels. autre axe de recherche stratégique,
la séparation eau/hydrocarbures en fond de mer permettrait
d’éviter de traiter d’importants volumes d’eau sur les installations
de surface, de s’affranchir du problème majeur de flow assurance
posé par la formation des hydrates, de diminuer l’injection de gas lift
et de baisser la pression en tête de puits, autorisant ainsi de meilleurs
Canyon Express, une solution pour les grandes profondeurs
transport polyphasique
sous-marin de 91 km, commun
aux fluides des trois champs
opérés par trois compagnies
distinctes, assure la remontée
des hydrocarbures jusqu’à une
plate-forme sise par 100 m de
fond. Conjuguant innovations
technologiques et business,
Total procède à la répartition
des hydrocarbures dévolus à
chaque compagnie en s’appuyant
sur un comptage à la source,
rendu possible par des
débitmètres polyphasiques
spécialement conçus.
Le Groupe a ainsi permis la mise
en production de trois gisements
dont les développements séparés
n’auraient pas été rentables.

Polyvalente fibre optique
La fibre optique est connue
pour son aptitude exceptionnelle
à conduire la lumière sur des
distances considérables, ce qui
en fait un formidable canal
de transmission d’informations.
Ainsi, sur Dalia, une liaison fibre
optique sera installée entre la
bouée de chargement et le FPSO
pour échanger rapidement des
données. Mais la gravure d’un
réseau d’interférence sur la fibre
la rend extrêmement sensible à
un grand nombre de phénomènes
physiques, tels que la pression,
la température ou encore les
vibrations acoustiques. Les études
actuelles portent sur la mise au
point de ce type de capteurs pour
mesurer un débit multiphasique
(débits respectifs de l’huile,
de l’eau et du gaz) ainsi
que des vibrations acoustiques.
Aujourd’hui opérationnelle
en biphasique (huile/eau),
cette technologie fait l’objet
de recherches supplémentaires
qui permettraient de l’appliquer
en triphasique (eau/gaz/huile).
Enfin, le développement
d’un réseau de Bragg sensible
aux vibrations acoustiques a été
développé et testé avec succès
sur le site d’Izaute (France).
Dans le futur, l’utilisation des
ondes P, S et guidées devrait
permettre de mieux caractériser
les fractures, afin d’améliorer
le suivi des fracturations
hydrauliques et de tous
les phénomènes sismiques.
À terme, ces recherches
taux de récupération des hydrocarbures. différents programmes
évaluent l’efficacité des techniques de séparation : gravitaire,
coalescence électrostatique, cyclonique.
rEmpLaCEr L’aCIEr
dernier défi technologique à relever : le remplacement de l’acier
par des matériaux synthétiques ou composites. stable, robuste, fiable,
l’acier est paré de toutes les vertus. Pourtant, le poids des lignes
d’ancrage d’un fPso, traditionnellement en acier, contraint le
dimensionnement de la structure flottante et des moyens de pose.
L’emploi de matériaux synthétiques dans certaines sections des lignes
d’ancrage procurerait un allégement considérable. Parmi les candidats
passés au crible, le HmPe, polyéthylène à haut module d’élasticité,
l’aramide et le polyester ont fait l’objet d’études et d’essais approfondis.
Le HmPe est celui qui présente les meilleures caractéristiques :
sensiblement plus rigide que le polyester, il est insensible à l’eau
sous pression et ne risque pas un vieillissement accéléré. en revanche,
son fluage, trop important, distend l’ancrage au fil du temps.
Les équipes de r & d du groupe, en partenariat avec l’ifremer et
avec l’appui du fonds de soutien aux hydrocarbures (fsH), conduisent
d’importantes études devant aboutir à la mise au point de formulations
moléculaires aptes à limiter ces phénomènes. Les matériaux
composites à base de fibres de carbone, qui ont déjà conquis l’industrie
aérospatiale, ont un rôle majeur à jouer pour alléger les tendons d’ancrage
et les risers des futures tLP qui auront à affronter de très grandes
profondeurs d’eau. Ces mêmes matériaux pourront concourir
à l’allégement des séparateurs sous-marins qui devront résister
à l’écrasement induit par la pression de l’eau de mer.pp
pourraient déboucher sur
des capteurs polyvalents
et permanents, capables de
surveiller en continu la plupart
des paramètres clés d’un
gisement pétrolier. Un outil
particulièrement précieux pour
la gestion des puits dans le deep
et l’ultra-deep offshore, où
les difficultés liées à la pression
et à la profondeur rendent
le déploiement temporaire
d’une instrumentation malaisé.

24 //. ExpErTIsE
grands fonds
s
deux modèles types de pompes
subsea.
pp
paZfLOr, rELEvEr aujOurd’huI
LEs défIs dE L’avENIr
Quatre gisements et deux types d’huile pour un seul fPso (Floating
Production Storage and Offloading unit), un ensemble de champs
s’étendant sur une surface de 30 x 20 km, des profondeurs d’eau allant
de 800 à 1 200 m, des puits éloignés de plus de 20 km : le développement
de Pazflor (bloc 17, angola), actuellement en phase d’étude, concentre
de nombreuses difficultés. si le pétrole issu du réservoir acacia
est assez similaire à celui présent sur le gisement de girassol,
la récupération de l’huile lourde issue d’Hortensia, de Perpetua et de
Zinia, impossible à produire en éruptivité naturelle, est un défi majeur.
Le développement du champ se fera donc en associant une coque
flottante (fPso) permettant de traiter, de stocker et de charger l’huile,
à un système sous-marin de séparation et de production constitué
de plusieurs puits et de trois unités de séparation.
Pour la première fois dans un projet de cette envergure, les équipes
vont mettre en œuvre, avec du matériel installé en subsea, un système
d’activation de la production qui sera opérationnel dès la première huile.
L’activation en fond de mer, qui sera réalisée avec des pompes, devra
être précédée par une étape de séparation liquide/gaz. Cette phase
de séparation est indispensable, car d’une part de trop grandes
quantités de gaz dans le fluide pourraient entraîner une cavitation
des pompes, et d’autre part un mélange polyphasique pourrait créer
des pertes de charges très importantes en aval. Les normes fixées sont
particulièrement sévères : la teneur en gaz en sortie de séparateur
ne devra pas dépasser un certain pourcentage critique, défini en fonction
du type de pompe choisi – une gageure pour une huile aussi visqueuse
(entre 17 et 20 °aPi pour les couches datées du miocène d’Hortensia, de
Perpetua et de Zinia). en même temps, les équipes du groupe travaillent
sur des prototypes de pompes tolérantes au gaz (teneur en gaz : 15 %)
ainsi que sur des pompes multiphasiques à hautes performances.
uN prOGrammE dE TEsTs ExIGEaNT
Pour mettre au point ce type de matériel, total a lancé avec ses fournisseurs
un programme très exigeant de tests et de qualification, portant à la fois
sur la séparation et sur les pompes. Les équipements seront installés
par 800 m de fond et devront fonctionner en continu pendant des années :
leur fiabilité devra être améliorée, mais ils devront aussi permettre des
interventions aisées, malgré leur situation en fond de mer.
Pour répondre à ce cahier des charges et à ces normes draconiennes,
et afin de garantir la robustesse du projet, d’importants efforts
de r & d seront consentis. il s’agira, par exemple, de mettre au point
des installations capables de générer et de transmettre l’énergie
nécessaire aux unités de séparation et de pompage sous-marines (ssU) –
une seule de ces unités, constituées de différents modules, pèse 400 t,
mesure 15 x 15 x 25 m et demande une puissance installée de 5 mW.

Acacia
Exportation
de gaz
FPSO
capacité d’huile : 200 kb/j
capacité de liquide : 350 kb/j
capacité de compression
de gaz : 4,3 mm 3 /j
capacité d’injection d’eau : 390 kb/j
Hortensia
Acacia et Acacia ouest
oligocène – 14 puits (7 prod., 5 inj. d’eau,
2 inj. de gaz) – 38 km, risers inclus,
de lignes de production 10” – 38 km,
risers inclus, de lignes d’injection de gaz
et d’eau 10” – 2 manifolds à 4 slots
Le projet Pazflor comptera trois unités de ce type, une sur chacun
des champs du miocène supérieur. Les travaux concernent aussi
le design des risers et des ombilicaux. avec des distances de plusieurs
kilomètres entre les différentes unités et les puits, il est important
de garantir une liaison fiable et durable entre les installations
ainsi qu’avec le fPso en surface. au-delà de la performance technique,
le schéma de développement doit en outre répondre aux exigences
environnementales fixées par le groupe comme l’absence de torchage :
les gaz de production seront réinjectés dans les réservoirs et/ou
exportés, ce qui permettra éventuellement d’alimenter l’unité gnL
(gaz naturel liquéfié) en projet dans la région de soyo.
avec Pazflor, total s’engage à renouveler une performance technique
et humaine. Le groupe peut en effet capitaliser sur l’expérience acquise
avec girassol et dalia. grâce aux innovations technologiques, total avait
permis une avancée majeure dans le domaine de l’offshore profond. Ces
mêmes enjeu et esprit de défi sous-tendent aujourd’hui le projet Pazflor.
Le groupe conserve ainsi sa place de leader parmi les compagnies
capables d’exploiter des gisements par très grandes profondeurs. nnn
Perpetua
Perpetua, Zinia et Hortensia
miocène – 32 puits (19 prod., 13 inj.
d’eau) – 25 km, risers inclus, de lignes
de production 10” – 23 km, risers inclus,
de lignes d’injection d’eau 10” –
3 séparateurs et 6 pompes subsea
Exportation
d’huile
schéma de développement
du champ de Pazflor.
Unité de séparation subsea s10.
Zinia

26
grands fonds
s
Chiffres clés
de l’Exploration
& Production
en 2006
Effectifs : 13 624 collaborateurs
(au 31 décembre 2006).
Investissements :
9 milliards d’euros.
Une production d’huile
et de gaz de 2,36 Mbep/j.
Des réserves prouvées
d’huile et de gaz
de 11,12 Gbep.
Des opérations dans plus
de 40 pays.
1er producteur d’huile
et de gaz en Afrique.
2e producteur d’hydrocarbures
au Moyen-Orient.
Partenaire dans 5 complexes
de liquéfaction de gaz assurant
près de 40 % de la production
mondiale.
//. GrOupE
TOTaL dAns
Le monde
en 2006
s s s
total, présent dans plus de 130 pays, est l’un des
protagonistes les plus dynamiques de l’industrie pétrolière
mondiale. Le groupe peut se prévaloir de réalisations
technologiques et économiques de grande ampleur.
LEs aCTIvITés dE TOTaL COuvrENT
L’ENsEmBLE dE La ChaîNE péTrOLIèrE
exploration et production de pétrole et de gaz, aval gazier, trading,
transport, raffinage et distribution… total est aussi un acteur majeur
de la chimie. La production 2006 de pétrole et de gaz de total s’élève
à 2,36 mbep/j. La croissance du groupe s’appuie sur des réserves
prouvées de 11,12 gbep et un portefeuille d’actifs dans les grandes
régions pétrolières. Leader européen du raffinage et du marketing,
total exploite en direct 13 raffineries sur les 27 dans lesquelles
il a des intérêts. son réseau de plus de 16 500 stations-service est
surtout implanté en europe et en afrique.
dans le domaine de la chimie, total est l’un des plus grands
producteurs intégrés au monde. sa branche chimie se classe parmi
les leaders européens sur chacun de ses marchés : Pétrochimie,
fertilisants et spécialités.
uN sECTEur ExpLOraTION & prOduCTION
À La pOINTE dE La TEChNOLOGIE
total est l’un des acteurs les plus dynamiques et les plus performants
de l’industrie pétrolière mondiale. Porté par une exploration très
active, une recherche, une expertise et des technologies de pointe,
le groupe opère dans des contextes géographiques et techniques
très diversifiés, et déploie une stratégie de valorisation durable
des hydrocarbures dans le respect de la sécurité des hommes
et de la préservation de l’environnement.
tout en œuvrant à l’optimisation des ressources conventionnelles
ultimes et au prolongement de la durée de vie des champs matures,
le groupe est un acteur majeur dans les technologies ouvrant l’accès
aux ressources d’avenir. total peut se prévaloir de réalisations
de grande ampleur qui sont autant de preuves de sa capacité
à manager technologiquement et économiquement la mise
en production de gisements de grande taille, aussi bien pour le
développement de champs à haute pression et haute température,
l’exploitation des bruts extra-lourds, la mise en production de champs
situés par grands et ultra-grands fonds que pour le transport
polyphasique des effluents. nnn

Les 30 projets géants pour une croissance soutenue
Diversification géographique
et technique
Réserves prouvées : plus de 12 ans
Réserves prouvées et probables :
plus de 20 ans
n Afrique
n Amérique du nord
n Asie
n europe
n reste du monde
n Huiles extra-lourdes
n grands fonds
n Autres liquides
n gnL
n Autres gaz
Prévision de croissance
de la production
n Huiles extra-lourdes
n grands fonds
n Autres liquides
n gnL
n Autres gaz
* Estimations dans un environnement à 60 US$/b
en 2007 et à 40 US$/b à partir de 2008.
Crédits photo : c. dumont/réa, c. emmler/L’AiF-réa, c. Jouan/J. ruis/Jacana/gHFP, ifremer, Photodisc, o. Zilwa/AP/sipa, dr/total,
m. Labelle, J.-d. Lamy, L. Pascal, o. robinet et L. Zylberman pour total – Infographies : idé, J.-P. donnot, t. gonzales, total – Conceptionréalisation
: – Impression : comelli – © total – mars 2007.
27

. COLLECTION savOIr-faIrE
Huit domaines d’expertise pour prolonger la durée de vie
des ressources d’hydrocarbures
TOTAL S.A. Capital social : 6 062 232 950 euros - 542 051180 RCS Nanterre
Exploration & Production - Paris
2, place de la Coupole - La Défense 6 - 92400 Courbevoie Cedex - France
Tél. 33 (0)1 47 44 45 46
Exploration & Production - Pau
Avenue Larribeau - 64018 Pau Cedex - France
Tél. 33 (0)5 59 83 40 00
www.total.com
À paraître