Avec la flambée des cours, le pétrole de la mer du Nord a retrouvé de son attrait

"C’est vrai qu’on a beaucoup de boulot en ce moment", lance l’Offshore Installation Manager en charge de ce gigantesque mécano situé à une heure de vol d’hélicoptère d’Aberdeen. Avec la flambée du prix du baril, sortir le maximum de pétrole des entrailles de la mer hostile environnante, où les vagues peuvent atteindre des creux de trente mètres, est la première des priorités.

Total est le principal opérateur de cette installation qui tourne vingt-quatre heures sur vingt-quatre. La compagnie met le paquet sur les deux plates-formes jumelles d’Elgin-Franklin, qui extraient 135 000 barils/jour. En effet, le pétrole extrait à une température, de l’ordre de 190 degrés, et à une pression record, est léger et peu soufré, comme l’exige la fabrication de l’essence. A l’heure où les capacités de raffinage, à l’autre bout de la chaîne, sont insuffisantes, cette huile de couleur rose est particulièrement prisée. Une fois filtré et séparé de l’eau et du gaz, le pétrole est expédié par oléoduc vers le terminal de Kinneil, en Ecosse. Total compte encore accroître sa présence à Elgin-Franklin : il y prévoit de coûteux projets de nouveaux forages, baptisés du nom évocateur de "gorille"...

Les bons jours sont de retour en mer du Nord, se félicite Malcolm Webb, patron de l’association britannique des opérateurs offshore basée au port pétrolier d’Aberdeen. Soixante-trois nouveaux puits ont été forés en 2004, un record dans l’aventure des hydrocarbures britanniques, commencée à la fin des années 1960. La hausse des prix a ralenti le mouvement général de retrait des grands pétroliers d’une zone pourtant venue à maturité. La durée de vie des plates-formes les moins productives a été allongée. Parallèlement, les progrès techniques ­ forage à l’horizontale, analyse sismique en trois dimensions et amélioration de la performance des sous-marins et des oléoducs ­ ont permis de réduire les coûts élevés de l’exploration-production engendrés par des conditions climatiques difficiles. Ici, au large de la côte orientale du royaume, les compagnies produisent en moyenne à 10 dollars le baril, avec des pointes à 15 dollars, contre 2 dollars dans le golfe Persique. Mais avec des cours dépassant les 55 dollars, c’est plus que rentable.

Septième producteur mondial d’hydrocarbures, le Royaume-Uni, de surcroît, est perçu par les professionnels de l’or noir comme un pays politiquement et économiquement stable. Et comme il n’appartient pas à l’Organisation des pays producteurs de pétrole (OPEP), les groupes énergétiques internationaux qui y sont installés échappent aux quotas de production ou aux accords de partage de production chers au cartel.

"Elgin-Franklin, c’est la mer du Nord d’un autre âge. Nous représentons l’avenir" : complet strict, cravate passe-partout, John Scrimgeour, directeur pour l’Europe du Nord de Petro-Canada, affirme incarner la deuxième vie de l’offshore écossais. Son entreprise a fait son entrée, il y a quelques années, par la porte latérale en se concentrant sur la découverte de gisements moyens de 25 000 barils/jour. Sans l’envolée des prix, son champ de Triton n’aurait jamais vu le jour.

SAVOIR-FAIRE MINIER
Aujourd’hui, une barge-usine y "pompe" 25 000 barils/jour. La production y est traitée et entreposée avant chargement sur un pétrolier pour exportation. Le "court-circuitage" des oléoducs, tenus par les grandes compagnies, et l’utilisation d’une structure plus légère et plus mobile qu’une plate-forme ont permis de rentabiliser le site. Par ailleurs, grâce au savoir-faire hérité de l’industrie minière canadienne, la "junior" a découvert trois champs satellites voisins.

Talisman est un autre exemple de la réussite du processus de transformation du modèle d’exploitation de la mer du Nord. Lancée sur la piste des puits abandonnés par les majors, cette PME canadienne est devenue le troisième propriétaire de plates-formes de la zone britannique. En 1997, elle a racheté à BP la petite plate-forme Beatrice, nichée dans la partie centrale de la mer du Nord. Aujourd’hui, le gisement en question produit 5 000 barils/jour. Et est rentable, grâce à des frais généraux très resserrés.

Par Marc Roche, lemonde.fr