Total prépare son avenir en mer du Nord

ÉNERGIEQuand nous avons découvert le gisement d'Alwyn en 1975, nous pensions qu'en 1998, nous serions partis. En 2009, non seulement, nous sommes encore là, mais nous avons au moins vingt ans devant nous dans l'offshore britannique », s'exclame Roland Festor, directeur général de Total Exploration et Production en Grande-Bretagne. Quatrième opérateur en mer du Nord britannique (derrière BP, Shell et Esso), Total y produit 263.000 barils équivalent pétrole (bep) par jour, soit 10 % de la production de la zone, mais aussi 10 % du total du groupe. Et il y génère environ 10 % de ses résultats (14 milliards d'euros en 2008).Dans cette zone pétrolière et gazière pudiquement qualifiée de « mature », où la production est en déclin, les plus anciennes plates-formes pétrolières démantelées, Total ne cesse de forer de nouveaux puits et d'explorer de nouvelles zones. En leur donnant au passage des noms de whiskys dont le directeur général du groupe est grand amateur. « À chaque découverte, Christophe de Margerie reçoit la bouteille correspondante », glisse un cadre sur place. Après la découverte en 2007 du gisement Jura (170 millions de bep de réserves), puis celle d'Islay, qui vont encore allonger la durée de vie des plates-formes, le groupe travaille à une troisième zone (à côté du nord et du centre). Au nord-ouest de la mer du Nord, de l'autre côté des îles Shetland, Total développe un nouveau champ (Laggan-Tormore), dont les réserves de 240 millions de bep laissent prévoir douze à treize ans de production. Il veut y construire un pipeline pour relier cette zone au réseau principal, ce qui donnera le coup d'envoi à cette nouvelle région dont le potentiel est estimé à 4 milliards de bep. À titre de comparaison, la mer du Nord britannique a fourni 35 milliards de bep depuis 1975.rentabilité moindreEnfin, loin de l'image de fin de vie de cette zone, Total y expérimente des technologies novatrices. Le champ d'Elgin-Franklin, mis en production en 2001, est le plus grand gisement au monde exploité en « haute pression-haute température ». À six kilomètres de profondeur, le réservoir affiche 190 °C et 1.100 bar (contre 300 bar en général). Quinze ans de recherche ont été nécessaires pour développer les technologies capables d'y faire face. « Aujourd'hui, c'est une technologie de niche sur le plan mondial mais elle va se généraliser, notamment pour revivifier de nombreux champs matures. Et nous avons sept à huit ans d'avance », se réjouit Roland Festor. Une ombre au tableau : l'effondrement récent du prix du gaz britannique pèse sur la rentabilité de la zone.