Total Angola

De la création de Purfina à la première concession onshore

En 1910, la première concession pétrolière accordée à la société Canha & Formigal marque le véritable départ d'une industrie pétrolière en Angola… Mais c’est en 1926 que le groupe belge Petrofina crée Carbonang, sa filiale de distribution dans le pays, filiale qui donnera naissance le 11 août 1937 à la Companhia de Combustíveis do Lobito (Purfina), première entreprise de distribution de produits pétroliers en Angola dont l’activité principale consiste à approvisionner la région minière de Shaba, au Zaïre, en utilisant le chemin de fer de Benguela. Les années d’après-guerre seront marquées par d’intenses négociations entre Petrofina et le gouvernement portugais en vue de l’obtention d’une licence pour l’exploration et la production pétrolières dans certaines zones des bassins de la Kwanza et du Congo.

Le 24 mars 1953 sera accordée la concession, marquant le début de l’exploration pétrolière d’une société du groupe Total en Angola. Strictement onshore dans un premier temps, la concession sera étendue le 3 décembre 1955 au plateau continental de la Kwanza et du Congo, portant de 29 520 km2 à 56 320 km2 la superficie totale de la zone concédée. Sitôt publié le décret de concession est créée la Missão de Pesquisas Petrofina, qui engage aussitôt ses travaux d’exploration…

Des premières découvertes dans l’onshore de la Kwanza…           

Après des débuts difficiles – le premier puits foré, Santiago 1, se soldera par un résultat négatif – les efforts des pionniers sont récompensés avec la découverte en 1955 d’un gisement commercialement exploitable à Benfica.

Elle est suivie d’autres découvertes au nord du fleuve Kwanza et aux alentours de la capitale, notamment Luanda et Cacuaco, qui confirmeront, respectivement en 1957 et 1958, le potentiel pétrolifère du bassin.

C’est entre 1959 et 1961 que sont réalisées des découvertes majeures, en particulier Tobias et Galinda, dont la mise en production en 1964 constitue un véritable changement de braquet pour l’industrie pétrolière. Dès cette date en effet, la production d’huile de la Kwanza atteint 18 000 barils/jour, production conservée jusqu’à la fin des années 1990, date à laquelle intervient le premier programme de restitution de sites réalisé en Angola, avant même que la réglementation en fasse obligation aux compagnies pétrolières. L’Angola commençant à produire du pétrole, il lui faut des capacités de raffinage. Commencent alors les travaux de construction de la raffinerie de Luanda, dont la capacité de traitement devra être multipliée par quatre en quelques années, tandis que sont créées les premières infrastructures de transport du pétrole, comme un oléoduc traversant le fleuve Kwanza.

En 1968 se crée le groupement associant à parts égales Angol et Total-CAP pour l’exploration et la production dans la zone est du bassin de la Kwanza (onshore) et d’Ambriz (onshore et offshore). Presque dix ans après la découverte de Benfica, Petrangol poursuit l’exploration onshore de la Kwanza avec un dispositif d’acquisition sismique en continu et le forage de plusieurs puits par ses propres moyens.

Différentes étapes marquent l'acquisition sismique, depuis les ouvertures pratiquées dans le sol afin d'y glisser les charges explosives qui, une fois mises à feu, créent des ondes réfléchies par le sous-sol, jusqu'à leur enregistrement dans une cabine d'acquisition des signaux acoustiques.

Engagée en 1966 avec une campagne sismique suivie du forage de trois puits sans résultats, l’exploration onshore du bassin du Bas-Congo débouche en 1968 sur une première découverte commerciale, à Cabeça da Cobra. Toutes les grandes découvertes effectuées dans ce bassin le seront dans les années suivantes, comme Quinguila, Nzombo, Ganda, Pangala et Quinfuquena, sans oublier le champ de gaz de Sereia. L’entrée en production de ces champs porte à 40 000 barils/jour, dès la fin des années 70, la production du bassin du Bas-Congo, dans le cadre d’un mode d’exploitation très intégré. Le groupe Total conservera jusqu’en 2007 son rôle d’opérateur de ces champs, date de la cession des parts du Groupe dans Fina Petróleos de Angola et du transfert des opérations à Sonangol P&P, branche opérationnelle du concessionnaire. Aujourd’hui encore, une production d’environ 9 000 barils/jour témoigne de la qualité du travail de développement et de maintenance réalisé depuis les années 70, en dépit de divers sabotages dont sont victimes les infrastructures pendant le conflit armé qui déchire l’Angola, notamment entre 1992 et 1994.

… à l’indépendance de l’Angola     

En 1970 et 1971 deux puits d’exploration sont forés sur les sites offshore de Praia 1 et de Sangano 1, marquant les prémices de l’exploration offshore dans la région de la Kwanza. Les multiples difficultés techniques rencontrées lors de ces premières tentatives rendent les résultats peu probants. Quant au bassin du Congo, la compagnie américaine Texaco en devient l’opérateur offshore, aux termes d’un contrat signé avec l’accord du gouvernement et de Petrangol. Un programme de sismique et le forage quatre puits doivent être interrompus quelques mois avant la proclamation de l’indépendance de l’Angola.

Le 11 novembre 1975, l’Angola devient un État indépendant et nationalise son pétrole.

Le développement du bloc 3 ou comment développer l’exploration-production offshore en plein conflit armé

En 1978, sitôt Sonangol investie du monopole de l’ensemble des concessions, une campagne sismique régionale 2D est réalisée et l’offshore conventionnel (moins de 200 m de profondeur d’eau) divisé en 13 blocs. En parallèle, un modèle de contrat de partage de production appelé production sharing agreement est proposé aux compagnies internationales. Au terme des négociations menées avec les compagnies intéressées dont Total, Elf et Fina, le bloc 3 est accordé au groupe entrepreneur mené par Elf Aquitaine. Le contrat, signé en 1980, est connu sous l’appellation PSA bloc 3/80.

En synthèse, un chiffre clé suffit à résumer l'importance du bloc 3 dans l'histoire de Total E&P Angola : entre l’entrée en production du bloc en 1985 et novembre 2004, sa production cumulée atteint 1 milliard de barils. Surnommé le bloc des animaux, le bloc 3 s’étend sur une superficie d’environ 5 000 km2 dans le bassin du Bas-Congo et se situe à 40 km des côtes angolaises, à une profondeur d’eau s’étageant de 40 à 200 m. Ses réservoirs pétrolifères sont situés en moyenne à 3 500 m sous la surface, à une température d’environ 150 °C.

Entre 1981 et 1982, Elf Aquitaine réalise sur le bloc 3 cinq découvertes majeures sur les cinq premiers puits forés. Deux nouveaux contrats d’exploration pour les zones initialement non retenues pour le développement viennent confirmer le succès rencontré sur ce bloc par Elf et ses associés. L’exploration, puis l’entrée en production du bloc 3 font franchir à l’industrie pétrolière angolaise une étape dans la complexité des opérations menées offshore, s’accompagnant du développement d’une industrie parapétrolière avec le soutien et l’encouragement de Sonangol. La base de Kwanda, créée à Soyo en 1983, voit ainsi s’établir des entreprises de service d’envergure internationale, comme Schlumberger ou Halliburton, et un chantier naval s’établit à Ambriz, en face du bloc 3, dans la province de Bengo, afin de construire des plateformes de production.

En 1985, cinq ans après l’obtention de la concession du bloc 3, le consortium emmené par Elf Aquitaine Angola démarre la production à partir du champ de Palanca avec le support opérationnel de la base de Kwanda, à Soyo, où l’entreprise a développé une infrastructure complète de soutien logistique et opérationnel.

En 1992, le contexte militaire angolais rend les opérations plus difficiles en contraignant le groupe à délocaliser sa base opérationnelle à Pointe Noire, au Congo Brazzaville (aujourd’hui République du Congo), et ce jusqu’en 1996, date à laquelle la base de Sonils, à Luanda, prend le relais pour l’ensemble des opérations offshore de Elf Exploration Angola. L’imagination, le sens critique et l’audace dont savent faire preuve les équipes travaillant sur le bloc viennent à bout des difficultés techniques et logistiques rencontrées au quotidien, comme la lutte contre la corrosion, qui menace toute infrastructure située en mer.

En 1998, la production journalière du bloc 3 atteint son maximum, avec un débit moyen de 192 000 barils/jour, pour se maintenir au cours des années suivantes à près de 200 000 barils/jour. En 2005, année du transfert du bloc 3/80 à Sonangol, la production journalière se situe encore autour de 120 000 barils/jour, le bloc 3 ayant encore devant lui de nombreuses années de production.

Le 4 avril 2002, un accord de cessez-le-feu est signé entre les mouvements politiques rivaux en l’Angola, mettant officiellement et définitivement fin à 27 ans d’un conflit armé engagé en 1975. L’essor de l’exploration-production pétrolière dans le pays bénéficie depuis de la paix retrouvée.

Le développement du Bloc 17 ou l’aventure des grands fonds

Affirmer que le bloc 3 a joué un véritable rôle de tremplin pour le bloc 17 en matière de développement de connaissances et de techniques ainsi que d’angolanisation n’a rien d’exagéré. Car, même si l’on ne parle pas encore à l’époque d’eau profonde, la nature du sous-sol de ce bloc caractérisé par des températures élevées et des réservoirs hétérogènes est telle que son développement et son exploitation sont loin d’aller de soi.

Des techniques de forage avec refroidissement de la boue à base d’huile et l’aération de cette même boue ainsi que des techniques de complétion et de traitement des réservoirs ont dû être développées afin de permettre d’optimiser le forage et d’améliorer le taux de récupération d’huile en contrôlant les coûts de développement.

Parmi les innovations développées par Elf Exploration Angola sur le bloc 3, le système de lestage/levage (ballasting/jacking) appelé float over, mis au point pour la pose du deck sur la plateforme COB P1 en 1995 sera repris ultérieurement sur d’autres projets menés dans le monde. Autre innovation : le développement en 1997 du champ de Oombo – en un temps record de 12 mois et à un coût inférieur aux prévisions – à l’aide d’installations sous-marines reliées à la plateforme COB F1, distante de 6 km…

Pour en savoir plus à propos du Bloc 17

L'essor du bloc 32 

Toujours plus à fond, toujours plus profond, dans un esprit de responsabilité sociale de l’entreprise et de développement durable. Ainsi pourraient se résumer ces dernières années de développement de Total E&P Angola, avec tout d’abord la montée en puissance des projets brownfield destinés à lutter contre le déclin de la production des champs matures, la production du bloc 32 avec l’arrivée du FPSO SUD sur le champ Kaombo et l’exploration menée sur le bloc 48, à des profondeurs d’eau dépassant 3 000 m. Mais aussi avec l’accroissement continu du contenu local des projets menés, la réduction permanente de l’impact des opérations sur l’environnement, l’amplification des politiques de recrutement et de formation des personnels angolais, sans oublier la poursuite de l’action sociétale, en partenariat avec les parties prenantes locales.

31 mars 2014. Total E&P Angola organise à Luanda la cérémonie de clôture d’une année de célébration des 60 ans de présence du groupe sur le sol angolais (1953-2013), six décennies qui auront vu l’entreprise passer du statut de pionnier à celui de leader de l’exploration-production dans le pays. Tout au long de l’année 2013 sont organisées des manifestations associant le personnel de la filiale, celui du groupe et de très nombreux partenaires angolais et étrangers, contribuant à resserrer encore les liens entre les uns et les autres. Parmi les multiples initiatives prises sont réalisés un livre ainsi qu’un film retraçant cette épopée de 60 ans, sur la base de témoignages de femmes et d’hommes qui y ont activement participé.

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Juin 2014. CLOV, le quatrième développement en eaux profondes du bloc 17 entre en production. La dénomination choisie pour ce champ, CLOV, est en fait le sigle composé des noms des quatre réservoirs qui le constituent : Cravo, Lírio, Orquídea et Violeta. La mise en production de CLOV permet à Total E&P Angola de maintenir sa place de premier producteur en Angola avec une moyenne de 700 000 barils/jour.

Comme ceux de Pazflor, les réservoirs de CLOV contiennent des huiles aux caractéristiques différentes, datant elles aussi soit de l’oligocène, soit du miocène, exigeant là encore l’utilisation d’un système de pompes multiphasiques sous-marines permettant une meilleure récupération de l’huile. Avec des réserves estimées à 505 millions de barils sur vingt ans, CLOV représente un enjeu majeur de pérennité de la production sur le bloc 17.

Tout comme Girassol, Dália et Pazflor, CLOV a nécessité la mise en œuvre d’un nouveau FPSO qui a permis lui aussi l’introduction d’innovations. Sa construction et celle de ses équipements embarqués ont permis de porter le HSE à un niveau encore inégalé, avec 16 millions d'heures sans accident réalisées sur le chantier naval de DSME à OKPO et sur celui de Paenal à Porto Amboim. Il en va de même pour le contenu local, porté à 20 % de la valeur totale des contrats : c’est ainsi que 64 000 tonnes d’assemblage, dont 40 000 tonnes de fabrication ont été réalisées en Angola, représentant plus de 10 millions d’heures de travail. CLOV confirme donc la vision à long terme de Total E&P Angola. Au plan de l’exploitation,  la totalité du gaz associé à la production de CLOV sera exportée vers l'usine de liquéfaction Angola LNG, située à Soyo.

L'innovation continue !

L’exploration-production se poursuit avec de nouveaux développements. Si CLOV porte pour une large part l'avenir de Total E&P Angola, d'autres champs sont en cours de développement en eaux profondes, sur le bloc 32, ou en exploration, comme le présalifère* de la région de la Kwanza. Ces développements sont appelés à prendre le relais de champs devenus matures**.

* Présalifère : gisement d'hydrocarbures situé sous une formation saline. On utilise également le terme « antésalifère ».

** Champs matures : champs pétrolifères qui ont dépassé leur pic de production.

2015. GirRI, projet brownfield destiné à optimiser le drainage des champs en production et à rentabiliser le développement de réservoirs secondaires, est le premier à voir l’utilisation sur le bloc 17 de pompes sous-marines dites « multiphasiques », capables de contrôler les trois phases (huile, eau, gaz) du mélange extrait des champs, réduisant ainsi le besoin en énergie et augmentant la productivité du réservoir. Dans la même optique, la mise en œuvre du système intégré de gestion de l'énergie (IPMS) est une solution innovante qui permet de dépasser la limitation de puissance disponible grâce à une répartition optimisée de la charge entre Dália et Girassol au moyen d’un câble électrique d'interphonie à haute tension (IPC).

2016. Total E&P Angola lance le projet des salles SMART dédiées à chaque FPSO. Chacun d’entre elles contrôle ainsi la production et coordonne les activités menées à terre et en mer, contribuant à la compétitivité des opérations menées sur le bloc 17.

2017, Soucieuse de diffuser une culture de l'innovation, la branche Exploration-Production met en place un réseau animé par des webinaires réguliers et un partage d'idées. Des événements majeurs tels que les Inno.days (journées de l'innovation) sont organisés et une plateforme interne d'innovation collaborative dénommée Build’ INN est déployée, permettant notamment l’organisation d’un concours mondial, l’E&P INNOVATION. 24 employés de Total E&P Angola y participent, générant environ 10 % du nombre total d’idées proposées.

Le développement de l'exploration-production

PBF : trois lettres synonymes de performance au service des blocs angolais

L’exploration et la production de pétrole se traduisent généralement par de grands  développements partant de zéro, les projets « greenfield ». Ce fut le cas par exemple en Angola sur les blocs 17 & 32, avec le développement de champs tels que Girassol, Dália, Pazflor, CLOV ou plus récemment Kaombo. Mais elle passe aussi par un ensemble de développements complémentaires sur des champs existants ; nous parlons alors de projets « brownfield » ou, sous une forme abrégée pour la filiale angolaise, de « PBF ». Il en existe différentes catégories, mais ils ont tous en commun de viser à tirer le meilleur parti de l’actif en place en optimisant le drainage des réservoirs déjà en production, en améliorant les installations et/ou en rentabilisant son développement par le raccordement de nouveaux objets.

Les différentes catégories de projets brownfield

Nous les classons en cinq catégories principales :

• Les projets infills : qui consistent « simplement » à raccorder de nouveaux puits à des installations sous-marines existantes avec peu de modifications topsides (aériennes) et subsea (sous-marines).
• Les projets de tie-backs : qui consistent à compléter l’architecture sous-marine en posant de nouveaux flexibles, pipe-lines, ombilicaux et d’autres équipements permettant de connecter de nouveaux puits.
• Les projets de debottlenecking : qui consistent à modifier des installations sous-marines et/ou aériennes en vue d’améliorer les performances des réservoirs drainés.
• Les projets d’intégrité : qui consistent à remplacer des portions importantes d’un aménagement existant afin d’en améliorer ou d’en prolonger la performance. Ce type de projet représente des campagnes lourdes.
• Les projets pilotes : projets de développement de petite taille orientés R&D.

L‘origine de PBF est GirRI (Girassol Resources Initiatives), projet lancé au mois de mars 2009. Les premiers succès ont été enregistrés avec une première huile de Girassol infills en août 2011 et de Rosa D’ en 2012. Depuis, de nombreux projets se sont ajoutés à GirRI afin de ralentir le déclin de la production des champs matures du bloc 17. À ce jour, PBF est intervenu sur tous les champs du bloc 17 avec pas moins de 15 projets déjà en production ou en cours de réalisation et autant en études par les architectes pour assurer l’avenir du bloc. Certains concernent également le bloc 32 et le bloc 17.

Les projets brownfield du bloc 17

Plusieurs projets sont en cours, à différents stades de maturité, en vue d’optimiser le drainage des champs du bloc 17.

Choisir les meilleures options pour aller vers la rentabilité

S’ils sont de taille inférieure aux projets greenfield, les PBF n’en sont pas moins complexes par l’ensemble des exigences auxquelles ils doivent répondre, exigences souvent similaires à celles des greenfield et par les impératifs de performance économique associés à leur développement. Ce type de projets permet d’ajouter des barils à produire sur des champs matures pour des montants d’investissements moins élevés que ceux exigés par le développement et la mise en production de nouveaux gros réservoirs indépendants d’installations existantes.

Des géosciences aux concepteurs et aux équipes de projet, à chaque étape de la chaîne de développement d’un projet brownfield, tout est affaire de performance et de capacité d’innovation, rappelle Elsa Monteiro, responsable relations externes, local content, communication et innovation pour les projets brownfield du bloc 17. Ainsi, en matière de conduite de projet, les femmes et les hommes de Total E&P Angola en charge des PBF sont organisés en équipes transverses, multidisciplinaires, ce qui leur permet d’être à la fois très réactifs et de faire bénéficier chaque projet de l’expérience acquise sur les autres, notamment en développant en continu des programmes cohérents de culture sécurité, qualité et coûts. Ce qui fait la force de cette organisation matricielle est l’esprit « working together », donc la bonne entente entre les intervenants internes/externes, y compris notre concessionnaire Sonangol, nos partenaires et nos sous-traitants, leur sens des responsabilités et une forte conscience de l’objectif commun, comme l’explique Sylvain Denoyer, responsable des projets PBF de Total E&P Angola.

2018 : feu vert pour trois projets brownfield majeurs

En ajoutant à terme plus de 110 000 barils/jour à la production du bloc 17 pour des réserves de l’ordre de 150 millions de barils, trois projets PBF sanctionnés en 2018 vont contribuer de manière significative à ralentir le déclin de la production du bloc dans la ^1ère partie des années 2020.

Les trois PBF sanctionnés en 2018

• CLOV phase 2 : 1re huile prévue au début du 2e trimestre 2020, production en plateau d’environ 40 000 barils/jour en 2021.
• Zinia phase 2 : 1re huile prévue au 1er trimestre 2021, production en plateau d’environ 40 000 barils/jour en 2022.
• Dália phase 3 : 1re huile prévue au 1er trimestre 2021, production en plateau d’environ 30 000 barils/jour en 2022.

2018 : le bloc 32 entre en production avec Kaombo

Si la première huile du bloc 32 date du 27 juillet 2018 avec la mise en production du FPSO Kaombo Norte, le bloc est entré dans le patrimoine de Total en 1999 avec l’accord de partage de la production signé avec la compagnie pétrolière nationale angolaise Sonangol. Total est ainsi opérateur du bloc au sein d’une association d’entreprises partenaires (le « groupe entrepreneurs ») qui représente des compagnies de quatre continents.

Pour en savoir plus sur le Bloc 32 et le projet Kaombo

2018 : signature du contrat de concession du bloc 48

À l’occasion de la visite en France du président de la République d’Angola, João Lourenço, le président directeur-général de Total Patrick Pouyanné et le président de Sonangol Carlos Saturnino signent le 28 mai 2018 un contrat de service à risques relatif au permis d’exploration du bloc 48 dans les eaux ultra-profondes de l’offshore angolais, contrat aux termes duquel les deux partenaires s’associent à parts égales pour mener l’exploration du bloc 48, avec Total en tant qu’opérateur. Ce bloc, dont les réserves estimées sont importantes, représente un actif stratégique tant pour Total que pour Sonangol, car il répond à la nécessité de renouveler la base de ressources pétrolières en Angola, après une exploration décevante des blocs du bassin de la Kwanza. 

Si le bloc 48 porte largement les espoirs de l’exploration de Total E&P Angola, les activités de prospection et sa mise en production s’annoncent comme un défi, car ces opérations devront s’effectuer à des profondeurs d’eau tout à fait inédites. On est en effet passé de 500 à 1 200 m sur le bloc 17 à 1 000 à 2 500 m sur le bloc 32 pour atteindre 2 200 à près de 4 000 m sur le bloc 48 ! De véritables frontières technologiques à franchir dès les toutes premières étapes de l’exploration, puisque tous les équipements sous-marins utilisés aujourd’hui devront être repensés pour les très grandes profondeurs. La sécurité des opérations et la protection de l’environnement vont constituer un point d’attention tout particulier. Total continuera ainsi de contribuer au développement des ressources pétrolières et gazières du pays.

Des profondeurs d'eau inédites

Le bloc 48 ne se traduira pas seulement par des avancées dans le domaine des technologies, mais aussi dans celui de la contribution au développement de la société angolaise, par le biais des programmes sociaux qui seront mis en place par Total E&P Angola. Le bloc 48 sera ainsi un grand contributeur pour le groupe Total et pour l’Angola.