Rapport_annuel_etap_2012_fr.pdf

M O B I L I T E T C I T O Y E N N E T D E S J E U N E S

micro

INTRODUCTION

ENTREPRISE TUNISIENNED'ACTIVITES PETROLIERES

Principaux Indicateurs

Conseil DAdministration

Organigramme de LETAP

Concessions de LETAP

Portefeuille Titres de LETAP

SITUATION ENERGETIQUE

Conjoncture Internationale

Conjoncture Nationale

ACTIVITES DE LETAP

Exploration

Dveloppement

Production

Services

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES

2ENTREPRISE TUNISIENNE D'ACTIVITES PETROLIERES

2012 Rapport Annuel

ENTREPRISE TUNISIENNE D'ACTIVITES PETROLIERES

2012 Rapport Annuel

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2012 Rapport Annuel

Conseil dAdministration

EXPLORATION

Nombre de permis en cours de validit 51 49Nombre de permis attribus durant lanne 6 1Investissements (Millions US$) 1 250 300Rserves Nationales restantes produire

- Huiles (Millions TEP) 58 57- Gaz (Millions TEP) 106 104

PRODUCTION

Production nationale - Huiles et GPL (Millions TM) 3,3 3,3- Gaz (Milliards NM3) 3,0 2,8

Production des concessions ETAP - Huiles et GPL (Millions TM) 2,5 2,6- Gaz (Milliards NM3) 1,5 1,7

Nombre des Concessions en production 23 23 COMMERCIALISATION

Exportations Ptrole Brut et Condensat (Millions TM) 1,5 1,4Importations

- Ptrole Brut (Millions TM) 0,3 1,1- Gaz Naturel (Milliards NM3) 1,2 1,7

Prix moyen du brut lexportation ($/bbl) 112,4 111,8Parit Moyenne (US$/DT) 1,41 1,58

RESSOURCES HUMAINES

Effectif 789 800Taux dencadrement (%) 56 59 RESULTATS FINANCIERS

Revenus (Millions DT) 1934 2639Investissements sur concessions (Millions DT) 272 306Rsultat net (Millions DT) 378 542

(1) Hors BGT (Miskar), SITEP (El Borma) et CFTP

2011 2012



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3


Mr. Mohamed AKROUTPrsident

Mr. Rachid BEN DALY Administrateur / Ministre de lIndustrie

Mr. Yasser TOUKABRI Administrateur / Prsidence du Gouvernement

Mr. Abdelmlek SAADAOUI Administrateur / Ministre des Finances

Mme. Neila BEN KHALIFA Administrateur / Ministre du Dveloppement Rgional et de la Planification

Mr. Tahar GUELLALI Administrateur / Ministre de lEnseignement Suprieur et de la Recherche

Scientifique

Mme. Noura LAROUSSIAdministrateur / Agence Nationale pour la Matrise de Lnergie

Mr. Med Salah SOUILEMAdministrateur / Banque Centrale de Tunisie

Mr. Khelifa KAROUIAdministrateur / Pour Comptence dans le Secteur Ptrolier

Mr. Jalel DKHILI Administrateur / Reprsentant des Cadres de lEntreprise

Mr. Sami HAMMADI Contrleur dtat

AMTA Raja Ismail Commissaire aux Comptes



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4


2012 Rapport Annuel


2012 Rapport Annuel

Direction Centrale

Direction

Prsident Directeur Gneral

Directeur Gneral Adjoint

Conseillers

Audit Interne

Stratgie &dveloppement

Stratgie &Communication

EtudesExplorations

OprationsProductions

Contrle deGestion

Oprating

EtudesProduction &

Dveloppement

RessourcesHumaines &A. Gnrales

AccordsPtroliers

ActivitsInternationales

Exploration Production Controle &Finance

Ressources

Secrtariat PermanentComm.des Marchs

Bureau d'ordre central

Explorations Financire Informatique

AffairesJuridiquesCommerciale

ServicesPtroliers

DC

D

DCDirection Centrale

Direction D

DC

DC DC DC DC

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

D

Prsident Directeur Gnral

Directeur Gnral Adjoint

Conseillers

Bureau d'ordre central

Secrtariat PermanentComm.des Marchs

D. Audit Interne

Stratgie &Dveloppement

DCExploration

DCProduction

DC Contrle &Finance

DCRessources

DC

Stratgie &Communication

AccordsPtroliers

ActivitsInternationales

D

D

D

EtudesExploration

Exploration

ServicesPtroliers

D

D

D

OprationsProduction

Operating

EtudesProduction &

Dveloppement

D

D

D

Contrle deGestion

Financire

Commerciale

D

D

D

RessourcesHumaines &A. Gnrales

Informatique

AffairesJuridiques

D

D

D

Organigramme de lETAP


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TAUX DE PARTICIPATION

DATE DE MISEEN PRODUCTION

OPERATEUR

Conseil dAdministrationConseil dAdministrationConseil dAdministration

1- ASHTART

2- M.L.D

3- CERCINA/CSUD

4- RHEMOURA

5- AIN/GREMDA

6- HAJEB/GUEB

7- OUDNA

8- EZZAOUIA

9- SIDI EL KILANI

10- BIR B.TARTAR

11- SABRIA

12- ADAM

13- DJEBEL GROUZ

14- OUED ZAR/HMD

15- CHERGUI

16- FRANIG

17- BAGUEL/TARF

18- HASDRUBAL

19- CHOUROUQ

20- BARAKA

21- MAAMOURA

22- UTIQUE*

23- DORRA

50%

50%

51%

51%

51%

51%

20%

55%

55%

CPP

55%

50%

50%

50%

55%

50%

51%

50%

50%

51%

51%

100%

50%

SEREPT

SODEPS

TPS

TPS

TPS

TPS

LUNDIN

MARETAP

CTKCP

STORM

WINSTAR

ENI

ENI

ENI

PETROFAC

PERENCO

PERENCO

BGT

OMV

ENI

ENI

ETAP

OMV

MARS 1974

JUILLET 1983

MAI 1994

MAI 1993

FEVRIER 1989

JUILLET 1985

NOVEMBRE 2006

NOVEMBRE 1990

SEPTEMBRE 1991

MARS 2009

AOUT 1998

MAI 2003

NOVEMBRE 2005

AOUT 1996

MAI 2008

JUILLET 1998

AOUT 1998

DECEMBRE 2009

NOVEMBRE 2007

MAI 2010

DECEMBRE 2009

MAI 2007

JUILLET 2011

(*) Concession en production de CO2

Concessions de lETAP en Production


2012 Rapport Annuel


2012 Rapport Annuel

6

Secteur

EXPLORATION

PRODUCTION

FORAGE

TRANSPORT

STOCKAGE

BANQUES

DIVERS

Socits

1. JOINT OIL 50.0 % 476 250

2. NUMHYD 50.0 % 644 337

3. SEREPT 50.0 % 3 608 660

4. CTKCP 50.0 % 50 000

5. MARETAP 50.0 % 150 000

6. SODEPS 50.0 % 50 000

7. TPS 50.0 % 50 000

8. CTF 90.0 % 450 000

9. SOTRAPIL 18.3 % 567 057

10. SOTUGAT 99.8 % 199 600

11. SERGAZ 33.2 % 32 900

12. TANKMED 24.0 % 115 385

13. BTS 1.3 % 500 000

14. STUSID BANK 0.1 % 125 000

15. SOTULUB 27.1 % 1 490 084

16. BITUMED 8.0 % 48 000

17. SNDP 0.0 % 50

18. TECI 4.8 % 36 000

19. PAEZ 12.4 % 741 000

20. T.A 0.1 % 835 812

21. SNIPE 4.9 % 70 000

22. ITF 0.4 % 40 000

Taux(%) DT

Conseil dAdministrationConseil dAdministrationConseil dAdministrationConseil dAdministration

Portefeuille Titres de lETAP


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Commissioncommunautaire

franaise

INTRODUCTION








ConjonctureInternationale


ACTIVITES DE LETAP

Exploration

Dveloppement

Production

Services

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE


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2012 Rapport Annuel

Conjoncture InternationaleLa demande nergtique mondiale continue augmenter sous leffet de la croissance dmographique et conomique mondiale (dans les pays mergents et particulirement asiatiques). Cette demande est satisfaite 81 % par les nergies fossiles utilises pour rpondre aux besoins dlectricit, de chaleur et des transports.Les ressources nergtiques traditionnelles tant de moins en moins abondantes et les nergies renouvelables pesant encore faiblement dans le bilan nergtique mondial ont pouss des pays comme la Chine, le Canada, lAustralie et surtout les Etats-Unis accroitre leur production en nergie non conventionnelle.

MARCHE

PETROLIER

Le rapport (offre-demande) plantaire prsente un surplus en 2012 de lordre de 1,0 million bbl/j, expliqu par lenvol de loffre amricaine (non conventionnel et bitumes) et la production du Moyen Orient (surplus de la production de lArabie Saoudite et reprise progressive de la production libyenne et irakienne).En 2012, le prix de ptrole a t sensiblement influenc par les troubles gopolitiques, la demande des pays en dveloppement et la conjoncture conomique mondiale. Il a enregistr un minimum de 88,75 $/bbl, en juillet, cause des difficults conomiques europennes, un maximum de 124,64 $/bbl, en mars, suite aux inquitudes lies au dossier iranien et 108,96 $/bbl en fin danne. (cf. graphe Evolution Journalire des Prix de Ptrole).

DEMANDE MONDIALE DE PETROLELa demande mondiale de ptrole continue crotre cause de la consommation renforce des pays mergents en Asie, a dclar lAIE dans son Oil Market Report. Selon LAgence Internationale de lEnergie (AIE) la demande a avoisin 89,78 millions bbl/j, soit une croissance denviron 0,9 % par rapport 2011.La demande de ptrole dans la zone OCDE est value 45,93 millions de barils par jour en 2012, soit une rgression de 1,2 % par rapport 2011.Pour les pays non membres de lOCDE, la demande a poursuivi sa croissance pour atteindre 43,85 millions de barils/jour, soit une progression de 3,3 % compare lanne prcdente.


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE

OFFRE MONDIALE DE PETROLE

Loffre mondiale de ptrole est estime 90,82 millions de barils par jour en 2012, soit une hausse de 2,7% par rapport celle de 2011. Elle est caractrise par une baisse au cours du premier semestre 2012 suivie dune sensible croissance au cours du deuxime semestre due essentiellement la croissance de la production amricaine, la fracturation hydraulique ayant rendu disponibles de grandes quantits de ptrole et de gaz de schiste. La production amricaine de ptrole a augment de 760 000 bbls/j en 2012.Malgr la baisse de loffre du Nigria (conflit social) et de lIran (embargo), loffre de lOPEP a enregistr une augmentation de 5,1% grce au surplus de la production de lArabie Saoudite, de lIraq, du Kowet et de lAngola.La production de lOPEP est estime 37,46 millions de barils par jour de ptrole brut en 2012, soit 41,2% de loffre mondiale totale.Loffre des pays non membres de lOPEP a enregistr une progression de 1,06%, et ce, grce lvolution de la production du Canada et surtout des Etats-Unis.La production non OPEP a t de lordre de 53,36 millions de barils par jour en 2012, soit 58,8% de loffre mondiale totale.

Demande Mondiale de PtroleMillion bbl/j

Anne 2008 2009 2010 2011 2012 Variation 2011-2012

OCDE 47,6 45,5 46,1 46,5 45,9 -1,2 %Non OCDE 38,2 39,5 41,7 42,4 43,9 +3,3 %TOTAL 85,8 85,0 87,8 88,9 89,8 +0,9%

Source : AIE. Oil Market Report

0

20

40

60

80

100 NON OCDE OCDE

2008

2009

2010

2011

2012

Evolution de la Demande Mondiale de Ptrole

45,5 46,1 46,5 45,9

47,6 45,5 46,1 46,5 45,9

38,2 39,5 41,7 42,4 43,9


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE


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0

20

40

60

80

100 NON OPEP OPEP

2008

2009

2010

2011

2012

Offre Mondiale de Ptrole

47,6 45,5 46,1 46,5 45,9

36,9 33,4 34,5 35,6 37,4

49,5 51,5 52,8 52,8 53,4

Million bbl/j

2011 2012 Var(%)Demande 88,9 89,8 +0,9 %

OCDE 46,5 45,9 -1,2 %Non OCDE 42,4 43,9 +3,3 %

Offre 88,4 90,8 +2,7 %OPEP 35,6 37,5 +5,1 %Non OPEP 52,8 53,4 +1,0 %

Excdent/Dficit Annuel -0,5 +1,0

Bilan de loffre et de la demande de ptrole

0

20

40

60

80

100Offre Demande

0

20

40

60

80

100NON OPEP

OPEP

2008

2009

2010

2011

2012Offre et Demande Mondiale

de Ptrole

2011

2012

88.9 89.4 89.8 90.8

Anne Million bbl/j 2008 2009 2010 2011 2012 Variation 2011-2012OPEP 36,9 33,4 34,5 35,6 37,5 +5,1 %Non OPEP 49,5 51,5 52,8 52,8 53,4 +1,0 %TOTAL 86,4 84,9 87,3 88,4 90,8 +2,7%

Source : AIE. Oil Market Report

Offre Mondiale de Ptrole


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE

EVOLUTION DES PRIX DE PETROLELe prix du ptrole sest maintenu dans la fourchette 87$-125$ pour lanne 2012, la moyenne stablit 110,9 $/bbl pour le Brent. (WTI environ 95 $).Sur lensemble de lanne 2012, lor noir a enchan un repli des cours, la faveur dun march international bien approvisionn au 1er semestre, puis revu la hausse au 2me semestre, pour achever lanne avec des cours autour de 109$/bbl.

US$/bbl

Source: opec.org/opec_web/en/data _graphs

janv

.12

fvr

.12

mar

s 12

avr.1

2

mai

12

juin

12

juil.

12

aot

12

sept

.12

oct.

12

nov.

12

dc.

12

janv

.13

200180160

140120

100

80

6040

200

Evolution Journalire des Prix de Brent

Rserves Mondiales de Ptrole par Rgion en 2012

Distribution des Rserves de Ptrole par Rgion fin 2012

3,5 %Asie

Amrique24,8 %

Europe8,9 %

Moyen Orient54,0 %

8,8 %

2012Fin

Afrique

Anne

Rgion 2009 2010 2011 2012

Amrique 273,46 358,902 366,364 366,281

Europe & CEI 142,8 142,491 139,642 131,440

Moyen Orient 752,079 794,266 796,845 798,832

Afrique 124,427 126,847 128,578 130,071

Asie Pacifique 44,433 44,506 50,097 51,587

TOTAL 1337,199 1467,012 1481,526 1478,211

OPEP 1064,288 1193,172 1199,707 1200,830

Non OPEP 272,911 273,84 281,819 277,381

Milliards bbl

Source:opec.org/opec_web/static_files_project/media/downloads/publications


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE


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2012 Rapport Annuel

La production mondiale du gaz naturel en 2012 reste soutenue. La production de lAmrique du Nord est toujours en forte croissance suite une progression rapide de la production des gaz non conventionnels aux Etats-Unis.Selon CEDIGAZ, la consommation mondiale de gaz aurait enregistr, en 2012, une progression de 2,5%, lessor de la forte demande des marchs mergents asiatiques et la hausse considrable de lutilisation du gaz dans le secteur lectrique. Tandis que la demande europenne en gaz naturel sest contracte cause de la forte concurrence du charbon dans la production de llectricit et de la rcession des activits industrielles europennes.Les prix moyens de gaz sur les principaux marchs mondiaux restent en hausse (depuis 2009), contrairement aux prix Henry Hub des Etats-Unis qui ont atteint, en 2012, des niveaux trs bas 3 $/MBtu en raison de loffre des gaz de schiste. Selon lAIE, ces prix devraient court terme retrouver un quilibre autour de 4 $/MBtu*.En Asie et en Europe, les prix indexs selon les contrats long terme de ptrole, se sont levs environ 19 $/MBtu au Japon, 13 $/MBtu en Europe et le prix spot anglais UK NBP se maintient son niveau de 10 $/MBtu.

OFFRE MONDIALE DE GAZ

La production gazire mondiale a enregistr une bonne performance en 2012, elle est de lordre de 3 033millions de tep (3 364 milliards m3) contre 2 958 millions de tep (3 276 milliards m3) en 2011, soit un accroissement denviron 2,7%.Cette progression est explique par la forte augmentation de loffre de lAmrique du Nord (grce aux gaz de schiste), la Norvge et de la CEI (Turkmnistan...).

La production mondiale de gaz par rgion se prsente comme suit :

MARCHE

GAZIER

33,7%

32,4%

14,6%

14,8%

4,5%

Europe & FSU

Amrique

Moyen Orient

Asie Pacifique

Afrique* Million Btu


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE

DEMANDE MONDIALE DE GAZ

La dynamique des marchs de lnergie est de plus en plus dtermine par lAmrique du Nord et lAsie Ocanie. La demande gazire continue son expansion grce la Chine et lInde (marchs mergents) et le Japon suite la catastrophe nuclaire de Fukushima; et ce, malgr la baisse de la consommation europenne en gaz naturel pour la deuxime anne conscutive. (2,2% en 2012 aprs une baisse de 10% en 2011 selon Eurogas).La production de llectricit reste le principal moteur de laugmentation de la demande mondiale de gaz. La demande mondiale de gaz est estime 2 987 millions de tep en 2012, selon British Petroleum (BP), soit lquivalent de 3 314 milliards m3 contre 2 906 millions de tep en 2011, soit lquivalent de 3 223 milliards m3.

Billion m3

Anne

Rgion 2009 2010 2011 2012

Amrique 0,96 0,98 1,03 1,09

Europe & FSU 0,97 1,03 1,04 1,13

Moyen Orient 0,41 0,47 0,52 0,49

Afrique 0,20 0,21 0,20 0,15

Asie Pacifique 0,44 0,47 0,48 0,50

TOTAL 2,98 3,16 3,27 3,36

Source: Oil & Gas Journal /Mar. 2013

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

2012

2009

2010

2011

2012

-

Amrique

Europe & FSU

Moyen Orient

Afrique

Asie Pacique

Production Mondiale de Gaz Naturel par Rgion


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CONJONCTURE

INTERNATIONALE


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Billion m3

Anne 2009 2010 2011 2012

Consommation 2,940 3,132 3,223 3,314

Source: bp.com/statistical_review_of_world_energy_2013

Consommation Mondiale de Gaz Naturel

0,00,51,01,52,02,53,03,5

Consommation Mondiale de Gaz Naturel

2009

2010

2011

2012

2,94 3,132 3,223 3,314

Anne Billion m3

2008 2009 2010 2011 2012

Production 3,021 2,987 3,167 3,276 3,364Consommation 3,004 2,940 3,132 3,223 3,314

Production et Consommation Mondiale de Gaz Naturel

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

3,02

1

3,00

4

2,98

7

2,94

3,16

7

3,13

2

3,26

7

3,22

3

3,36

4

3,31

4

Production Consommation

2008 2009 2010 2011 2012


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2012 Rapport Annuel

15

CONJONCTURE

INTERNATIONALEBillion m3

Source: bp.com/statistical-review_of_world_energy_2013

Rserves Mondiales du Gaz Naturel par Rgion en 2012

Rgion Rserves Part du Total

Amrique 18,4 9,9%

Europe & CEI 58,4 31,2%

Moyen Orient 80,5 43,0%

Asie Pacifique 15,5 8,2%

Afrique 14,5 7,7%

TOTAL 187,3 100,0%

Distribution des Rserves de Gaz Naturel par Rgion

8,2 %Asie Pacifique

Afrique

43,0 %Moyen Orient

9,9 %

7,7 %

31,2 %

2012Fin

Amrique

Europe & CEI

janv

.12

fvr

.12

mar

s 12

avr.1

2

mai

12

juin

12

juil.

12

aot

12

sept

.12

oct.

12

nov.

12

dc.

12

janv

.13

0

1

2

3

4

5

Evolution Journalire des prix Henry Hub de Gaz Naturel

En $/MBtu

Source: US.EIA eia.gov/dnav/ng/ng_pri_fut


2012 Rapport Annuel


2012 Rapport Annuel

16

CONJONCTURE

INTERNATIONALEPERSPECTIVES ENERGETIQUES MONDIALES

Loffre nergtique amricaine, la croissance conomique des pays mergents, la production dhuile et de gaz de schiste et les progrs technologiques au profit des nergies renouvelables sont les principaux dterminants de la nouvelle carte nergtique mondiale.Les nergies fossiles, bien quen diminution, occuperont toujours une place prdominante dans le paysage nergtique mondial (75% en 2035). En 2030 le ptrole pesant pour environ 34%, restera le principal combustible utilis dans le secteur des transports. Le gaz naturel et, moindre proportion, le charbon connaissent une forte croissance dans la gnration lectrique.LAIE a annonc, dans son World Energy Outlook 2012, que la demande nergtique mondiale devrait augmenter de plus dun tiers dici 2035; la Chine, lInde et le Moyen Orient contribuent pour 60% de cette hausse.LOPEP prsume que pour satisfaire la demande croissante de ptrole et de gaz, la production des pays OPEP devra augmenter fortement.En effet, compte tenu des ressources limites des pays non OPEP et malgr lmergence de la production du Brsil, lAustralie, lAngola, la Russie, le Kazakhstan et lAzerbadjan, la demande de ptrole ne pourra tre satisfaite sans un recours massif aux pays de lOPEP et plus particulirement ceux du Golfe. Selon lAIE, le besoin nergtique mondial sera compens par un recours croissant aux ressources non conventionnelles. La production de ptrole et gaz de schiste augmenterait de plus de 5% par an dici 2020. Lexploitation de ces ressources et leur contribution dans le dveloppement de la production ptrolire et gazire est essentielle, avec en particulier, la nouvelle donne des Etats-Unis, fera vraisemblablement de ce pays le plus important producteur ptrolier lhorizon 2020.Le prix du Brent, selon les modles prvisionnels de lAIE (scnario de rfrence) devrait passer 163 $/bbl en 2040.Les contributions finales des diffrentes sources dpendront, dans une large mesure, de lorientation des politiques des pays (scurit dapprovisionnement, dpendance..), des programmes gouvernementaux (environnement..) et de la hausse des prix des combustibles fossiles.Sur la base des tudes effectues par Exxon Mobil, les nergies non fossiles connatraient une forte croissance, lnergie nuclaire devenant la quatrime source dnergie en 2030 derrire le ptrole, le gaz et le charbon; lolien, le solaire, les biocarburants et lhydrolectricit connatraient une croissance annuelle de 9% en moyenne dici 2030.Selon lAIE, la part mondiale des nergies renouvelables naugmentera pas de manire significative au niveau mondial, lagence prvoit une hausse limite de 7,6% dici 2030, malgr la progression technologique, laugmentation des prix des combustibles fossiles et les subventions de soutien des projets dnergie renouvelable.


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franaise

INTRODUCTION










ACTIVITES DE LETAP

Exploration

Dveloppement

Production

Services

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES


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CONJONCTURE

NATIONALE


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Conjoncture NationaleLanne 2012 a t une anne exceptionnelle pour le secteur des hydrocarbures en Tunisie, marque par un dficit record du bilan nergtique national. Compare 2011, lanne 2012 a t caractrise par :

w Le ralentissement de lactivit exploration caractrise par loctroi dun seul permis de prospection (contre six en 2011);w La stagnation du nombre de puits fors (11 puits) et du nombre de dcouvertes ralises (04);w La rcession de lactivit sismique (2D et 3D);w Un dficit nergtique record de lordre de 1,6 Mtep;w Le flchissement de loffre dnergie primaire de 0,9%;w Laccroissement de la demande de 6,5%.

RESSOURCES

EN ENERGIE PRIMAIRE

Les ressources nationales en nergie primaire (y compris les redevances en gaz naturel perues sur le gazoduc Transmditerranen) ont accus une baisse de 0,9%, passant de 6,964 millions tep en 2011 6,896 millions tep en 2012.

PRODUCTION DE PETROLE BRUT

La production nationale de ptrole brut (y compris condensat et GPL champs) de lanne 2012 a atteint 3,309 millions tonnes, soit 3,403 Mtep, contre 3,320 millions tonnes en 2011 (3,410 Mtep), soit une lgre baisse de 0,3%.Cette baisse de la production sexplique notamment par :

w Le dclin de la production de la plupart des champs tels que : Adam (-8%), Didon (-28%), Oudna (-85% ), Oued Zar (-9%), Ashtart (-11%), El Borma (-6%), Franig (-17%), Miskar (-24%), Baraka (-51%), Mamoura (-28%), Ezzaouia (-11%) et Douleb S.T (-33%), et ce, en dpit de la progression de la production des champs Hasdrubal (+43%), Bir Ben Tartar (+155%), MLD (+33%), Dorra (+29%), Sidi El Kilani (+43%) et Rhemoura (+99%).


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CONJONCTURE

NATIONALE

w Les arrts de production de certains champs, soit pour la ralisation des travaux dentretien, soit pour des perturbations lies aux mouvements sociaux tel que :

v Arrt du champ Oudna depuis le 11 mars 2012;v Arrt gnral rptitif du champ Miskar pour entretien de lusine Hannibal suite des fuites de gaz au niveau du compresseur;v Arrt des champs El Ain et Rhemoura en mars pour des travaux de maintenance des quipements de surface;v Mauvais rendement du puits Dorra #1 qui produit par intermittence 4h/j;v Reports des forages et work over de plusieurs puits;v Le retour des mouvements sociaux a paralys la production, pour quelques jours, sur plusieurs champs tels que : Chergui, Cercina, El Ain, Douleb S.T,Franig, Baguel et El Hajeb/Guebiba; et Adam, Oued Zar, Mamoura et Baraka du 28 octobre au 03 novembre 2012 en raison des grves du personnel.

Production Nationale de brut *Million tonnes

Anne 2010 2011 2012 Variation

2011-2012

Concessions ETAP 2,78 2,54 2,65 +4,3%

Autres 0,96 0,78 0,66 - 15,4%

TOTAL 3,74 3,32 3,31 - 0,3%

(*) Y compris condensat et GPL champs

RESSOURCES EN GAZ NATUREL

Les ressources nationales en gaz naturel de lanne 2012 se sont leves 3493 ktep contre 3555 ktep en 2011, soit une dprciation de 1,7%. Cette dcroissance est due la diminution de la production nationale de 3,4% passant de 2595 ktep en 2011 2508 ktep en 2012 rsultant surtout de la forte rgression de la production des champs Mamoura/Baraka (-31%), Oued Zar (-28%) et de celle du gisement Miskar (-23%), et ce, malgr la forte progression de la production des gisements Hasdrubal (+51%) et Adam (+32%), ainsi que laugmentation du forfait fiscal prlev sur le gazoduc Transmditerranen (+2,7%).


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CONJONCTURE

NATIONALE


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Ressources Nationales en Gaz Naturel

Ktep-PCI

2011 2012 Var (%)

ProductionNationale 2595,1 2507,9 -3,4%

Miskar 1192,8 915,7 -23,2%

Gaz Com Sud * 182,1 118,2 -35,1%

Adam 163,2 216,8 +32,5%

Chergui 250,2 233,5 -6,7%

Hasdrubal 503,7 761,7 +51,2%

Mamoura/Baraka 101,3 69,7 -31,2%

Franig et Baguel/Tarfa 201,3 192,5 -4,4%

Redevance totale 959,4 984,9 +2,7%

Ressources Totales 3554,5 3492,8 -1,7%

Source : ONE

(*) Gaz trait : El Borma + Oued Zar + Sabria + Djebel Grouz + Ch. Essaida

DEMANDE

DENERGIE PRIMAIRE

La consommation nationale dnergie primaire sest leve en 2012 8518ktep contre 7991 ktep en 2011, soit une croissance de 6,5%, avec une haussede la consommation des produits ptroliers de 3,1% et celle du gaz naturel de 9,6% engendrant une volution de 2,3% de la part du gaz naturel dans la demande nationale dnergie primaire.

DEMANDE DES PRODUITS PETROLIERS

La consommation nationale des produits ptroliers est passe de 3691 ktep en 2011, 3806 ktep en 2012 ralisant une volution de 3,1%. Cet accroissement provient essentiellement de la hausse de la consommation du gasoil 50 de 40,6% (tendance la dislisation du parc auto) du Jet fuel de 20,6% (prmisse de reprise de lactivit touristique) et du pet-coke de 21,4% (orientation de plus en plus des cimenteries vers ce combustible en plus de lentre en production dune 8me unit).


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CONJONCTURE

NATIONALE

Consommation des Produits Ptroliers 2012Ktep

2011 2012 Var (%)

CONSOMMATION GPL 522,9 535,9 +2,5%Essences 560 538,5 -3,8%Ptrole Lampant 52,3 44,4 -15,1%Gasoil Ordinaire 1599,8 1556,5 -2,8%Gasoil 50 123,5 173,7 +40,6%Fuel 291,5 302,7 +3,9%

STEG & STIR 14,0 37 +164%Hors (STEG & STIR) 277,4 266,0 -4,2%

Jet Aviation 245,7 296,2 +20,6%Pet Coke 295,0 358,0 +21,4%TOTAL 3690,5 3805,9 +3,1%

Source : Observatoire National de lEnergie

DEMANDE DE GAZ NATUREL

La consommation totale de gaz naturel a connu un accroissement de 9,6% passant de 4300 ktep en 2011 4712 ktep en 2012. Cette importante hausse sest manifeste aussi bien pour le gaz naturel consomm comme combustible pour la production de llectricit de 9,3% que pour le gaz naturel usage final : de 8,8% en moyenne et basse pression (suite lvolution du nombre dabonns raccords par la STEG dans le cadre du programme national dencouragement de lutilisation du gaz naturel dans le secteur rsidentiel) et de 13,7% en haute pression (secteur industriel).

Consommation des Produits Ptroliers 2012

7,9 %Fuel oil

Essences14,2 %

Pet coke9,4 %

Gasoil

GPL

45,4 %

14,1 %

Ptrole1,2 %

Jet fuel7,8 %

2012


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CONJONCTURE

NATIONALE

Ktep-PCI

2011 2012 Var (%)

DEMANDE 4300,1 4712,1 +9,6%Production dlectricit 3152,4 3446,8 +9,3%Hors production dlectricit 1147,7 1265,3 +10,2%

Haute pression 337,3 383,4 +13,7%Moy & Basse pression 810,4 881,9 +8,8%

Source: Observatoire National de lEnergie

BILAN

ENERGETIQUE

Le bilan dnergie primaire pour lanne 2012 sest sold par un dficit nergtique record de 1622 ktep en accroissement de 58,0% par rapport 2011.Cet important dficit sexplique, notamment, par la forte progression de la consommation en nergie primaire de 6,5% due une conjoncture politico-conomique du pays dfavorable lutilisation rationnelle (efficace) de lnergie avec une lgre baisse des ressources en nergie primaire (-0,9%).Le taux dindpendance nergtique est pass de 87% en 2011 81% en 2012.

Bilan dnergie primaire Ktep-PCI

2011 2012 Var (%)

RESSOURCES 6964,2 6895,6 -0,9%Ptrole (1) 3409,7 3402,8 -0,2%Gaz Naturel 3554,5 3492,8 -1,7%CONSOMMATION 7990,6 8518,1 +6,5%Produits Ptroliers (2) 3690,5 3806,0 +3,1%Gaz Naturel 4300,1 4712,1 +9,6%DEFICITANNUEL -1026,4 -1622,5 58,0%

(1) Y compris condensat et GPL champs(2) Demande des produits ptroliers : hors consommation non nergtique (lubrifiants+bitumes+W Spirit)

Champ Douleb S.T


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INTRODUCTION










ACTIVITES DE LETAP

Exploration

Dveloppement

Production

Services

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES

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Exploration


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2012 Rapport Annuel

ExplorationLanne 2012 a t marque par une relative rgression de lactivit dexploration en Tunisie, les faits saillants durant lanne sont :

w Loctroi dun seul permis de prospection;w La renonciation dun permis de recherche;w Lannulation de deux (2) permis de prospection;w Le renouvellement de la priode de validit de sept (07) permis de recherche;w Lextension de la dure de validit de deux (02) permis de prospection, de vingt trois (23) permis de recherche;w Lextension de la superficie de deux (02) permis de recherche;w La cession dintrts et obligations dans quatre (04) permis de recherche;w Lacquisition de 1359 km sismique 3D et de 796 km de sismique 2D;w Le forage de onze (11) nouveaux puits dexploration sur permis et concessions (dont deux (2) en cours de forage);w La ralisation de quatre (04) dcouvertes.

OPERATIONS

DEXPLORATION SUR PERMISLe nombre total de permis en cours de validit la fin de 2012 slve 49 permis (40 permis de recherche et 09 permis de prospection), couvrant une superficie totale de 156 265 km2 (67 110 km2 en offshore et 89 155 km2 en onshore), et qui sont oprs par 59 compagnies ptrolires nationales et internationales actives dans le domaine de lexploration.

154 163

194

160176 167 169

156

0

50

100

150

200

250

300

2005 2006 2004 2008 2009 2010 2011 2012

En milles KM2

Evolution du Domaine Minier


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Exploration

Permis de recherche et de prospection

1-Nouveauxpermisattribuso Loctroi dun (01) permis de prospection : Mateur situ lextrme nord de la Tunisie, couvrant une superficie de 5932 km2 et stendant sur les gouvernorats de Tunis, Bizerte et Bja, au profit de lEntreprise Tunisienne dActivits Ptrolires et de la socit Tunisienne TOPIC. La signature du Protocole dAccord sest ralise le 27 mars 2012.

2-Permisrenduso La renonciation dun (01) permis de recherche Grombalia (opr par la socit Tunisienne EXXOIL), le 12 dcembre 2012 suite lchance de la priode de sa validit. o Lannulation de deux (2) permis de prospection, le 03 aot 2012, en application des dispositions des articles 36 et 37 du code des hydrocarbures : Kasserine et Telemzane; (loprateur na pas honor ses engagements).

3- Permis Renouvelso Le renouvellement de la priode de validit :

z de sept (07) permis de recherche : Hammamet Offshore, Jelma, Nord des Chotts, Sfax Offshore, Bazma, El Fahs et Chorbane.

o Lextension de la dure de validit : z de deux (02) permis de prospection : Rafraf et Azmour, oprs par SHELL;

0

10

20

30

40

50

60

2012

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

OFFSHORE ONSHORE TOTAL

Evolution du Nombre de Permis

4142

5052

5452 51

49

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Exploration


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z de vingt trois (23) permis de recherche : Anaguid, Mahdia, Jenein Nord, Makthar, le Kef, Zarat, El Hamra, Sidi Mansour, Jenein Sud, Kabboudia, Bazma, Tajerouine, Sud Tozeur, Tozeur, Grombalia, Borj El Khadra, Borj El Khadra Sud, Amilcar, Fawar, Mezzouna, Zafrane, Remada et Nabeul.

o Lextension de la superficie :z de deux (02) permis de recherche : Makthar et Bouhajla.

o Cession dintrts et obligations : z dans quatre (04) permis de recherche : Hammamet Offshore, Bargou, Anaguid et Borj El Khadra Sud.

Investissements dans lExploration

Les investissements relatifs lactivit dexploration de lanne 2012 ont atteint 300 millions de dollars, en accroissement de 20% par rapport 2011 (250 millions US$).

135

205

342

398

241

374

250

300

0

100

200

300

400

500

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Investissement dans l'exploration En millions US$

Excursion gologique


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Exploration

ACTIVITES

SISMIQUES

Lactivit sismique durant lanne 2012 sest nettement contracte en ne ralisant que 796 km de sismique 2D et de 1359 km sismique 3D contre 2044 km sismique 2D et 2885 km sismique 3D durant lanne 2011.

Sismique 2DLa sismique 2D a t ralise sur deux permis de prospection : Diodore (offshore) et Fkirine (onshore), et un permis de recherche Grombalia (onshore) :

PERMIS OPERATEUR ENTREPRENEUR DEBUT FIN 2D (Km)

Diodore NZOG CGG/VERITAS 02-02-2012 07-02-2012 466,7Grombalia EXXOIL CGG/VERITAS 21-03-2012 05-04-2012 75,7Fkirine DNO CGG/VERITAS 19-08-2012 24-09-2012 253,9

TOTAL : 796,3 Km

Sismique 3D

Lacquisition sismique 3D a t ralise sur les permis offshore Joint Oil et Kabboudia ainsi que les permis onshore Bouhajla et Borj El Khadra :

1250

2800

1950

7850

1186

4109

944

2043,5

796,3

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

2001 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

En KM

Aquisitions Sismiques 2D

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Exploration


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0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Aquisitions Sismiques 3D

En KM2

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2694

0

2987 3473 2785 2885

1580 1359.4

763

Campagne sismique au sud tunisien

PERMIS OPERATEUR ENTREPRENEUR DEBUT FIN 3D (Km)Joint Oil SONDE FUGRO 01-01-2012 27-01-2012 512,6Bouhajla DUALEX CGG/VERITAS 16-02-2012 26-02-2012 57,7Kabboudia NUMHYD WESTERN GECO 22-09-2012 10-10-2012 517Borj El Khadra ENI CGG/VERITAS 01-12-2012 ****** 272

TOTAL : 1359,4 km


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Exploration

Lactivit de forage au cours de 2012 a enregistr, en plus de la poursuite du forage de deux (2) puits sur concessions dmarrs en 2011, le forage de onze (11) nouveaux puits dexploration dont deux (2) sont en cours et le forage de onze (11) autres puits de dveloppement sur concessions.

La poursuite des oprations de forage de deux (02) puits sur concession dmarrs en 2011 :

Puits

Kothbane Ramlia Debech-1 (Onshore)

Nesma-1 (Onshore)

Puits

Jinane-1 (Onshore)

Bir Jouacha-2 (Onshore)

Rihane -1(Onshore)

Concession(Oprateur)

MLD(SODEPS)

Adam(ENI)

Permis/concession(Oprateur)

Jenein Nord(OMV)

Sud Remada(STORM)

Jenein Nord(OMV)

Entrepreneur(Rig)

CTF-04

H&P 228

Entrepreneur(Rig)

H&P 242

ForadexMR 8000

H&P 242

Dbut duForage

26-11-2011

08-12-2011

Dbut duForage

01-03-2012

20-03-2012

24-04-2012

Fin duForage

09-01-2012

21-01-2012

Fin duForage

20-04-2012

18-04-2012

11-05-2012

Rsultats

Profondeur finale : 4302 m dans lOrdovicien.Mis en production le 06 avril 2012

Profondeur finale : 4123 m dans lOrdovicien.Puits bouch et abandonn.

Rsultats

Profondeur finale : 4025 mDcouverte dhuile dans lAcacus.(Test de production longue dure)

Profondeur finale : 1580 m dans le Sanrhar (Ordovicien).Puits sec, puits eau.

Profondeur finale : 3552 m dans la formation Acacus.Puits indices faibles,bouch et abandonn.

Le forage de onze (11) nouveaux puits dexploration :

ACTIVITES DE FORAGE

30


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Exploration


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2012 Rapport Annuel

Puits Permis/concession(Oprateur)

Entrepreneur(Rig)

Dbut duForage

Fin duForage

Rsultats

Amani-1(Onshore)

Nafata-1(Onshore)

Arij -1(Onshore)

Bakhta-1 (Onshore)

Bou Argoub-1(Onshore)

Chergui-8(Onshore)

Benafsej Sud-1 (Onshore)

Waha SE-1(Onshore)

Anaguid(OMV)

Jenein Nord(OMV)

Jenein Sud(OMV)

Jenein Nord(OMV)

Grombalia(EXXOIL)

Chergui(PETROFAC)

Jenein Sud(OMV)

Chourouq(OMV)

H&P 242

H&P 228

H&P 242

H&P 228

OFIS/Cabot-900

CTF-06

H&P 242

H&P 228

03-06-2012

12-06-2012

01-08-2012

05-08-2012

30-10-2012

31-10-2012

08-11-2012

25-12-2012

22-07-2012

29-07-2012

25-10-2012

17-10-2012

30-12-2012

30-12-2012

en cours

en cours

Profondeur finale : 3535 mTrs bons indicesdans lAcacus et Tannezuft.(Test de productionlongue dure)

Profondeur finale : 4032 mPuits sec bouchet abandonn.

Profondeur finale : 4626 mPuits indices dans lAcacus Cet lOrdovicien.Abandon temporairedu puits.

Profondeur finale : 4362 m dans Tagi Acacus A.Puits sec bouchet abandonn.

Profondeur finale : 1520 m dans lAbiod.Puits sec bouchet abandonn.

Profondeur : 2271 mTest 1 : Open HoleAbiod, Aleg etDouleb : sec;Test 2 : perforationBou Dabbous : sec.

Profondeur : 4530 m dans le Tannezuft

Profondeur : 1120 mau 31-12-2012


2012 Rapport Annuel


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Exploration Ralisation de quatre dcouvertes : Lactivit de forage dexploration a abouti la ralisation de quatre (04) dcouvertes dhydrocarbures savoir :

z Kothbane Ramlia Debech-1 (SODEPS) dans la concession MLD : notification en mai 2012. z Jinane-1 (OMV) dans le permis Jeneine Nord : ralisation le 28 mai 2012. z Amani-1 (OMV) dans le permis Anaguid : notification en Aot 2012. z Arij-1 (OMV) dans le permis Jeneine Sud : ralisation le 01 Aot 2012.

0

5

10

15

20

Puits Dcouvertes

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

Evolution du nombredes dcouvertes

2 21

10

3

9

4

20

10

19 19

1011

1211

8

34


Bir B.Tartar(STORM)

Puits

TT-9(Onshore)

TT-16(Onshore)

Entrepreneur(Rig)

Foradex 14

Foradex 14

Dbut duForage

11-02-2012

20-05-2012

Fin duForage

11-03-2012

27-06-2012

Rsultats

Profondeur : 1510 m Ordovicien; 260 bbls/j

Profondeur : 2435 m Ordovicien 800 bbls/j.Dclin aprs 5 mois :400 bbls/j

Le forage de onze (11) puits de dveloppement : Les travaux de dveloppement ont t effectus dans les concessions : Bir Ben Tartar, Chourouq, MLD, Adam et Chergui :

Forage au champ Bir B. Tartar

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Exploration


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Chourouq(OMV)

Chergui(PETROFAC)

MLD(SODEPS)

ADAM(ENI)

TT-13(Onshore)

TT-11(Onshore)

TT-10(Onshore)

Waha -3 (Onshore)

Shaheen-2 (Onshore)

Chergui-6 (Onshore)

Chergui-8 (Onshore)

Laarich A2 (Onshore)

El Azel N2(Onshore)

Foradex 14

Foradex 14

Foradex 14

H&P 228

H&P 242

CTF-06

CTF-06

H&P 228

PergemineAZ-11

07-07-2012

01-09-2012

19-10-2012

25-10-2012

08-01-2012

17-07-2012

11-09-2012

03-03-2012

09-01-2012

23-08-2012

14-10-2012

22-11-2012

17-12-2012

22-02-2012

23-08-2012

18-12-2012

20-05-2012

31-03-2012

Profondeur : 2637 m Ordovicien; 3000 bbls/j. Dclin aprs 4 mois :750 bbls/j

Profondeur : 2753 m Ordovicien 600 bbls/j

Profondeur : 2671 m Sanrhar (Ordovicien)

Profondeur : 3645 m Acacus et TannezuftTagi.800 bbls/j avec GL

Profondeur : 3713 m Acacus/Ordovicien;3600 bbls/j

Profondeur : 1423 m Lower Reineche;8 MM Scf/j

Profondeur : 2271 m Lower Reineche, Intra Souar.Pas encore test

Profondeur : 4280 mOrdovicien 280 bbls/j

Profondeur : 4149 mSilurien Acacus A/B et Tannezuft 1070 bbls/j. Dclin aprs 7 mois : 500 bbls/j

Puits Entrepreneur(Rig)

Dbut duForage

Fin duForage Rsultats


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ExplorationETUDES

EXPLORATION

Dans lobjectif de mieux valoriser le domaine minier tunisien et de mieux optimiser le taux de succs en exploration dans les diffrentes rgions, plusieurs projets ont t entams durant lanne 2012. Ces projets ont pour objectifs lvaluation du potentiel ptrolier du sous-sol national, le calcul des ressources de tous les rservoirs prouvs et potentiels ainsi que la gnration de nouvelles ides visant mieux orienter lexploration future.

Les principaux projets et tudes raliss au cours de lanne 2012 :

z Modle intgr des rservoirs Eocne (Golfe de Gabs-Rgion Sfax);z Potentiel ptrolier du Crtac infrieur dans le nord tunisien;

z Potentiel en hydrocarbure dans le Bassin Tripolitain (Golfe de Gabs).

ACTIVITES SUR LES BLOCS LIBRES

q Evaluation goptrolire du bloc libre Malloulechq Evaluation goptrolire du bloc libre Tanitq Evaluation goptrolire du bloc libre Fkirineq Evaluation goptrolire du bloc libre Haffouzq Evaluation goptrolire du bloc libre Sidi Salem

ETUDES EN COURS

h Apport de ltude gologique de Djebel Khechem El Artsouma la comprhension de la gense des structures NE SW de Bouthadi, Chorbane et Zaremdine; implications pour lexploration;

h Etude du rservoir Serj Djebel Ballouta et comparaison avec lAptien dOued Bahloul et Mahdia. (Une mission de terrain a t ralise pour lever la coupe de lAptien de Djebel Ballouta);

h Etude gologique de Djebel Mdeker (rgion dEnfidha) et implications lexploration en offshore Golfe de Hammamet.

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Exploration


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ACTIVITES DE PROMOTION DE LEXPLORATION

En 2012, sept compagnies internationales ont effectu 09 missions dinformations dans les locaux de lETAP.

Ces missions consistaient essentiellement en :

z Des consultations de blocs libres; z Des informations gnrales sur les opportunits dexploration et de production en Tunisie;z Des informations sur les procdures doctroi de permis;z La possibilit de coopration avec lETAP : acquisition de projet dj en production ou en phase de dveloppement et change dintrts.

Ces missions dinformations sont rsumes dans le tableau ci-dessous :

N

1

2

3

4

5

6

7

8

9

COMPAGNIES/PAYS

CIOC

DRAGON Oil Ltd.

OMV

REPSOL

ENI TUNISIABV TUNISIESHELL PAYS BAS

CIOC

DRAGON Oil Ltd.

DONG

DATE

03-01-2012

09-01-2012

05-03-2012

13-03-2012

16-03-2012

24-05-2012

25-06-2012

28-06-2012

10-10-2012

NBRE DE JOUR

4

4

2

2

1

1

3

1

5

BLOCS LIBRES CONSULTES

C1 ROHIA, C2 GOUR SOUANE,C4 HAFFOUZ, C5 SIDI SALEM,C6 MALLOULECH et N2 SLOUGUIA

E6 ZAMA, E7 GUELLALA,E9 ZAPHIR et E10 TANIT

S5 BIR BEN TARTAR

S5 BIR BEN TARTAR

S5 BIR BEN TARTAR

TAGUELMIT S3 et JORF S4S5 BIR BEN TARTAR , S1 KSARGHILENE et JORF S4MEDJERDATANIT E10, KORBOUSet PERLA E8


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Exploration

Stand ETAP au SIPS 2012

PARTICIPATION AUX CONGRES

h Participation et animation du stand ETAP au SALON INTERNATIONAL DU PETROLE

ET DES SERVICES (SIPS), du 12 au 15 avril 2012 au Palais des Congrs Tunis;

h Participation au Go Bahren 2012;

h Participation au Congrs Mondial de Ptrole Qatar 2012;

h Participation lAAPG et lEAGE 2012;

h Participation la SEG 2012.

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ACTIVITES DEDEVELOPPEMENT


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franaise

INTRODUCTION










ACTIVITES DE LETAP

Exploration

DveloppementProduction

Services

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES


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ACTIVITES DEDEVELOPPEMENTActivits de Dveloppement

ETAP a continu ses efforts pour laugmentation ou le maintien de la capacit de production des champs en cours dexploitation ainsi que le dveloppement desnouvelles dcouvertes. En collaboration avec ses partenaires, lETAP a poursuivi ses actions visant le dveloppement des nouveaux prospects et la mise en uvre des meilleurs moyens pour optimiser les cots techniques du baril produit tout en observant le plus haut degr de scurit possible aussi bien du personnel que des installations.

CONCESSION

HASDRUBAL

1- Dveloppement

La concession Hasdrubal issue du permis offshore Amilcar est situe au Golfe de Gabs, environ 100 km de la cte et 36 km du champ Miskar. Les titulaires de la concession sont ETAP et BG Tunisia 50 % dintrt chacun. Le champ Hasdrubal est un gisement de gaz condensat avec un anneau dhuile. Il est dvelopp comme un projet indpendant de la concession Miskar (100% BG Tunisia). La concession Hasdrubal contient actuellement, quatre puits horizontaux, ces puits produisent jusqu 2,8 millions Nm3/j de gaz et jusqu 11 000 barils/j dhydrocarbure liquide ainsi que 600 m3/j de propane et 300 m3/j de butane.

Les principales units sont :

z Une plateforme offshore non habite de 4 piles et de 9 slots, installe dans une profondeur deau de 62 m;z Une conduite sous-marine multiphasique de 18 et 110 km reliant la plateforme lunit de traitement onshore;z Un terminal onshore comprenant des units de traitement installes ct de lusine dHannibal (appartenant BGT) pour produire le gaz commercial, condensat et huile aux normes requises pour la commercialisation;z Une unit dextraction de GPL ainsi que deux pipelines, un pour le transport du propane et lautre pour le butane jusqu lunit de stockage et dexport Gabs.

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Les effluents suivants sont produits :z Le gaz est inject dans le rseau de gaz commercial tunisien (STEG);

z Les hydrocarbures liquides (huile et condensat) qui sont envoys travers le pipeline existant (appartenant BGT) la Skhira pour le stockage et lexport;

z Les produits GPL (butane et propane) qui sont dlivrs Gabs pour la consommation locale (butane) et pour lexport (propane). Le transport Gabs est assur par deux pipelines.

2- Principaux vnements en 2012

r Redmarrage de lusine terre le 01 fvrier 2012 aprs un arrt technique dune priode denviron trois mois d au mauvais fonctionnement des vannes darrt durgence.

r Rduction de la production de au problme de Turbo-Expander en mars 2012.

r Dfaillance de deux pompes dexpdition propane en aot 2012, livraison du gaz riche la STEG et utilisation de la pompe Off-Spec comme solution temporaire.

r Rparation et rinstallation dune pompe dexpdition propane en novembre 2012, la rparation de lautre pompe est en cours.

Plateforme offshore Hasdrubal


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Plateforme offshore Ashtart

CONCESSION

ASHTART- REVAMPING

Le champ dAshtart est situ dans le Golfe de Gabs au large des ctes tunisiennes 66 mtres de profondeur deau. Il est en opration depuis 1974, la proprit du champ est partage entre OMV (Tunisie) 50% et ETAP 50%. Lquipe de gestion de projet est situe dans les bureaux de SFAX SEREPT. Les rserves additionnelles engendres par le projet Revamping sont de 12 millions de barils. Le budget initial allou tait de 156 millions deuros, ce budget a t rvis la hausse pour atteindre actuellement 216 millions deuros.

1- Dveloppement

Le projet Revamping consiste augmenter la production du gisement Ashtart et de prolonger la dure de vie du champ jusqu 2025 tout en amliorant les conditions de scurit et de vie sur site. Cette augmentation est possible par :

z Laugmentation de la capacit du gas-lift pour une meilleure activation des puits;

z Laugmentation de la capacit de gnration lectrique pour subvenir aux besoins des pompes ESP;

z La mise disposition dune source de fuel gas additionnelle en utilisant le gaz en provenance du rservoir BIRENO avec traitement pour rduire la teneur en inerte;

z Lamlioration et la modernisation des systmes de contrle et commande en vue damliorer la disponibilit des installations de surface.

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2- Implmentation du projet

La stratgie de mise en uvre du projet Revamping Ashtart a t comme suit :r Phase 1 : gas-lift , la production dlectricit et le systme de contrle des procds.r Phase 2 : mise niveau du systme du fuel gas .

3- Avancement du projet

h Lavancement physique global du projet la fin du mois de dcembre 2012 est de 76,63%. h Lavancement des tudes de dtails est de 95%. h Tous les quipements ont t livrs. h La fabrication, lassemblage et la pose des modules de structures ont t achevs ainsi que la pose sur site des quipements. h La prfabrication et linstallation des tuyauteries sont en cours davancement ainsi que les travaux dlectricit/instrumentation.

Les principaux travaux de construction raliss durant lanne 2012 :z Achvement du renforcement des structures des ponts de la plateforme ASPF2.z Extension des ponts ASPF2 par des structures modulaires pr-assembles terre.z Transport, levage et Installation de tous les quipements.z Installation des J Tubes destins recevoir le nouveau cble sous-marin entre PF2 et PF3.

La fin du projet est programme la fin du mois de dcembre 2013.

CONCESSIONS

MAAMOURA ET BARAKA Les champs de Mamoura et Baraka sont deux gisements de gaz condensat offshore situs dans le golfe de Hammamet dtenus par ETAP 51% et ENI 49%. Ce dveloppement est un exemple dune synergie de dveloppement entre deux concessions distinctes.

Plateforme offshore Mamoura


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Le dveloppement consiste en la production de gaz (gaz commercial, condensat et GPL). Les composantes du projet sont :

z Deux plateformes du type tripodes non habites distantes de 21 Km pour Mamoura et 52 Km pour Baraka par rapport lunit de traitement onshore. Elles sont respectivement situes des profondeurs de 52 m et 90 m. z Deux conduites sous-marines multiphasiques spares reliant ces plateformes avec lunit de traitement terminal onshore situ Tazerka.z Forage de deux puits producteurs pour chaque gisement.z Une unit de traitement commune sur terre ferme dune capacit de 850 000 Sm3 de gaz par jour, 1 350 Sm3 de condensat par jour et de 80 tonnes de GPL par jour.

Le gaz commercial produit est inject dans le rseau STEG de 20 bars au niveau de la rgion de Zinnia.Les condensats produits sont vacus par camions jusquau terminal de La Skhira.Le projet est entr en production en avril 2010 pour lhuile, juin 2010 pour le gaz et juillet 2010 pour le GPL.

Dveloppement Additionnel

Une amlioration des installations de production pour les champs de Mamoura et Baraka, consiste :

r La construction des abris pour les machines rotatives;r Linstallation de deux pompes dexpdition du brut depuis la plateforme;r Le systme de lutte contre lincendie;r Linstallation dun second groupe lectrogne sur la plateforme;r Lamlioration de la gnration lectrique au CPF;r Linstallation dune nouvelle unit Amine.

CONCESSION

COSMOS

Le champ COSMOS est un gisement offshore dhuile et de gaz associ, situ dans le golfe de Hammamet dtenu par ETAP, Storm et NZOG, il est situ 45 Km de la cte une profondeur deau de 120 m.

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Dveloppement

Le dveloppement de la concession Cosmos South dont les rserves en huile sont de lordre de 9,2 MM bbls consiste :

z La location dune unit de traitement, production et stockage (FPSO);z Forer deux puits, un puits destin la production et lautre linjection deau partir dune plateforme de forage avec 8 slots;z La construction dune plateforme de forage et de ttes de puits;z La connexion de la plateforme avec lunit FPSO serait assure par trois flowlines (fluide, injection eau et injection gaz).

Le Pr-FEED a t ralis dans le premier trimestre de 2012, les principaux livrables sont :

r Dtermination des donnes de base Basis of Design Memorandum . r Estimation des cots +/-30%.r Plan dexcution du projet.

Le FEED a suivi le Pr-FEED pendant le deuxime semestre 2012 pour tudier principalement :

h La plateforme des ttes de puits.h Le forage et compltion.h Flowlines & Risers.h Reservoir Engineering. h FPSO.

Les tudes du FEED sont acheves au dernier trimestre de 2012.Ces tudes ont permis la prparation des cahiers des charges des appels doffres des diffrents composants (quipements et services de forage et compltion, rig, flowlines, Plateforme de tte de puits, FPSO, Systme damarrage...).Il est noter que la concession COSMOS comporte plusieurs prospects dont les quantits en place OOIP sont considrables et qui ont besoin dtre mieux explores et prouves, cest ce qui explique le recours une plateforme 8 slots pour le forage. Lexploration est planifie pour 2015/2016 par la ralisation dune acquisition sismique 3D pour 276 km2 ainsi quun forage dexploration dans la partie ouest de la concession. Le dveloppement de COSMOS South est prvu pour 2013/2014 avec premire production au 3me trimestre 2014.


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CHAMP

BIR BEN TARATAR

1- Prsentation

La concession Bir Ben Tartar fait partie du permis dexploration Sud Remada. Elle est situe au sud tunisien environ 105 km au Sud-est de Tataouine.Cest un projet de dveloppement en onshore rgis par un contrat de partage de production o ETAP est titulaire et STORM en est loprateur.Le champ produit de lhuile avec du gaz associ.

2- Dveloppement

Depuis loctroi de la concession BBT, dix puits ont t fors savoir TT#4, TT#5, TT#6, TT#7, TT#8, TT#9, TT#16, TT#13, TT#11 et TT#10. Ces puits assurent actuellement la production du champ avec les puits TT#2 et TT#3 (puits dexploration) travers des quipements de production lous Single Well Battery (SWB). Le transport de lhuile se fait par camions citernes jusqu la Skhira.

3- Principaux vnements en 2012

h Forage et compltion de cinq puits (1 vertical et 4 horizontaux) savoir : TT#9, TT#16, TT#13, TT#11 et TT#10.h Installation dune jet pump dans le puits TT#2 pour essayer lefficacit de cette mthode dactivation aprs chec de la mthode Sucker rod . Lactivation par jet pump a donn des rsultats satisfaisants et serait adopte pour les puits futurs activer.

Pendant cette anne, la production des puits est assure par des quipements lous et le transport du brut sest fait par camion.

Forage de dveloppement Bir B. Tartar

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CONCESSION

DORRA

1- Prsentation

Le champ DORRA du permis Anaguid est une concession onshore situ 100 km Sud-est Remada. Cest un champ huile, gaz et condensat dtenu par les partenaires ETAP et OMV 50% chacun.

2- Plan de dveloppement

z Le plan de dveloppement du champ consiste la ralisation de deux centres de production et de traitement au niveau des puits Mona # 1 et Dorra # 1, ainsi que la ralisation dune unit de stockage de lhuile au niveau de la concession Chourouq au site Waha (WAHA CPF) et ce pour le transfert du brut Dorra via le pipeline la Skhira.z Le contrat relatif aux quipements de production des sites est un contrat location-vente et ce pour mieux apprcier les rserves au cours de la mise en production des deux puits Dorra # 1 et Mona # 1 durant la premire anne.

3- Principaux vnements durant 2012

r Mise en production le 21 juillet 2011.r Au mois de dcembre 2011, aprs 6 mois dapprciation de production, la location des quipements a t arrte par le lancement de procdure dachat.r Transfert de proprit des installations initialement loues et continuation de la production durant 2012.

4- Plan futur

h Linstallation dune pompe ESP Mona#1 est planifie pour 2013.h Linstallation dun pipeline qui relie Dorra concession Anaguid CPF pour le remplacement du transport par camion.

CONCESSION

NAWARA

Le gisement NAWARA, dtenu quitablement par OMV et ETAP, est un gisement de gaz condensat situ au sud tunisien dans le bassin de Ghadams environ 50 Km au Sud-ouest des installations de production de Hammouda et Oued Zar.


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Dveloppement

Le dveloppement de la concession Nawara consiste :z Produire 2,7 millions m3/jour de gaz et plus que 1500 Sm3/jour de condensat partir de 8 puits dj fors dans la phase exploration;z Construire un Centre de traitement (CPF) modulaire ct du site du puits Nawara-1 pour traiter le gaz selon les spcifications du projet STGP et stabiliser/stocker les condensats produits;z Construire un rseau de conduites multiphasiques pour collecter leffluent des autres puits jusquau CPF;z Transporter le condensat stabilis par conduite jusqu la ligne de TRAPSA 8 Km du CPF et transporter le gaz jusquau point de raccordement avec le pipe projet du projet STGP par conduite de 50 Km environ.

Durant lanne 2012, les tudes de faisabilit (FEED) ont t finalises.La date du lancement du projet et de la mise en production est directement lie celle du projet STGP (South Tunisia Gas Project).

PROJET STGP

(South Tunisia Gas Project)

Ce projet consiste en la valorisation du gaz en provenance de tous les permis et concessions du sud tunisien. Linfrastructure existante compose du pipeline 10 et lusine de GPL Gabs de la STEG ont atteint leurs capacits limites de 1,2 MM Nm3/j.Le projet STGP a fait lobjet dun accord entre les Co-titulaires ETAP, ENI et OMV pour le dveloppement et la ralisation dune infrastructure de transport et de traitement de gaz en provenance du sud tunisien dans une nouvelle usine qui sera construite Gabs pour lextraction du GPL et la production du gaz naturel en vue de livrer 4 millions m3/jour la STEG et dexporter toute quantit en sus.

Projet de gaz du sud Tunisie

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Les composantes du projet

z Une station de collecte du gaz des concessions situe dans la rgion de Hammouda. Cette unit collecte le gaz riche sera le point principal dentre au pipeline, elle sera connecte aux quatre principales concessions du sud savoir : Adam, Oued Zar, Chourouq et Nawara.z Une conduite de longueur 320 Km et de diamtre 28 reliant la station de collecte de Hammouda lunit de traitement de Gabs.z Une station de traitement de gaz qui sera construite Gabs pour la production de gaz commercial, du propane, du butane et du condensat.

Le projet est dimensionn pour une capacit de traitement de 4,4 millions Nm3/jour avec la possibilit dextension pouvant aller jusqu 8,8 millions Nm3/jour.Les tudes de prfaisabilit technico-conomique de ce projet ont t ralises en 2009 pour la dfinition dtaille des composantes du projet et lestimation du cot de linvestissement.Le contrat des tudes dengineering de base (FEED) confi au bureau dingnierie FLUOR Londres a t rsili suite aux difficults rencontres et aux longs arrts des travaux qui sont dus aux vnements en Tunisie. Ces tudes ont repris, in-house avec ENI, bases sur le principe de finaliser le FEED pour le pipeline et laborer des spcifications fonctionnelles pour le Centre de Traitement de Gaz (GTP) Gabs. Suite la dclaration du Gouvernement dimplanter lunit de traitement de gaz Tataouine, les tudes ont t suspendues, puis la coordination du projet a t attri-bue OMV, aprs un accord entre les partenaires du Consortium STGP, qui a repris les tudes travers le Bureau dingnierie Genesis.Deux options ont t tudies : Option 1 : Unit de traitement GTP Gabs comme initialement programm, dune capacit de 4,4 millions de m3/j, alimente en gaz humide par un pipeline de 24 de diamtre et 320 km de long. Option 2 : Unit de traitement GTP Tataouine dune capacit de 4,4 millions de m3/j alimente en gaz humide par un pipeline de 260 km de longueur totale avec des conduites spares de gaz commercial, du propane et du butane de Tataouine Gabs de 120 km chacun environ. Les condensats seront transports par camions citerne jusqu Gabs. Lvaluation conomique de cette 2me option est largement dfavorable par rapport au scnario initial obligeant les partenaires discuter les modalits daides au financement des cots additionnels, voire mme, renoncer linvestissement vu le manque de rentabilit du projet.


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Les tudes FEED de ces deux options sont finalises et les cahiers des charges pour lacquisition des tubes pour le pipeline principal et pour les vannes de sectionnement sont labors. Attente de directives gouvernementales pour le choix de loption finale. La date de mise en gaz est prvue au cours du premier trimestre 2016.

CONCESSION

ISIS

Le gisement ISIS est situ au golfe de Gabs. Vicking Energy Holding Ltd possde 80% des parts de la concession et ETAP possde les autres 20%. Ce champ a t dvelopp et mis en production de 2001 jusqu 2006.

1- Dveloppement

Le champ ISIS fera lobjet dun dveloppent additionnel qui consiste en :h Forage de 4 nouveaux puits et la reprise de 3 puits existants;h Location dune barge flottante de production et stockage FPSO .

Durant lanne 2012, le dveloppement initial partir de ttes de puits sous marines a t rvis en faveur de ladoption du concept Dry-tree en installant les ttes de puits sur des petites plates-formes monopodes qui peuvent contenir une ou deux ttes de puits.Malheureusement, une analyse approfondie du sol marin au voisinage dISIS a montr que sa qualit est assez mauvaise pour assurer la fixation des monopodes et ses 3 piles dimmobilisation par haubans. Le retour vers le concept initial a finalement t dcid; soit le concept de ttes de puits sous-marines relis lunit FPSO.

2- Principaux vnements durant 2012

z Slection de la Compagnie de la gestion des Forages.z Choix du fournisseur de lunit FPSO (OPS) et signature du contrat de location.z Choix de loprateur de lunit FPSO et signature du contrat operating and maintenance.z Dmarrage des tudes dingnierie pour la conversion du FPSO.z Acquisition de deux ttes de puits sous-marines en cours.

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SECURITE,

SANTE ET ENVIRONNEMENT

1- Conditions de scurit

LETAP considre que la scurit de son personnel et de ses biens est une priorit absolue et permanente et que son amlioration est un processus continu. Ainsi, plusieurs actions ont t menes dans le cadre du renforcement de la prvention contre les risques et qui consistent :

z La mise en place dun systme de Dtection Automatique dIncendie (DAI) dans tous les btiments et en particulier dans les laboratoires et les locaux techniques du sige et des annexes grce limplantation de plusieurs dtecteurs de temprature et de fume;z Le renforcement des moyens dextinction fixe et mobile dans lensemble des btiments;z Lentretien et la vrification priodique des moyens dextinction fixe et mobile;z Laffichage des plans dvacuation et des consignes de scurit;z Le dmarrage dun programme de formation quinquennal en matire de secourisme, de lutte contre lincendie et dvacuation en collaboration avec la protection civile;z Lorganisation et la ralisation dun exercice dvacuation au CRDP;z La ralisation de visites dvaluation HSE aux concessions.

Point de rassemblement au champ Guebiba


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ACTIVITES DEDEVELOPPEMENTDurant lanne 2012, le dpartement HSE a ralis plusieurs missions denqute

dincidents/accidents survenus sur les sites de production de diffrentes concessions. Parmi les autres actions menes, signalons :

z La participation des missions daudit HSE sur les concessions;z La ralisation dune mission dvaluation HSE auprs dun contractant;z Lencadrement des projets de fin dtude universitaires et des stages ouvriers et techniciens;z La mise jour de la check-list sant, scurit et environnement;z La mise jour de la rubrique HSEQ du site Web de lETAP.

Par ailleurs, le personnel du dpartement HSE a particip des formations lies aux risques du mtier tels que ltude des dangers, la scurit incendie, les quipements de protection individuelle et les premiers secours. De mme, le dpartement HSE a particip des formations et des runions lies au management et lvaluation HSE.Le comit de sant et de scurit au travail (CSST) a continu exercer son rle de structure au service de la prvention des risques professionnels dans lentreprise ainsi qu lamlioration des conditions de travail. Les principaux thmes abords lors des diffrentes runions CSST taient: les programmes de prvention, le risque chimique, la scurit dans les btiments, la rglementation, les quipements de protection individuelle, la sensibilisation et la formation en matire de sant et de scurit. En 2012, le comit a lanc une tude, en collaboration avec lISST, sur lvaluation des conditions dhygine, de sant et de scurit au CRDP visant analyser les risques professionnels auxquels sont exposs les salaris. Lanne acheve a t aussi marque par une diminution du nombre daccidents sur les lieux de travail. Les glissades en taient les principales causes.De 2011 2012, les accidents dclars avec arrt de travail sont passs de 3,84 par million heures de travail 2,17 enregistrant une baisse de 43,49 %. Ces rsultats attestent les efforts accomplis et la dtermination de lETAP en matire dorganisation et de vigilance. Pour conforter ce progrs, lETAP continuera de dployer les mesures ncessaires dans toutes ses entits afin de parvenir aux meilleures performances.

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2- Conditions de sant

Lanne 2012 a t aussi marque par de nombreuses activits dans le domaine de sant sur les concessions. Les principales activits se rsument comme suit :

z La participation au projet de construction dun centre mdical sur une concession (appel doffre, suivi et contrle de la ralisation);z La mise en place de lorganisation de lassistance mdicale durgence sur des sites de forage.

3- Environnement

LETAP dispose depuis sa cration de solides et bonnes pratiques environnementales, ces pratiques ont t par la suite renforces par un intrt pour la prvention et la protection de lenvironnement, de la sant et la scurit au travail. Parmi les actions engages par lETAP en matire de protection de lenvironnement, signalons : la diminution et le tri slectif des dchets, la gestion des rejets liquides et solides, lachat de produits locaux et lintgration des critres environnementaux dans les achats et dans le choix des fournisseurs.La responsabilit premire de LETAP consiste satisfaire la demande dnergie de manire durable. Ceci passe dabord par un effort considrable dinvestissement et dinnovation pour dvelopper sa production de ptrole et de gaz dans des conditions de scurit optimales et en veillant ce que lempreinte de ses activits sur lenvironnement naturel demeure la plus lgre possible. nergie et climat sont deux sujets troitement lis, ce qui nous impose daider concilier au mieux les objectifs que visent notre entreprise, entre croissance conomique et prservation du climat pour les gnrations venir. Face ce dilemme, lETAP sest engage avec rsolution sur deux pistes : la matrise de lnergie, dans ses propres installations et la recherche de solutions techniques comme le captage et le traitement du gaz torch pour rduire leffet de serre dans latmosphre.En rponse aux proccupations lies aux changements climatiques dans le monde et sagissant dun domaine dactivit impliquant des missions potentiellement significatives de gaz effets de serre, particulirement par le biais des missions des torchres des champs de ptrole des diffrentes concessions, lETAP et ses partenaires se sont engags depuis environ cinq ans en collaboration avec lANME lidentification des oprations de rduction des leurs missions, notamment dans le cadre du projet MDP. Ainsi, durant lanne 2012, la concession de Guebiba a t implique dans le portefeuille MDP pour valoriser le gaz torch et produire de llectricit consommer dans le champ avec la vente du reliquat du gaz trait la STEG.


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ACTIVITES DEDEVELOPPEMENTActuellement, le projet est dans une phase de prparation de lappel doffre pour

lacquisition du matriel de traitement du gaz et de la production dlectricit.Le contrat de vente et dachat de llectricit avec la STEG entrera en application durant le premier trimestre 2014.

Runion de dbriefing suite un exercice dvacuation

Test des quipements dextinction de feu sur site de TPS

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Production


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INTRODUCTION










ACTIVITES DE LETAP

Exploration

Dveloppement

ProductionServices

Commercialisation

Ressources Humaines

Informatique

Rsultats Financiers

ANNEXES


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Production ProductionLa production dhydrocarbures (huile, GPL champs et gaz commercial) des concessions ETAP a atteint 4,53 millions tep (2,55 Mtep dhuile, 0,17 Mtep GPL de et 1,81 Mtep de gaz) en 2012 contre 4,19 millions tep en 2011, soit un accroissement denviron 8%.

PRODUCTION

DHUILE

La production dhuile (y compris GPL champs et condensat) des concessions ETAP a atteint 21

Documents

Rapport_annuel_etap_2012_fr.pdf