Bruts extra-lourds et bitumes - Des réserves pour demain.

//. COLLECTION Savoir-Faire
exploration & production
Bruts extrAlourds et bitumes
Des réserves
pour demain
//. sOmmaIrE
BruTs ExTra-LOurds ET BITumEs
DES RÉSERVES
POUR DEMAIN
sss
page 3
avaNT-prOpOs
page 4 CONTExTE
les huiles lourdes constituent d’importantes ressources
pour le renouvellement des réserves de brut.
page 6 ENjEux
acteur intégré du domaine des bruts extra-lourds
et des bitumes, total exploite ce potentiel en proposant
des solutions adaptées.
page 8 ExpErTIsE
total est engagé dans toutes les voies d’exploitation
des bruts extra-lourds et des bitumes. actif en r & D
et sur le plan industriel, le groupe contribue, dans le
respect de l’environnement, au progrès des méthodes
d’extraction et de conversion.
p. 10 produire et valoriser une ressource complexe
p. 18 une gestion intégrée
p. 22 préserver au mieux l’environnement
page 26 GrOupE
total dans le monde en 2006.
fort mcmurray, canada.
//. 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.
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
04
s
1. Calgary, Canada.
Qu’est-ce qu’un
pétrole lourd ?
Au sens strict, les pétroles lourds
sont les bruts dont la densité se
situe entre 10 et 20 °API. Quant
aux pétroles extra-lourds et aux
bitumes, ils affichent une densité
inférieure à celle de l’eau, soit
moins de 10 °API. À titre de
comparaison, le Brent de la mer
du Nord est un pétrole léger
de 38 °API. Les bitumes se
distinguent des bruts extra-lourds
non par leur densité ou leurs
caractéristiques chimiques, mais
par une viscosité plus élevée liée
aux conditions de pression et
de température du réservoir :
alors que les bitumes sont figés
à la température du gisement,
les bruts extra-lourds conservent
une certaine mobilité.
//. contexte
Les ressources
du futur
sss
Avec des ressources en place considérables, les bruts
extra-lourds et les bitumes constituent une source
potentielle majeure pour le renouvellement des réserves.
Les bruts extra-lourds et les bitumes apparaissent aujourd’hui comme
une ressource stratégique dont l’exploitation intensive pourrait
permettre de compléter les apports d’hydrocarbures conventionnels
et d’assurer en partie le futur énergétique de la planète. Toutes
catégories confondues, les quantités en place sont estimées à
4 700 milliards de barils (Gb), dont environ 1 000 milliards seraient
récupérables, soit l’équivalent des réserves mondiales de pétrole brut
conventionnel*.
Si les réserves de pétrole extra-lourd sont réparties sur l’ensemble
de la planète, c’est sur le continent américain que se concentrent
les plus importantes : au Venezuela, dans les sables inconsolidés
de la ceinture de l’Orénoque (1 300 Gb), et au Canada, dans la province
de l’Alberta (2 000 Gb). Ces deux régions, déjà exploitées à grande
échelle, assurent une production quotidienne d’environ 1,5 million
de barils (Mb). Le Moyen-Orient, le Mexique, le Brésil et la Russie
présentent également des accumulations importantes, mais
l’exploitation y reste très limitée, les efforts portant davantage
sur la récupération des hydrocarbures conventionnels.
Seules quelques compagnies sont capables de relever les défis posés
par la valorisation de ces pétroles complexes dont la mise en production,
qui requiert des installations industrielles importantes
et des investissements lourds, exige de mobiliser à la fois les
compétences du secteur amont – extraction – et celles du secteur aval
– conversion. Selon l’Agence internationale de l’énergie, plus de
140 milliards de dollars seront ainsi investis entre 2001 et 2030 dans
le développement de ces ressources sur le continent américain. Mais
au-delà de la performance industrielle, l’exploitation des huiles lourdes,
gourmande en énergie, représente aussi un enjeu environnemental
d’importance. S’appuyant sur des efforts soutenus en R & D, Total,
acteur intégré du secteur énergétique, relève ces défis. nnn
* Source : Institut français du pétrole (IFP).
1
//. enjeux
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
06
Une expérience
à l’échelle
mondiale
s
sss
Fort de son expérience dans le domaine de l’extraction
et de la conversion des huiles lourdes, Total est présent
sur les deux territoires majeurs de leur exploitation,
le Canada et le Venezuela, et s’affirme comme un acteur
de premier plan capable de décliner des solutions
de valorisation adaptées aux différents contextes.
Quatre catégories
d’huiles lourdes
Pour distinguer les différentes
huiles et développer les
techniques les mieux adaptées
à leur mise en production, Total
a conçu une classification fondée
sur la viscosité. La viscosité
des bruts lourds (classe A)
est comprise entre 10 et
100 centipoises (cP) et celle
des bruts extra-lourds (classe B)
varie entre 100 et 10 000 cP.
Ces deux catégories, d’une densité
comprise entre 25 et 7 °API,
recouvrent les huiles mobiles
récupérables par production
froide. Au-delà de 10 000 cP, c’est
la classe C, qui regroupe les
bitumes d’un degré API inférieur
à 7, figés dans les conditions du
réservoir, et dont la production
requiert l’utilisation de méthodes
thermiques, telle l’injection
de vapeur, ou de techniques
minières. Restent, dans la
classe D, les schistes bitumineux,
apparentés aux roches mères,
susceptibles d’être exploités
par voie minière ou in situ
(par des puits).
Opérant dans le secteur des bruts extra-lourds depuis les années 1970,
Total est aujourd’hui présent tant dans la technique de la production
froide que dans celle de la production thermique. Le Groupe possède
les actifs nécessaires pour initier un futur développement minier et
intervient sur les zones au potentiel le plus prometteur : le Venezuela et
le Canada. Avec pour objectif d’optimiser toujours plus la récupération
des hydrocarbures, le Groupe est engagé dans la conception de
solutions de valorisation adaptées aux différentes caractéristiques
des réserves en place, qu’elles soient figées, comme dans les réservoirs
au Canada, ou relativement mobiles, comme dans l’Orénoque.
Au Venezuela, Total a démontré avec Sincor sa capacité à mener
un vaste projet d’exploitation d’huiles extra-lourdes par production froide
à l’échelle industrielle. Au Canada, le Groupe renforce actuellement
son engagement, affinant son expertise dans la valorisation des bitumes
par le biais de méthodes thermiques, telle l’injection de vapeur
(SAGD – Steam Assisted Gravity Drainage), et s’engage dans l’exploitation
minière des bitumes.
Combinant ses compétences en matière d’extraction et son expérience
dans le domaine du raffinage, Total est à même de proposer une
solution globale de conversion des bruts extra-lourds en un brut
synthétique de haute qualité exploitable par les raffineries du monde
entier. Cette performance technologique s’accompagne d’un souci
permanent de l’environnement. Si les équipes R & D du Groupe
optimisent sans cesse le cycle de production, notamment l’efficacité
énergétique, point névralgique pour cette industrie gourmande
en énergie, les efforts portent également sur une meilleure gestion
des ressources en eau et, dans des environnements particulièrement
sensibles, sur l’intégration des unités industrielles.
De grande ampleur, ces projets intégrés se situent au confluent
des multiples expertises de Total, mobilisant de nombreux métiers
– géosciences, développement, opérations, raffinage, marketing,
stratégie, etc. –, et contribuent pleinement au renouvellement
de ses réserves. nnn
07
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Présence de Total dans le domaine des bruts extra-lourds et des bitumes
1
2
3
1. Site de production de San Diego
de Cabrutica, Sincor, Venezuela.
2. Puits d’injection, permis de Joslyn,
Canada.
3. Trains de traitement de San Diego
de Cabrutica.
//. expertise
Les multiples défis
des bruts
extra-lourds
sss
La production des bruts extra-lourds et des bitumes est
l’un des axes majeurs de la stratégie de développement
du Groupe. À l’origine de nombre de techniques
innovantes, appliquées notamment sur Sincor, Total
dispose d’un savoir-faire unique qui lui a ouvert les
portes du territoire canadien. Une position d’excellence
que le Groupe s’attache sans relâche à renforcer en
mettant sa recherche au service de l’amélioration
constante des procédés d’extraction et de conversion
avec deux objectifs phares : diminuer la consommation
énergétique et minimiser l’impact environnemental.
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
10
s
//. expertise
Produire et valoriser
une ressource
complexe
sss
Le Venezuela et le Canada disposent des plus importantes
réserves mondiales de bruts extra-lourds et de bitumes.
Pour les exploiter, Total, expert confirmé de la production
froide, entend développer de nouvelles technologies aptes
à optimiser les taux de récupération, comme le SAGD
(Steam Assisted Gravity Drainage).
Dès la fin des années 1990, Total montrait avec Sincor son aptitude à
valoriser les bruts extra-lourds de la ceinture de l’Orénoque (Venezuela).
Pour mettre en chantier et exploiter ces installations gigantesques,
le Groupe réalisait alors son plus gros investissement sur un seul projet :
4,2 milliards de dollars. Le site illustre, par les techniques de pointe mises
en œuvre, l’aboutissement de plus de trente ans de R & D sur les méthodes
de récupération et de conversion des huiles lourdes et démontre
aussi plus largement l’étendue de l’expertise de Total.
Sincor, une référence pour la production
froide à l’échelle industrielle
L’origine des bruts
extra-lourds
Les pétroles lourds sont, pour
la plupart, des bruts “dégradés”.
Enfouis à faible profondeur,
dans des sables non consolidés
et donc très perméables,
ils ont subi une altération liée
à des infiltrations d’eau et
de bactéries, un phénomène
qui a détruit les molécules
les plus légères et enrichi
artificiellement l’huile en
asphaltènes et en résines.
Ils contiennent, en outre,
des métaux lourds, de l’azote
et du soufre, qui nécessitent
un traitement particulier lors
du raffinage.
Extrêmement visqueuses, les huiles du permis de Zuata (site de production
de Sincor) sont issues de réservoirs sableux peu consolidés enfouis sous
350 à 600 m. À cette profondeur, les hydrocarbures ont une température
d’environ 50 °C, ce qui les rend suffisamment mobiles pour une extraction
par production froide. Les puits producteurs, munis de drains horizontaux,
peuvent ainsi directement pomper le brut. Cependant, avec un effluent
à 8,3 °API, la productivité des installations reste faible ; du naphta est donc
ajouté, soit en fond de puits, soit en surface, afin de diluer le brut jusqu’à
17 °API et extraire davantage d’huile. Le mélange est ensuite acheminé
par pompage polyphasique jusqu’à la station principale de traitement
de San Diego de Cabrutica, où s’opère la séparation entre le brut, le gaz
et l’eau. Puis le brut dilué est transporté via un pipeline de 200 km vers
le centre de conversion – l’upgrader – de Jose. Le naphta récupéré au cours
du processus de distillation est renvoyé jusqu’à San Diego de Cabrutica
par un pipeline dédié pour être de nouveau mélangé au brut. Malgré la dilution
et la température, la productivité des puits conventionnels reste limitée par
la viscosité des hydrocarbures ; cela a conduit Total à adapter le nombre et
l’architecture des forages. C’est ainsi que les puits nécessaires pour assurer
les débits prévus se comptent désormais par centaines : plus de 320 forages
ont été menés entre 1999 et 2005, et le millier devrait être largement
dépassé d’ici le terme du contrat. Ce développement à grande échelle a été
complété par une géométrie de puits originale mise au point par les équipes
Forage et Géosciences du Groupe. Munis de drains horizontaux de 1 400 m,
les trajectoires de forage des puits ont été optimisées afin de mieux cibler
les niveaux les plus producteurs (voir encadré page ci-contre). Cette
configuration assurera une récupération de 2,4 Gb sur les 36 Gb contenus
dans la partie Sincor du gisement. Les choix technologiques opérés
Schéma de développement
de Sincor, Venezuela.
sur le site de Sincor ont permis de réduire à deux ans l’intervalle entre
la mise en chantier (1998) et le démarrage de la production. L’objectif
initial des 200 000 b/j a été atteint dès 2004 et dépassé à la fin de l’année
(215 000 b/j en décembre). Le Groupe doit ce bilan exceptionnel à ses
importants efforts de R & D sur les méthodes de production froide, qui ont
permis d’augmenter les débits tout en diminuant les coûts.
pp
Une productivité maximale grâce
au forage optimisé en temps réel
Sur Sincor, un dispositif innovant
permettant l’optimisation des
trajectoires de forage a été mis en
œuvre ; une première au Venezuela.
Empruntant une liaison satellite
dédiée, les mesures de forage
sont transmises en temps réel
au siège de Sincor, à Caracas, pour
y être “superposées” aux données
sismiques des sections traversées.
La géologie du gisement est en
effet compliquée, une succession
de sables peu consolidés,
d’origine fluviatile ou fluviodeltaïque, dessinant des bancs
peu épais. Les trajectoires
optimisées garantissent une
productivité maximale en
augmentant la longueur utile
du drain dans les sables.
Ce pilotage précis a été rendu
possible grâce à l’intégration
étroite et réussie des équipes
de géosciences et de forage.
//. expertise
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
12
s
1. Work over sur un puits d’injection
sur le champ de Joslyn, Canada.
pp Extraire les bruts figés du Canada
Plus au nord, au Canada, le problème est différent. Les accumulations de
la province de l’Alberta sont constituées de sables bitumineux peu enfouis
– de quelques dizaines à plusieurs centaines de mètres de profondeur.
La production froide est inopérante face à ces pétroles figés dans des
réservoirs dont la température ne dépasse guère la dizaine de degrés
Celsius. Il faut donc appliquer d’autres méthodes.
Présent dans le pays depuis 1999 avec le permis de Surmont, Total a
acquis en 2005 la compagnie Deer Creek Energy Limited, devenant ainsi
le premier actionnaire du permis Joslyn. Ces deux champs représentent
bien la diversité des techniques applicables à la récupération des bitumes.
Sur Joslyn, dont la production cumulée sur trente ans est estimée à près
de 2 Gb, l’essentiel de l’exploitation se fera par le biais de mines à ciel ouvert.
Cette méthode d’extraction, traditionnelle dans cette province, assure
aujourd’hui une production de 800 000 b/j dans la région de l’Athabasca.
Mais, si elle permet un taux de récupération particulièrement élevé,
elle n’est opérante que sur des gisements enfouis à moins de 75 m.
Ce sont donc 90 % des bitumes en place dans l’Athabasca qui ne sont
pas valorisables via cette technique, car enfouis trop profondément.
Pour produire ces bitumes figés, il faut les chauffer, puis les remonter
à la surface : ces méthodes dites thermiques sont appliquées sur
le permis de Surmont et sur une petite partie du champ de Joslyn.
pp
Le bitume canadien
et les bactéries
Le volume de brut présent
dans les sables pétrolifères de
l’Athabasca était initialement
deux à trois fois supérieur
au niveau actuel : les bactéries
ont ingéré la majorité des
hydrocarbures légers et laissé
un mélange de grosses molécules
d’hydrocarbures et de
substances comme le soufre,
le nickel ou le vanadium.
1
La technique minière
La technique minière se
décompose essentiellement en
trois phases. Une fois les terrains
de surface – particulièrement
fertiles – dégagés et mis de côté,
on procède d’abord au transport
des sables bitumineux (le minerai)
au moyen de pelleteuses et de
camions-bennes de grandes
dimensions : en termes de poids,
H^adYZhidX`V\Z
Eg‚eVgVi^dc
Yjb‚aVc\Z
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YZaVbdjhhZ
il faut compter environ deux Boeing
747 au décollage pour un camion
chargé et trois pour une pelleteuse.
La deuxième étape consiste
à laver le minerai à l’eau chaude,
produisant un mélange mousseux
d’eau, de bitume et de solides fins.
Puis ce mélange est traité à l’aide
d’un solvant pour séparer le bitume.
Enfin, traditionnellement,
le mélange d’eau et de sable
résultant de ces traitements est
stocké dans de grands bassins,
où l’on procède au recyclage de
l’eau après décantation des solides.
Les sédiments stockés servent au
comblement du fond de la mine
en fin d’exploitation, parfois
plus de trente ans après la mise
en production. En surface, les sites
sont remis en état jusqu’aux
terrains fertiles initialement
dégagés et replantés.
8ZaajaZYZh‚eVgVi^dc
eg^bV^gZ
8ZaajaZYZh‚eVgVi^dc
eg^bV^gZ
HdakVci
HdakVci
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Traitement type
7^ijbZ
des sables bitumineux.
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G
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GZk‚\‚iV
schéma de principe
de l’exploitation des sables
bitumineux par la technique minière.
//. ExpErTIsE
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
14
s
pp La méThOdE hIsTOrIquE du Css
Historiquement, la première technologie de production chaude utilisée en
Athabasca fut la méthode dite CSS (Cyclic Steam Stimulation) ou Huff and
Puff. Elle consiste à injecter via un puits de la vapeur au sein du réservoir
pendant quelques semaines afin de chauffer et de fluidifier les bitumes.
Une fois l’injection de vapeur terminée, le même puits devient producteur
et permet de récupérer le mélange eau/hydrocarbures.
Cette technique conduit à récupérer entre 15 et 25 % de l’huile située
dans le périmètre d’action de l’injection de vapeur, soit entre 10 et 15 %
de l’ensemble des volumes du réservoir.
LEs prOmEssEs du saGd
Pour augmenter les taux de récupération, Total utilise une autre approche,
le SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage). Le principe repose sur le forage
d’une paire de puits horizontaux : un puits de production situé à la base
du gisement et un puits d’injection foré 5 m au-dessus du premier. La
vapeur injectée dans le puits supérieur crée une chambre de vapeur qui
chauffe la couche bitumineuse, le bitume fluidifié et l’eau de condensation
s’écoulant alors par gravité jusqu’au puits de production, d’où ils sont
pompés jusqu’à la surface. Sur les sites d’exploitation, les paires de puits
sont forées parallèlement avec un espacement de 100 à 200 m. Afin de
tester la pertinence de cette méthode en conditions réelles, un pilote a été
Schéma type complet du SAGD
mis en place sur le site de Surmont, sur lequel des mesures ont été
menées entre 1999 et 2005. Ces campagnes d’essais ont permis
de constater l’efficacité du processus, qui autorise des taux de récupération
locaux de l’ordre de 50 à 60 %, soit de 20 à 30 % pour l’ensemble
du réservoir. Devant ce succès, le pilote de Surmont a laissé la place
à une première phase industrielle d’une vingtaine de paires de puits mis
en service lors du démarrage. Quatorze paires de puits additionnelles
seront nécessaires pour atteindre l’objectif de production fixé à 27 000 b/j.
Un développement du même type mais à moindre échelle a démarré
sur Joslyn, le débit attendu devant atteindre en plateau les 10 000 b/j.
Au vu des gains de productivité constatés sur les bitumes, les équipes
de R & D du Groupe conduisent actuellement d’importants travaux pour
transposer le SAGD aux bruts extra-lourds. Sur Sincor, les simulations
montrent que l’application de cette technique permettrait d’obtenir
un ratio de pétrole récupéré compris entre 15 et 20 %.
Sur le champ de Joslyn, les sables
bitumineux sont extraits grâce
au procédé SAGD.
pp
Système d’injection/récupération
Ej^ih
^c_ZXiZjg
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8djX]Z
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//. ExpErTIsE
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
16
s
pp La vOIE dE L’Es-saGd ET du vapEx
Déjà très performant, le SAGD devrait encore être amélioré avec l’ajout
d’un solvant dans la vapeur. L’action conjuguée solvant/vapeur
permettrait, en effet, à la fois d’optimiser les taux de récupération
et de consommer moins de vapeur, donc moins d’eau. Un test avec cette
technologie, dite ES-SAGD (Expanding Solvent-SAGD), est envisagé
sur le site de Surmont. Cette décision se traduirait par une augmentation
de la productivité des puits.
Le Chops : produire avec le sable
Traitement pour extraction des huiles
HVWaZh
Zi]nYgdXVgWjgZh
Zcb‚aVc\Z
Alors que, dans les techniques
de production classiques, les
opérateurs évitent de produire
du sable, responsable de l’abrasion
et de la dégradation des
installations, c’est le mélange sable/
hydrocarbures qui est pompé avec
la méthode Chops (Cold Heavy Oil
Production with Sand). Ce mélange
est ensuite traité pour en retirer
le pétrole selon un procédé
se rapprochant des techniques
d’extraction minière classiques.
Seulement applicable à des sables
inconsolidés et à des viscosités
inférieures à 15 000 cP, cette
HVWaZh
^cXdchda^Y‚h
Zi]j^aZh
&*%%%XE
technique permet de produire
100 000 b/j au Canada grâce
à l’usage de pompes “moineau”
et à une perforation agressive.
Attentif aux performances de cette
technologie, le Groupe a réalisé
un couplage entre modèles
réservoirs et codes de calcul
de géomécanique, afin de prévoir
la productivité des puits opérés
par ce système. Le Chops
devrait être mis en fonction
sur Sincor à l’état de pilote
début 2008, ce qui permettra
de valider les hypothèses issues
de la simulation.
Intervention sur des têtes de puits
sur le champ de Joslyn, Canada.
Les équipes R & D de Total mènent également dans le même esprit
un programme de recherche sur le Vapex (Vapor Extraction). Beaucoup
moins gourmand en énergie que le SAGD, car ne nécessitant pas
de production de vapeur, le principe du Vapex consiste à injecter,
en lieu et place de la vapeur, un solvant chargé de fluidifier les bitumes.
À l’instar du SAGD, il se forme une chambre de vapeur – ici de la vapeur
de solvant – et les mécanismes de récupération sont les mêmes.
Cette approche devrait permettre d’épargner l’énergie de la génération
de vapeur et de supprimer les coûteuses installations de traitement
de l’eau. Toutefois, les recherches se poursuivent sur la nature du solvant
à injecter et sur la meilleure façon de le recycler.
Les espoirs de la combustion in situ
Troisième option étudiée par Total, la combustion in situ. Il s’agit cette
fois d’injecter de l’air ou de l’oxygène, afin de provoquer la combustion
d’une partie du brut et de réchauffer le réservoir. Déjà mise en œuvre
pour des bruts visqueux, cette technique requiert une combustion à plus
de 450 °C pour être efficace sur les bruts extra-lourds ou les bitumes.
Cette forte montée en température provoque un craquage thermique
dans le réservoir et conduit à une production de coke qui alimente alors
la combustion. Dans le même temps, la viscosité du brut est fortement
diminuée sous l’effet de la température en avant du front de combustion,
permettant son écoulement.
La difficulté à maîtriser ce phénomène souterrain est à la hauteur de
l’enjeu. La combustion in situ pourrait cumuler les avantages du SAGD
et du Vapex sans présenter certains de ses inconvénients : sa cinétique
rapide est celle d’un mécanisme thermique, les coûts et problèmes liés
à la génération d’énergie en surface disparaissent, le brut produit est
en partie converti in situ et une fraction des gaz de combustion est piégée
dans le réservoir. Des essais ont été réalisés depuis les années 1960,
notamment en Californie et en Roumanie, mais cette technique n’a
jamais dépassé le stade du pilote en raison de la difficulté à trouver un
schéma de puits injecteurs et producteurs adapté à la quasi-immobilité
de l’huile. C’est pour l’instant à l’échelle du laboratoire que les équipes
travaillent, notamment sur l’étude fine de la thermodynamique des
fluides soumis à de telles conditions et des mécanismes de propagation
du front de combustion dans un milieu poreux. nnn
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
18
s
//. expertise
Une gestion
intégrée
sss
La production des bruts lourds s’appuie sur des
processus complexes qui exigent une expertise pointue
à tous les stades du développement. Acteur intégré
du secteur énergétique, Total propose dans ce cadre
des solutions adaptées et des outils innovants,
de la compréhension optimale du réservoir au raffinage
du brut en passant par l’extraction.
Le site de Surmont nécessitera,
à terme, le forage de plusieurs
centaines de puits.
Très performantes pour produire les bitumes, les méthodes thermiques
mettent en jeu de nombreux puits et d’énormes quantités de vapeur.
Pour optimiser les injections et améliorer l’efficacité énergétique
de l’extraction, les équipes de Total utilisent diverses techniques
complémentaires : sismique répétitive, interférométrie radar, fibres
optiques, etc.
Modéliser des phénomènes complexes
Améliorer les taux de récupération et l’efficacité énergétique de
la production en mode thermique implique de bien comprendre les
mécanismes physiques à l’œuvre dans le réservoir : comportement
et interaction des fluides dans des conditions de température
inhabituelles, géomécanique, dissolution de la matrice, etc. Total s’est
donc engagé, en collaboration avec l’université de Pau (France), dans
un vaste effort de modélisation numérique de ces phénomènes,
notamment via le groupe de recherche Chloé.
Parallèlement, les équipes de R & D du Groupe travaillent sur le module
HOT, la partie modélisation thermique du programme Intersect
(Schlumberger et Chevron). En participant au design de ce logiciel, Total
développe ses compétences en matière de simulation numérique des
phénomènes thermiques, un savoir-faire que le Groupe pourra appliquer
via des outils adaptés à chaque situation. Si, aujourd’hui, plusieurs
semaines de travail sont requises pour réussir à simuler
les puits en production thermique, l’objectif principal d’ici à cinq ans
est de diminuer notablement ces temps de calcul.
Acquisition sismique à la carte
Afin de compléter ces mesures, Total recourt à une technique
de sismique 4D intelligente mise au point par la Compagnie générale
de géophysique, le SeisMovieTM. Le principe de la sismique 4D, celui
d’une répétition de la sismique 3D, a été adapté à la problématique
des huiles lourdes. Les géophysiciens ont en effet décidé de procéder
d’abord à l’acquisition de mesures dégradées, lesquelles sont moins
coûteuses mais permettent de repérer les éventuelles anomalies, puis
de lancer une campagne sismique plus précise sur les zones d’intérêt.
Le SeisMovieTM, même s’il ne permet pas de révéler avec exactitude
la géométrie du front de vapeur, permet néanmoins de suivre l’évolution
Sables deltaïques
Sables fluviaux
Sable
Argile
Modèle géologique 3D et trajectoires
de puits horizontaux et verticaux
du champ de Sincor.
du volume affecté par le SAGD au sein du gisement. La R & D du Groupe
a également mis au point un capteur sismique à fibre optique qui ouvre
la voie à l’écoute passive de la microsismicité induite par l’extraction
de bruts extra-lourds.
Le monitoring in situ
pour comprendre et prévoir
Dans le contexte des bitumes, pérenniser les débits de production
revient à forer régulièrement de nouveaux puits. Sur le site de Surmont,
extraire 27 000 b/j demandera dans une première phase 34 paires
de puits pour atteindre le plateau.
Pour conserver ce volume de 27 000 b/j jusqu’à la fin de vie du champ,
66 autres paires de puits – dont le forage n’est pas encore décidé –
seront nécessaires. Le passage à une deuxième phase de 83 000 b/j
devrait mettre en jeu des centaines de puits, rendant difficiles
et coûteuses l’instrumentation de l’ensemble et la surveillance
des chambres de vapeur. Afin de résoudre ce problème, Total développe
une approche se focalisant sur la réduction des incertitudes liées
aux paramètres clés. Ainsi, sur Surmont, 26 puits d’observation
verticaux forés entre deux paires de puits producteurs/injecteurs ont été
instrumentés dans le but d’obtenir une mesure fine de la pression
et de la température. Grâce à leur implantation stratégique,
pp
La simulation numérique de réseaux de pores
La mesure de la perméabilité
relative, un paramètre clé pour
comprendre les écoulements dans
les gisements, n’est accessible
qu’au prix de longues et coûteuses
études de laboratoire. Dans le cas
de la production froide des huiles
lourdes de type Sincor, décrire
la saturation critique en gaz et
la déplétion de l’huile constituait
un enjeu primordial. Face à
l’impossibilité de réaliser
des essais dans des conditions
similaires à celles du gisement,
l’extrapolation reposait sur
des règles empiriques. Le travail
d’une équipe R & D de Total sur
la modélisation des écoulements
polyphasiques par simulation
numérique de réseaux de pores a
permis d’aboutir à une description
très précise de la relation entre
le débit et le gradient de pression
pour chacun des fluides présents
dans le gisement et à une
estimation des saturations critiques
en gaz pour le réservoir. Les calculs
ont montré des saturations plus
faibles que ce qu’avaient laissé
supposer les précédentes études,
mais ces modélisations ont été
confirmées depuis par observation
directe sur micromodèle.
//. expertise
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
20
s
pp
ils délivrent les informations pertinentes au regard de l’économie
du projet, portant par exemple sur la compréhension des conditions
d’extension de la chambre de vapeur. Pour mener un monitoring plus
précis et continu, Total développe également l’utilisation de la fibre optique,
capteur permanent et polyvalent. Placée le long du drain, la fibre optique
permet de détecter les variations de température, une indication précieuse
pour l’analyse des processus à l’œuvre en fond de puits.
Sur Sincor, cette approche a permis de surveiller et de circonscrire les
arrivées d’eau, marquées par une hausse soudaine de la température.
Les équipes en charge du pilotage de ces puits ont ainsi pu réagir en
temps réel pour prévenir une arrivée massive d’eau dans la production.
Le Zuata Sweet produit à Jose,
Venezuela, est un brut synthétique
léger de 32 °API.
Produire un brut synthétique de haute qualité
Les hydrocarbures issus des réservoirs de l’Alberta ou de l’Orénoque,
très visqueux, riches en soufre et en métaux lourds, ne peuvent être
commercialisés tels quels. Total a su s’appuyer sur son expérience de
raffineur pour proposer une solution complète permettant de produire
un brut synthétique.
Au Venezuela, l’upgrader construit à Jose, à 200 km du champ de Sincor,
permet de transformer un brut d’une densité de 8,3 °API en un brut
synthétique léger de 32 °API commercialisable sur les marchés
internationaux. Concentré de technologies, l’unité de conversion
profonde de Jose, l’une des plus imposantes au monde, reçoit près de
215 000 barils de bruts extra-lourds par jour. Ses unités de dessalement,
de distillation atmosphérique et sous vide, de cokéfaction retardée
et d’hydrotraitement sont capables de délivrer, en bout de chaîne,
185 000 b/j d’un syncrude de 32 °API pouvant être traité dans les
raffineries du monde entier. En concentrant la création de valeur et
en produisant un brut synthétique de grande qualité au Venezuela, Total
permet au pays de profiter des retombées économiques induites par toute
la chaîne de production, grâce à la vente d’un produit à haute valeur ajoutée.
Au Canada, l’extension actuelle des projets conduit à envisager la
construction d’un upgrader dans la province de l’Alberta afin de traiter
les volumes d’huiles bitumineuses issues des permis de Surmont et de
Joslyn. Ni l’emplacement – faut-il privilégier la proximité avec les puits
d’extraction, les infrastructures d’export ou les raffineries ? –, ni les
choix technologiques – delayed coker, flexicoker ou hydrocracking
(voir encadré ci-contre) – n’ont encore été définitivement arrêtés, mais
l’hypothèse de travail privilégie le choix d’une technologie delayed coker
située à Edmonton.
Les investissements en jeu sont considérables, de l’ordre de plusieurs
milliards de dollars pour une unité capable de traiter 200 000 b/j.
C’est avec de tels projets – gigantesques, complexes et pluridisciplinaires,
réunissant les compétences de l’Exploration & Production et du Raffinage & Marketing – que Total démontre son engagement et sa capacité
à proposer des solutions globales, du gisement au traitement. nnn
Trois voies pour la conversion profonde
Parce que les bruts extra-lourds
ne peuvent être expédiés en l’état,
il convient soit de les diluer avec
un diluant ou un brut léger, soit
de les “upgrader”. Leur caractère
extra-lourd provenant de leur excès
de carbone, le principal but du
traitement par upgrader consiste,
dans l’unité de conversion
profonde, à diminuer le ratio
carbone/hydrogène en retirant
du carbone ou en ajoutant de
l’hydrogène. La première solution
débouche sur la mise en œuvre
de procédés du type coker, qui
produisent de grandes quantités
de carbone sous forme de coke.
Le plus répandu, choisi sur Sincor,
est le delayed coker ; l’upgrader
produit 6 000 t de coke par jour.
Deuxième solution possible : l’ajout
d’hydrogène se fait au moyen
de procédés d’hydrocracking qui
permettent d’atteindre des niveaux
de conversion plus élevés, mais
au prix d’une consommation
massive de gaz naturel. Deux types
de techniques sont envisageables
sur ce type de charge : celles
avec réacteur en lit ébulliant,
prouvées industriellement, et celles
avec réacteurs de type slurry,
en développement.
La technologie
du delayed coker.
Une troisième voie intéressante
existe : celle du flexicoker. Dans
ce type d’unité, le coke résultant de
l’extraction du carbone est transformé
en gaz de synthèse, mélange
de monoxyde de carbone (CO)
et d’hydrogène (H2), qui peut
alors être utilisé pour produire
la vapeur nécessaire à l’extraction
du brut en production chaude.
Ce type d’unité fait partie des
procédés en cours d’évaluation
pour choisir le meilleur schéma
d’upgrading. Les contraintes
technologiques entre le secteur
amont et aval étant liées, l’objectif
est d’aboutir aux meilleures
synergies possibles.
Schéma simplifié
des flux dans la
technologie flexicoker.
//. expertise
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
22
Préserver au mieux
s
sss
l’environnement
Avec ses technologies gourmandes en énergie,
la production thermique des pétroles lourds peut avoir
un impact environnemental non négligeable. Soucieux
d’intégrer au mieux ses activités, Total s’efforce
de minimiser son empreinte sur le milieu naturel
en améliorant notamment l’efficacité énergétique
de ses procédés.
Sur le site de Joslyn, 90 à 95 %
de l’eau est réutilisée.
Les méthodes d’exploitation minière ont besoin de beaucoup d’eau pour
la séparation hydrocarbures/sable : les installations actuelles en
demandent plusieurs centaines de milliers de barils chaque jour. L’eau
est mélangée avec le minerai pour séparer les huiles avant de passer
dans d’immenses bassins de décantation (plusieurs dizaines de
kilomètres carrés). Le temps de décantation du liquide avant recyclage
et nouvelle utilisation peut atteindre plusieurs années. Or, l’eau est
relativement rare en Athabasca, où se trouvent les permis de Joslyn
et de Surmont. Préparant ses activités dans la mine, le Groupe mène
des recherches visant à optimiser le recyclage, à améliorer l’efficacité
des traitements et à minimiser ainsi ses besoins.
Optimiser la gestion de l’eau
La production thermique implique également de générer d’importantes
quantités de vapeur, de l’ordre de trois barils de vapeur pour un baril de
pétrole récupéré. Lourdement chargée en minéraux à la sortie des puits,
l’eau est récupérée, traitée puis recyclée pour servir à un nouveau cycle.
Pour générer la vapeur, deux grandes technologies de chaudière sont
aujourd’hui disponibles : conventionnelles ou OTSG (Once Through Steam
Generator). Souvent privilégiées, les chaudières OTSG n’ont besoin que
d’un traitement sommaire et moins onéreux de l’eau. Cette technologie
entraîne toutefois une perte en eau de 25 % à chaque cycle. La R & D
de Total a breveté un procédé de traitement de l’eau qui permet
de diminuer son coût d’exploitation (voir encadré ci-contre).
Deuxième option, la filière conventionnelle permet de recycler l’eau
à 100 %. Cependant, elle n’a jamais été testée à grande échelle.
Après une phase de recherche, Total a mis en œuvre sur le SAGD
de Joslyn un schéma innovant de génération de vapeur : traitement
des eaux par évaporation/cristallisation et chaudières conventionnelles.
Ce procédé évite de puiser dans le milieu naturel.
Diminuer les émissions de gaz résiduels
Le choix des chaudières est connexe à celui du combustible utilisé pour
la production de chaleur. Les chaudières qui brûlent du gaz naturel sont
les plus simples et les moins chères. Malheureusement, dans le cas
d’un développement de taille significative, la combustion de grandes
quantités de gaz naturel, dont le prix pourrait fortement fluctuer
à l’avenir, risquerait d’avoir un impact très négatif sur l’économie des
projets. D’autres types de chaudières, par exemple celles à lit fluidisé
circulant (procédé CFB – Circulating Fludized Bed), capables de brûler
des combustibles lourds, liquides ou solides, interdisent la présence
de minéraux dissous dans l’eau, ce qui impose un traitement
et renchérit le coût de l’exploitation.
Comme alternative au gaz naturel, la combustion du bitume ou de
ses résidus est envisagée, bien que ceux-ci soient riches en atomes
de carbone, d’azote et de soufre. Leur utilisation augmenterait très
significativement les émissions de dioxyde de carbone
Zone de reboisement autour
d’un puits, sur le site de Surmont,
Canada.
pp
Inhibition de la silice dans les chaudières OTSG
La technologie des chaudières
OTSG, procédé majoritaire dans la
production de la vapeur nécessaire
à l’extraction des bitumes, est
basée sur une évaporation partielle
de l’eau (75 %). La fraction d’eau
liquide résiduelle permet de
stocker une grande partie des
minéraux, évitant ainsi les dépôts
sur les parois de la chaudière.
Mais ce schéma se complique
avec le recyclage de la vapeur, qui,
en se condensant dans le réservoir
pétrolier, dissout une partie de la
matrice. Principalement constitués
de grès inconsolidés, les gisements
sont responsables de
l’augmentation de la teneur
de l’eau en silice, un élément
qui s’accumule ensuite
dans les chaudières.
Pour répondre à ce problème,
une équipe R & D de Total a lancé
un programme portant sur
l’inhibition de la silice dans les
conditions de pression et de
température des chaudières OTSG.
L’inhibiteur, dont la formule est
protégée par un brevet, augmente
la solubilité de la silice dans l’eau ;
dilué à 5 ppm, il permet de
doubler la concentration en silice
sans provoquer de dépôt. Testée
par Total sur un site au Canada,
cette technique a permis de diviser
par deux le volume d’eau saturée
en silice à traiter et de réaliser
une économie de 35 % sur le coût
de l’ensemble du traitement
de l’eau. Elle permet aussi de
diminuer la consommation
de réactifs chimiques et la taille
des installations de traitement.
//. expertise
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
24
s
pp
La contribution
prometteuse
des énergies
renouvelables
Si les énergies renouvelables
ne peuvent prétendre répondre
intégralement aux besoins
énergétiques des projets
d’extraction des huiles lourdes,
la biomasse, l’énergie solaire
et la géothermie sont
néanmoins en mesure
d’apporter leur contribution.
Les équipes de Total travaillent
ainsi sur la biomasse et la
géothermie, qui seraient
capables de produire jusqu’à
10 % des calories nécessaires.
Le solaire, qui mobilise des
surfaces importantes, pourrait
raisonnablement générer
quelques pour-cent.
Ces recherches s’inscrivent
dans la démarche globale
de diminution de l’impact
environnemental des activités
du Groupe.
et produirait des quantités considérables de dioxyde de soufre
et d’oxyde d’azote, ce qui poserait un problème majeur d’impact
environnemental. La combustion de bitume ou de résidus exigerait
donc d’installer des procédés spécifiques de désulfuration et de
dénitrification des fumées, voire de capture, de transport et de
séquestration du dioxyde de carbone. Des coûts qui s’additionneraient
à ceux du traitement de l’eau et réduiraient ainsi, ou même annuleraient,
l’économie réalisée sur le combustible.
Les équipes de R & D étudient actuellement une autre solution
consistant à transformer les résidus de conversion du bitume en un gaz
de synthèse “propre” par un procédé d’oxydation partielle, afin que
sa combustion dans des chaudières classiques permette à la fois
de recourir à un procédé de traitement de l’eau plus simple et de réduire
les émissions de gaz polluants. Ces dernières options ne sont toutefois
envisageables que si la quantité de résidus produite par la conversion
profonde est suffisante. Or, réduire cette quantité est l’une des voies
étudiées pour limiter l’impact environnemental de la valorisation
des bruts extra-lourds. Dans ce gigantesque assemblage, la recherche
doit donc opérer les bons choix en termes à la fois économiques et
environnementaux. Elle s’emploie ainsi à mettre en place des outils
suffisamment fiables pour que les décisions industrielles intègrent
les tout derniers développements de ses travaux.
Améliorer l’efficacité énergétique
Le développement d’une filière thermique à 200 000 b/j demanderait
3 300 t de vapeur par heure, soit l’équivalent de 2 600 MW thermiques.
Total mène de nombreuses études sur ce sujet, car, à cette échelle,
toute amélioration de l’efficacité énergétique est profitable, d’un point
de vue tant financier qu’environnemental.
C’est sur la méthode SAGD, la plus prometteuse, que porte l’essentiel
de la réflexion. La durée de vie d’un puits opéré en SAGD est d’environ
dix ans, avec deux phases : durant les six premières années, l’injection
de vapeur apporte l’énergie thermique nécessaire à la mobilisation
des huiles lourdes ; ensuite, pendant quatre ans, la vapeur sert
essentiellement à maintenir la pression dans le réservoir. Cette solution
de maintien de la pression, extrêmement onéreuse, pourrait être
avantageusement remplacée par l’injection de méthane. En effet,
le volume de méthane en jeu ne représente que 8 % de la quantité
qui aurait été brûlée pour produire la vapeur, ce qui diminue le SOR
(Steam Oil Ratio) d’environ 25 %. Les équipes R & D de Total mènent
les manipulations de laboratoire et les efforts de modélisation
indispensables à la validation de cette solution.
Des actions peuvent également optimiser le rendement énergétique
au niveau des puits. Par exemple, il est possible d’isoler thermiquement
ces derniers en posant un gel dans les annulaires des casings.
Si le principe est simple, la mise en œuvre opérationnelle reste
complexe, puisque les matériaux isolants doivent à la fois résister
aux hautes températures de la production thermique et rester
compatibles avec les opérations menées sur les puits.
Par ailleurs, le Groupe mène des études pour améliorer la diversion
de la vapeur, c’est-à-dire la façon dont la vapeur pénètre dans le
réservoir, et mieux utiliser l’énergie nécessaire. Les efforts se
concentrent sur la perméabilité de l’injecteur afin d’obtenir la chambre
de vapeur la plus homogène possible et d’éviter que la majeure partie
du gaz ne parte dans les zones les plus perméables. Les solutions
à l’étude sont soit mécaniques, avec des designs de complétion adaptés,
soit chimiques, comme l’injection de mousses compatibles avec
les très hautes températures. En diminuant les volumes de vapeur
nécessaires à l’extraction des huiles lourdes, Total entend réduire
sa consommation énergétique globale.
Respecter le milieu naturel
L’intégration dans l’environnement est une préoccupation essentielle
pour le Groupe, perceptible à chaque étape des projets. Avant même
le démarrage de ses activités sur Sincor, il a ainsi pris part, en
collaboration avec l’association écologique vénézuélienne Profauna,
à un vaste programme de protection de la faune et de la flore de
la région : ce sont ainsi plus de 120 espèces qui ont été déplacées
vers une réserve naturelle protégée.
Lors du démarrage des campagnes de forage, une grande attention
a été portée aux boues, plus complexes que dans le cadre d’un forage
conventionnel. Celles-ci ont donc été centrifugées, le résidu solide étant
mélangé avec de la terre jusqu’à parvenir à un taux d’hydrocarbures
total inférieur à 2 %. Ce mélange a ensuite été transporté dans des
installations de stockage équipées de systèmes de drainage destinés
à éviter la pollution des nappes phréatiques. Cette eau résiduelle,
à l’instar de l’eau de production, a été traitée avant d’être réinjectée
dans des aquifères profonds. Enfin, pour limiter les problèmes d’érosion
lors de la saison des pluies et assurer la conservation des sols, Total
s’efforce de réhabiliter les sites exploités lors des campagnes de forage
menées sur Sincor et accompagne des programmes de replantation
et d’enherbage autour de ses installations. nnn
Au Venezuela, en collaboration
avec une association locale,
Total a mis en place un programme
de protection de la faune et de la
flore de la lagune de Puerto Píritu.
//. groupe
BRUTS EXTRA-LOURDS ET BITUMES
26
total dans
le monde
en 2006
s
sss
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
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.
1
er
producteur d’huile
et de gaz en Afrique.
2
e
producteur d’hydrocarbures
au Moyen-Orient.
Partenaire dans 5 complexes
de liquéfaction de gaz assurant
près de 40 % de la production
mondiale.
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
27
Les 30 projets géants pour une croissance soutenue
Diversification géographique
et technique
Prévision de croissance
de la production
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
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 : Burkard/Bilderberg/Studio X, G. Hunter/Superstock/Sipa, DR/Total, M. Roussel, L. Zylberman pour Total – Infographies : Idé,
Total – Conception-réalisation :
– Impression : Comelli – © Total – Mars 2007.
//. COLLECTION savoir-faire
Huit domaines d’expertise pour prolonger la durée de vie
des ressources d’hydrocarbures
À paraître
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
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Exploration & Production - Pau
Avenue Larribeau - 64018 Pau Cedex - France
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www.total.com