Total affirme avoir produit du gaz non conventionnel dans le Sud algérien

[mohoo]

Grave révélation que vient de faire la firme française spécialisée dans les hydrocarbures au sujet de l’exploitation du gaz non conventionnel dans le Sud algérien.
En effet, Total a indiqué sur son site web qu’elle a déjà produit ce gaz non conventionnel, le « Tight gas » au niveau de deux sites à savoir Timimoun et Ahnet (In Salah).

Ainsi la firme française affirme avoir entamé la production du gaz non conventionnel avec 37,5 % d’association et en partenariat avec Sonatrach (51 %), Cepsa (11,25%) au niveau de 37 puits de production prévus pour un plateau d’une production estimée à 18 millions de pieds cubes/jour dont le début de cette production est fixée pour 2014.

Alors qu’au niveau d’Ahnet (In Salah) avec 47 % du partenariat avec Sonatrach (51 %) et Partex (2 %), le projet est en étude avec une production prévue pour le courant 2015.
Algérie 1

[MEK]

Ya rien sur le site du groupe Total


Ya

- 29 jan. 2015 - Abou Dabi : Total obtient une participation de 10 % dans la nouvelle concession ADCO

- 23 jan. 2015 Une centrale solaire au milieu du désert chilien

- 22 jan. 2015 Signature du premier accord mondial du groupe Total avec le syndicat IndustriALL Global Union

- 19 jan. 2015 Total bouge au rythme de l’Afrique avec sa nouvelle campagne de publicité

- 15 jan. 2015 Royaume-Uni : Mise en production de la phase 2 du projet West Franklin en mer du Nord


Meme sur l'entretien accordé le 20 Janvier 2015 au Financial Times par Patrick Pouyanné, directeur général de Total


.

[Gétule]

Voici la page du site de Total d'où a été ramené cette information :

Tight gas

Argentine
Aguada Pichana

Partenaires : Total (Opérateur, 27,27 %), YPF (27,27 %), Wintershall Energia (27,27 %), Pan American Energy (18,18 %)
Mise en production : 2009
Production non-conventionnelle : 7 puits de production multifracturés
Algérie
Timimoun

Opérateurs : Sonatrach (51 %), Total (37,5 %), Cepsa (11,25%)
En développement
37 puits de production prévus pour un plateau de production de 18 millions de pieds cubes/jour (0,5 millions de m3/jour)
Début de la production : 2014
Ahnet

Opérateurs : Sonatrach (51 %), Total (47 %), Partex (2 %)
En études
Début de production : 2015
Chine
South Sulige

Projet de développement en cours de validation
Partenaires : PetroChina et Total

Gaz de schiste

États-Unis

Barnett Shale

Partenaires : Chesapeake 75 %, TEP USA 25 %
2 250 puits producteurs à fin 2011, 1 450 millions de pieds cubes par jour (41 millions de m3 par jour)
Utica

Partenaires : Chesapeake 66 % et EnerVest 9 %, TEP USA 25 %
5 puits producteurs à fin 2011. Quote part de Total attendue en 2020 : 100 000 barils équivalents pétrole par jour.
Danemark
Permis d’exploration :

Permis 1/10 (Nordjylland) et 2/10 (Nordsjælland) - (Total opérateur 80 %, Nordsøfonden 20 %)
Licence : 2010 pour 6 ans
Superficie : Nordjylland (2 972 km2), Nordsjælland (2 289 km2)
Campagne aérienne d’acquisition de données sismiques en 2014 sur le permis 2/10
Argentine
Principaux permis avec du potentiel en Gaz de Schiste dans le bassin de Neuquén :

Permis d’Aguada Pichana (Total opérateur, 27,27 %)
Permis de San Roque (Total opérateur, 24,71 %)
2010

Permis de La Escalonada (Total opérateur, 85 %)
Permis de Rincon La Ceniza (Total opérateur, 85 %)
2011

Permis d’Aguada de Castro (Total opérateur 42,5 %)
Permis de Pampa las Yeguas II (Total opérateur 42,5 %)
Permis de Cerro Las Minas (Total 40 %, non opérateur)
Permis de Cerro Partido (Total 45 %, non opérateur)
Permis de Veta Escondida (Total 45 %, non opérateur)
Permis de Ricon de Aranda (Total 45 %, non opérateur)
Permis de Sierra Chata (Total 2,5 %, non opérateur)
Royaume-Uni

Permis d’exploration et de production pour 2 licences PEDL 139 et PEDL 140, situées dans le bassin du Gainsborough Trough, dans la région des East Midlands.
Partenaires : GP Energy Limited (17,5 %), Edgon Resources UK Ltd (14,5 %) Island Gas Ltd (14,5 %), eCorp Oil & Gas UK Ltd (13,5 %), Total (40 %)
La phase initiale d’exploration sera opérée par Island Gas Ltd, Total sera opérateur du projet pour les phases d’appréciation et de développement.
Focus – Barnett Shale

Total est associé avec Chesapeake, second producteur de gaz américain, et premier producteur mondial de gaz de schiste. Il est l’opérateur le plus actif des 4 principaux champs américains (Barnett, Haynesville, Fayetteville, Marcellus), avec 140 rigs (8 % des rigs aux États-Unis) opérés et 85 rigs non opérés. Premier foreur des États-Unis, Chesapeake a réalisé quelque 11 000 puits au cours des vingt dernières années.

Il s’agit du plus gros champ de gaz de schiste américain. Ses 2 250 puits producteurs délivrent aujourd’hui une production d’environ 41 millions de m3 par jour (1 450 millions de pieds cubes), soit près de 8 % de la production américaine totale de gaz de schiste.


Gaz de charbon

Australie
Projet Gladstone LNG

Partenaires : Santos (opérateur, 30 %), Total (27,5 %), Petronas (27,5 %), Kogas (15 %)
Production de gaz de charbon : plateau de 900 millions de pieds cubes/jour (25 millions de m3/jour)
Usine de liquéfaction : 2 trains d’une capacité totale de 7,2 millions de tonnes/an
1e livraison de GNL : 2015

Sur cette page web, on énumère ici tous les types de gaz que Total exploite dans le monde. Il y a le Tight gas, le gaz de schiste et le gaz de charbon.
Maintenant, les journaleux de m.erde sous-entendent que le Tight gas est le gaz de schiste alors que ce sont deux produits différents ...
Ces journaleux sont des fouilles m.erde. Pas plus !!!!!

[Myst]

Maintenant, les journaleux de m.erde sous-entendent que le Tight gas est le gaz de schiste alors que ce sont deux produits différents ...
Ces journaleux sont des fouilles m.erde. Pas plus !!!!!

Ce ne sont pas deux produits différents, ils sont tous les deux des gaz naturels non conventionnels, qui sont extrait par fracturation hydraulique

Gaz de schiste et tight gas : puits horizontaux multifracturés

Des technologies spécifiques de forage et de stimulation de la production sont mises en œuvre sur les gaz de schiste (ou shale gas) et les tight gas. Elles sont indispensables pour relever le défi technologique majeur de ce type de gisement : leur très faible perméabilité. Leur capacité à laisser circuler le gaz est trop réduite pour les méthodes de production classiques. Ces techniques spécifiques comprennent notamment un grand nombre de puits horizontaux et une fracturation hydraulique de la roche.

Source : Total.com