Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Wydobycie gazu ziemnego na œwiecie w ostatnich latach wykazuje doœæ znaczne fluktuacje. W 2003 r. wzrost pro-dukcji wynosi³ 5,6%, w 2004 r. tylko 1,3%, a w 2005 r. ponownie by³o to 4,1% (tab. 1). Na taki wynik wp³ynê³o przede wszystkim zwiêkszenie wydobycia na Bliskim Wschodzie i w Afryce. Utrzymu-je siê spadkowy trend w Ameryce Pó³-nocnej i Europie Zachodniej, czyli w regionach grupu-j¹cych najwiêkszych odbiorców gazu. W Ameryce Pó³noc-nej wiêksze wydobycie w Meksyku nie mog³o zrównowa-¿yæ zmniejszenia w USA i w Kanadzie. Podobnie w Europie, mimo wiêkszej produkcji gazu w Norwegii i Danii, ³¹czna produkcja z Morza Pó³nocnego zmniejszy³a siê o 1,5%. W Rosji wydobycie nieco wzros³o, chocia¿ zbyt ma³o, aby umo¿liwiæ realizacjê rozleg³ych planów eksportowych. Najwiêkszy przyrost wydobycia gazu odnotowano w Nige-rii (154%) i w Kazachstanie (142,3%).
Miesiêcznik Offshore przedstawi³ 5 projektów inwes-tycyjnych na morzu, które w 2005 r. uznano za wyró¿-niaj¹ce siê pod wzglêdem innowacyjnoœci, ochrony œrodo-wiska i bezpieczeñstwa. Jednoczeœnie s¹ to inwestycje, które sta³y siê sukcesem ekonomicznym i przemys³owym. Najlepszym przyk³adem jest chiñskie z³o¿e Lufeng, odkry-te w 1983 r. Eksploatacjê rozpoczêto konwencjonalnymi metodami w 1997 r. i wskutek zmniejszaj¹cej siê wydajnoœ-ci ju¿ w 2004 r. planowano jej zakoñczenie. Statoil, który przej¹³ z³o¿e od poprzedniego operatora, opracowa³ zmie-nion¹ strategiê zagospodarowania, opart¹ na wykorzysta-niu statku FPSO i wiercewykorzysta-niu z otworów g³ównych otworów bocznych. Statek FPSO Munin nie tylko odbiera i magazy-nuje wyprodukowan¹ ropê (poprzednio transportowano j¹ zwyk³ymi tankowcami bezpoœrednio na l¹d), ale magazy-nuje równie¿ zu¿yte p³yny wiertnicze, zapewnia bezpiecz-ny zrzut wody z³o¿owej, dostarcza energii do operacji wstêpnego oczyszczania ropy, gazu i instalacji eksploata-cyjnych, posiada l¹dowisko dla œmig³owców i zapewnia dodatkow¹ powierzchniê hotelow¹ i magazynow¹ dla obs³ugi. Na statku znajduj¹ siê równie¿ systemy steruj¹ce podwodnymi urz¹dzeniami wydobywczymi. W trzech z piêciu istniej¹cych otworów eksploatacyjnych wykonano odga³êzienia boczne, co wymaga³o wstrzymania produkcji na 11 miesiêcy. Wszystkie zmiany zosta³y przeprowadzone w porozumieniu z drugim udzia³owcem, CNOOC (China National Offshore Oil Co.), posiadaj¹cym 25% udzia³ów. W II kw. 2005 r. wznowiono wydobycie, osi¹gaj¹c dziêki odbudowie ciœnienia, wydajnoœæ ponad 6800 t/d ropy. PóŸniej wydobycie ustabilizowa³o siê na poziomie 1350–2700 t/d ropy. Przedstawiciel Statoilu uwa¿a, ¿e wspó³czynnik sczerpania z³o¿a Lufeng wzroœnie z 32% do 40%, co pozwoli na wyd³u¿enie czasu eksploatacji do
2008 r. Z³o¿e Lufeng znajduje siê na Morzu Po³udnio-wochiñskim, na wodach o g³êbokoœci 330 m, w odleg³oœci 250 km od Hong Kongu.
Drugim projektem zas³uguj¹cym na omówienie jest z³o¿e Sanha w Zat. Gwinejskiej. Po rozpoczêciu eksploata-cji w styczniu 2005 r. powa¿nym problemem okaza³y znaczne iloœci gazu ziemnego towarzysz¹cego ropie. Mak-symalne wydobycie z zespo³u z³ó¿ Sanha i Bomboco ma wynieœæ 12 250 t/d ropy i kondensatu z 50 otworów. Aby unikn¹æ spalania gazu, zaprojektowano po³¹czenie metody zat³aczania gazu do z³o¿a i skraplania gazu przy u¿yciu statku typu FONG (Floating Oil and Natural Gas). Statek zosta³ zaprojektowany specjalnie do warunków z³o¿a San-ha i bêdzie z niego obs³ugiwane wy³¹cznie to z³o¿e, ponie-wa¿ czas eksploatacji ocenia siê na 25 lat (zasoby szacuje siê na 35 mln t równowa¿nika ropy). Ze wzglêdu na du¿e iloœci kondensatu i sk³ad gazu towarzysz¹cego bêdzie pro-dukowany gaz p³ynny LPG (Liquid Petroleum Gas), tj. mie-szanina skroplonego butanu i propanu. Oko³o 14 mln m3
/d oczyszczonego, suchego gazu bêdzie ponownie zat³acza-nych do z³o¿a. Z³o¿e Sanha znajduje siê na wodach Kabin-dy, enklawy Angoli, w odleg³oœci 37 km od wybrze¿a. Operatorem jest filia ChevronTexaco — Cabinda Gulf Oil Co. Ltd.
Kolejn¹ wyró¿nion¹ inwestycj¹ jest projekt Bas-ker-Manta, obejmuj¹cy 3 z³o¿a — Basker, Manta i Gummy — u wybrze¿y Australii, w cieœninie Bassa. Tu równie¿ do udostêpnienia z³ó¿ zastosowano statek FPSO Crystal Ocean o noœnoœci 8700 DWT. G³êbokoœæ wody (155 m) i trudne warunki morskie wymaga³y specjalnych rozwi¹zañ w zakre-sie kotwiczenia FPSO i tankowców odbieraj¹cych ropê i dotychczas opóŸnia³y wykorzystanie zasobów wêglowo-dorów odkrytych w 1983 r. Zaproponowano kombinacjê dynamicznego utrzymywania pozycji statku i systemów kotwiczenia umo¿liwiaj¹cych szybkie od³¹czenie statku oraz instalacji pompuj¹cych ropê w przypadku pogorsze-nia siê pogody. Z pierwszego otworu eksploatacyjnego Basker-2 rozpoczêto produkcjê w listopadzie 2005 roku. W po³owie br. spodziewane jest osi¹gniêcie wydobycia 3400–4000 t/d ropy, co zaspokoi 25% zapotrzebowania stanu Wiktoria. Inwestycja jest realizowana przez australij-skie firmy: Anzon Australia Ltd. oraz Beach Petroleum Ltd. Zagospodarowanie z³ó¿ Czajwo, Odoptu i Arkutun-Dagi na Sachalinie ma d³ug¹ historiê, skomplikowan¹ g³ównie przyczynami polityczno-finansowo-organizacyjnymi, lecz sfera techniczna równie¿ wymaga³a szczególnego podejœ-cia. Nale¿a³o uwzglêdniæ bardzo trudne warunki klima-tyczne i aktywnoœæ sejsmiczn¹, dlatego te¿ urz¹dzenia wiertnicze zosta³y w ca³oœci obudowane i przystosowane do pracy w temperaturach do – 40°C; do konstrukcji zasto-sowano te¿ specjalne gatunki stali. Urz¹dzenie Jastreb do wiercenia otworów o du¿ym nachyleniu jest najwiêkszym l¹dowym urz¹dzeniem wiertniczym. Wyposa¿one jest m.in. w zbiorniki p³uczkowe o pojemnoœci 270 t i 680 t, zamiast standardowo stosowanych zbiorników o pojemnoœci 130 t. 576
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 7, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
Do³¹czono tak¿e zamkniêty magazyn rur ok³adzinowych, ³¹czonych w odcinki 9-metrowe. Urz¹dzenie odwierci³o ju¿ 7 otworów: 4 otwory eksploatacyjne ropne, 3 gazowe i 1 zat³aczaj¹cy gaz. Konstrukcja i wyposa¿enie betonowej platformy wiertniczej Or³an tak¿e zosta³y dostosowane do szczególnych wymagañ, m.in. przez dodanie podwodnych zaworów bezpieczeñstwa, zabezpieczaj¹cych przed wycie-kiem w przypadku uszkodzenia przewodu przez trzêsienie ziemi. Wydobycie ropy rozpoczê³o siê w paŸdzierniku 2005 r. Ca³kowity koszt projektu Sachalin 1 jest szacowany na 12 mld USD.
Podobnie jak poprzednio omówione projekty, z³o¿e Okwori na wodach Nigerii charakteryzuje siê nietypowymi warunkami geologiczno-z³o¿owymi, komplikuj¹cymi jego zagospodarowanie. Horyzonty piaszczyste zawieraj¹ luŸne piaski o du¿ej przepuszczalnoœci.
Mi¹¿szoœæ interwa³u roponoœnego wynosi od 1,5 do 105 m, ale sk³ada siê on z licznych oddzielnych horyzon-tów, dodatkowo rozciêtych uskokami. Eksploatacja wyma-ga wiêc bardzo skomplikowanych schematów dowiercania, dostosowanych do zmiennych parametrów w poszcze-gólnych partiach z³o¿a. W praktyce okaza³o siê to bardzo trudne i mimo wykonania badañ sejsmicznych 3-D, przez 26 lat od odkrycia z³o¿a kilku kolejnych operatorów nie poradzi³o sobie z tym zadaniem. Dopiero firma Addax Petroleum, wykorzystuj¹c zaawansowane technologie wier-cenia i dowiercania oraz najnowsze podwodne instalacje wydobywcze, uzyska³a op³acaln¹ produkcjê. By³o to selek-tywne wiercenie otworów, dostosowane do zmiennych warunków w kolejnych horyzontach; oddzielanie ich od siebie sterowanymi hydraulicznie tulejami; dok³adna kon-trola zapiaszczenia p³uczki; analiza ropy w celu ustalenia migracji pomiêdzy odrêbnymi blokami z³o¿a i wiele innych rozwi¹zañ. W marcu 2005 r. rozpoczêto przemys³owe wydo-bycie, które utrzymuje siê na poziomie 2700–3400 t/d ropy. Dziêki rozbudowaniu instalacji podwodnych i wykorzysta-niu zamiast platform wydobywczych jednostki FPSO koszty eksploatacyjne kszta³tuj¹ siê w granicach 4 USD/bary³kê ropy.
Wszystkie przytoczone przyk³ady ilustruj¹ rolê inno-wacji technicznych i organizacyjnych w powodzeniu inwes-tycji zlokalizowanych niekiedy w skrajnie niekorzystnych warunkach, a mimo to pomyœlnie realizowanych.
OPEC. W dniach 22–24 kwietnia br. w Doha w Kata-rze odby³o siê 10. Miêdzynarodowe Forum Energetyczne. Korzystaj¹c z obecnoœci ministrów ds. ropy naftowej krajów cz³onkowskich OPEC, sekretarz generalny OPEC M. Daukoru przeprowadzi³ z nimi nieformalne konsulta-cje. W komunikacie wydanym 24.04.2006 r. podtrzymano dotychczasowe stanowisko organizacji o dostatecznym poziomie poda¿y ropy — przewa¿y³o zdanie Iranu, sprze-ciwiaj¹cego siê zwiêkszeniu wydobycia. Jak mo¿na by³o siê spodziewaæ, na 141. Nadzwyczajnej Konferencji OPEC, któr¹ zorganizowano 01.06.2006 r. w Wenezueli, kontynu-owano tê sam¹ liniê postêpowania i limity wydobycia po-zosta³y niezmienione. Nastêpn¹ okazj¹ do zmian bêdzie dopiero konferencja w Wiedniu, wyznaczona na 11.09.2006 r., chocia¿ mo¿liwe jest dokonanie korekty, jeœli bêdzie to wynika³o z obserwacji rynku prowadzonej przez komitet monitoruj¹cy.
Europa. Krótkotrwa³e ograniczenie dostaw gazu ziem-nego z Rosji do Europy Zachodniej na pocz¹tku 2006 r., wywo³ane poœrednio konfliktem rosyjsko-ukraiñskim, 577 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 7, 2006
Tab. 1. Wydobycie gazu ziemnego na œwiecie w latach 2004–2005 (wgOil Gas Journal)
Kraj Wydobycie [mld m3] Zmiana 2004:2005 [%] 2004 2005 Ameryka Pó³nocna 802,4 757,7 –5,6 Kanada 202,9 169,8 –16,3 Meksyk 47,4 49,8 5,1 USA 552,1 538,2 –2 5 Ameryka Po³udniowa 133,6 135,9 1,7 Argentyna 45,7 43,8 –4,1 Brazylia 9,6 9,6 –0,5 Trynidad 29,6 31,2 5,2 Wenezuela 34,2 28,3 –17,1 Pozosta³e 14,5 23,1 58,9 Europa Zachodnia 305,9 291,0 –4,9 Dania 8,6 9,9 15,0 Holandia 82,8 69,1 –16,5 Niemcy 19,3 18,9 –1,6 Norwegia 76,7 84,8 10,7 W. Brytania 101,1 92,5 –8,5 W³ochy 13,0 11,8 –9,5 Pozosta³e 4,4 3,9 –11,3 Europa Wschodnia + b. ZSRR 758,7 837,9 10,4 Kazachstan 14,1 20,0 42,3 Inne kraje b. ZSRR 110,9 172,6 55,6 Rosja 607,4 630,8 3,8 Rumunia 5,6 5,7 0,8 Pozosta³e w Europie Wsch. 20,7 14,0 –32,3 Afryka 128,6 140,8 9,5 Algieria 84,3 90,0 6,7 Egipt 14,1 13,7 –2,9 Libia 7,1 7,3 2,8 Nigeria 15,0 23,0 54,0 Pozosta³e 8,1 6,8 –15,6 Bliski Wschód 231,0 286,3 23,9 Arabia Saudyjska 55,0 64,9 17,9 Iran 73,6 90,6 23,1 Katar 29,4 38,3 30,2
Zjedn. Emiraty Arab. 42,5 45,7 7,6
Pozosta³e 30,5 46,8 53,5 Daleki Wschód 264,4 290,2 9,7 Chiny 40,8 50,5 23,8 Indie 26,4 26,5 0,4 Indonezja 62,5 64,1 2,6 Malezja 43,3 44,2 2,1 Pakistan 36,7 38,6 5,2 Tajlandia 22,4 23,6 5,1 Pozosta³e 32,3 42,7 32,2 Australia + Oceania 39,5 41,0 3,8 Australia 35,1 37,0 5,3 Pozosta³e 4,4 4,0 –8,5 Razem œwiat 2671,9 2780,9 4,1 W tym OPEC 399,8 441,0 10,3 W tym M. Pó³nocne 211,1 207,9 –1,5
zaniepokoi³o opiniê publiczn¹ i by³o nawet przedmiotem interpelacji w Komisji Europejskiej. Jednak ostrze¿enie by³o, widocznie, zbyt s³abe, bo skoñczy³o siê na dysku-sjach. W kwietniu Rosja wys³a³a nastêpne sygna³y ilustruj¹ce skutki zapowiadanej ekspansji eksportowej na rynki ropy naftowej i gazu ziemnego. W marcu nie dosz³o do skutku podpisanie kontraktu umo¿liwiaj¹cego Gazpro-mowi wejœcie na rynek detaliczny gazu we W³oszech. PóŸniej rz¹d Wielkiej Brytanii chcia³ zablokowaæ przejêcie przez Gazprom brytyjskiego koncernu energetycznego Centrica. Dzia³ania W³och i Wielkiej Brytanii by³y reakcj¹ na sztywne stanowisko rz¹du rosyjskiego w sprawie dostê-pu zagranicznych firm naftowych i gazowniczych do rynku wewnêtrznego. W odpowiedzi na to, na spotkaniu ambasa-dorów 25 pañstw Unii Europejskiej w Moskwie z prezesem Gazpromu A. Millerem, pad³o ostrze¿enie, ¿e ogranicza-nie aktywnoœci Gazpromu w Europie i podkreœlaogranicza-nie poli-tycznego charakteru dostaw gazu rosyjskiego, podczas gdy jest to wy³¹cznie zagadnienie ekonomiczne, mo¿e mieæ nie-dobre konsekwencje. Nie nale¿y zapominaæ, ¿e przygoto-wujemy siê do dostaw gazu na nowe rynki w Ameryce Pó³nocnej i w Chinach. Tak¿e producenci gazu w Azji Œrodkowej s¹ zainteresowani rynkiem chiñskim. Tydzieñ póŸniej prezes Transniefti (eksploatuj¹cej ruroci¹gi nafto-we), S. Wajnsztok stwierdzi³, ¿e rosyjski eksport ropy naf-towej jest zbyt mocno nastawiony na Europê, a to powoduje, ¿e uzyskiwane ceny s¹ zbyt niskie. Mo¿na to zmieniæ, kie-ruj¹c siê w stronê Chin, Korei Po³udniowej, Japonii i Austra-lii. Oczywiœcie, oznacza³oby to zmniejszenie dostaw ropy rosyjskiej dla Europy, bo poda¿ nie jest przecie¿ nieograni-czona. Istotnie, cena ropy Ural (o c.w³. 0,8654 g/cm3
= 32° API) jest o 3–5 USD ni¿sza od ropy Brent, ale Brent to ropa lekka, niskosiarkowa (c.w³. 0,8348 g/cm3
= 38° API), do której przerobu przystosowane s¹ rafinerie zachodnioeuro-pejskie.
Wypowiedzi strony rosyjskiej wzbudzi³y zaniepokoje-nie w Europie. Komisarz UE ds. energii, Andris Pielbalgs stwierdzi³, ¿e te oœwiadczenia potwierdzaj¹ obawy UE przed uzale¿nieniem od jednego dostawcy. Zapowiedzia³ te¿, ¿e UE bêdzie ostro¿niej patrzeæ na wspó³pracê z Rosj¹, w tym tak¿e na Gazoci¹g Pó³nocnoeuropejski. Unia Euro-pejska bêdzie siê te¿ staraæ o dostawy gazu z ró¿nych Ÿróde³, aby zachowaæ konkurencjê. By³a to doœæ stanowcza deklaracja, ale jej znaczenie os³abi³y póŸniejsze wyjaœnienia rzecznika prasowego komisarza, Ferrana Tarandellas Espu-ni. £agodzi³ on negatywn¹ ocenê inicjatywy niemieckiej w sprawie budowy Gazoci¹gu Pó³nocnoeuropejskiego.
Zacieœnienie wspó³pracy rosyjsko-niemieckiej sta³o siê jeszcze bardziej widoczne po rozmowach kanclerz A. Mer-kel i prezydenta W. Putina w Tomsku 27 kwietnia br. Uzgodniono tam zwiêkszenie udzia³ów Gazpromu w nie-mieckiej firmie gazowniczej Wingas. Wingas jest spó³k¹ koncernu BASF i Gazpromu. Dotychczas Gazprom posia-da³ 35% udzia³ów, teraz bêdzie dysponowa³ 50% udzia³ów. Nic wiêc dziwnego, ¿e kurs akcji Gazpromu szybko roœnie i 6 maja br. osi¹gn¹³ 12,7 USD. W 2000 r. wartoœæ rosyj-skiego koncernu wynosi³a 6 mld USD, w 2002 r. 19 mld USD, w 2003 r. 30 mld USD, a teraz 300,65 mld USD. Tym samym znalaz³ siê on na trzecim miejscu na œwiecie, jeœli chodzi o wartoœæ gie³dow¹, za ExxonMobil (387,2 mld USD) i Gene-ral Electric (366,5 mld USD). Bior¹c pod uwagê pozycjê finansow¹ Gazpromu i powi¹zania z tak wa¿nymi dla gospodarki niemieckiej firmami, jak BASF i E.ON, opra-cowanie wspólnej, unijnej polityki energetycznej bêdzie bardzo trudne.
USA. Przygotowania Kuby do zakrojonych na szersz¹ ni¿ dotychczas skalê poszukiwañ ropy i gazu w Zat. Mek-sykañskiej wywo³a³o debatê na temat polityki federalnej S³u¿by Zarz¹dzania Zasobami Mineralnymi (MMS — Mine-rals Management Service), agencji Dep. Energii odpowie-dzialnej za koncesje i gospodarkê surowcami mineralnymi. Przez wiele lat MMS utrzymywa³a zakaz prowadzenia prac poszukiwawczych na wodach wokó³ Florydy. Nowy, 5-let-ni plan przyznawa5-let-nia koncesji w obrêbie szelfu konty-nentalnego równie¿ przewiduje zakaz wierceñ w 160-kilo-metrowej strefie wzd³u¿ wybrze¿y Florydy. Tymczasem raporty S³u¿by Geologicznej USA z lutego 2005 r. szacuj¹ zasoby geologiczne basenu pó³nocnej Kuby na 1,26 mld t ropy i 617 mld m3gazu, a zasoby akwenu miêdzy Kub¹ i Floryd¹ na 625 mln t ropy i 277 mld m3
gazu. W 1977 r. dokonano rozgraniczenia sektorów amerykañskiej i kubañ-skiej strefy ekonomicznej. Korzystaj¹c z tego porozumienia Kuba og³osi³a przetarg na bloki poszukiwawcze i eksplo-atacyjne na swoich wodach. Spotka³ siê on z zaintereso-waniem firm: brazylijskich, kanadyjskich, hiszpañskich, norweskich, indyjskich i chiñskich. S¹ one gotowe poczy-niæ inwestycje rzêdu 1,7 mld USD. Oznacza to, ¿e w odleg³oœci 50 km od wybrze¿a Florydy mog¹ wkrótce stan¹æ obce platformy wiertnicze i mo¿e siê rozpocz¹æ eks-ploatacja ropy wraz ze wszystkimi skutkami ubocznymi. Nic wiêc dziwnego, ¿e stanowisko MMS jest atakowane z dwóch stron: za niewykorzystanie potencjalnych zasobów wêglowodorów i za zaniechanie dzia³añ w ochronie œro-dowiska morskiego stanu Floryda. W Izbie Reprezentantów i w Senacie odezwa³y siê g³osy wzywaj¹ce do zniesienia zakazu wierceñ. Argumentowano, ¿e toczy siê spór o udo-stêpnienie zasobów ropy i gazu na Alasce, zlokalizo-wanych w skrajnie trudnych warunkach geograficznych i kli-matycznych, i bardzo daleko od odbiorców, gdy tymczasem blisko g³ównych oœrodków przemys³u naftowego znajduj¹ siê zasoby o porównywalnej wielkoœci i znacznie ³atwiej dostêpne. Szczególnie niepokoj¹cy dla kongresmenów jest udzia³ firm chiñskich. W ubieg³ym roku, gdy chiñski kon-cern CNOOC chcia³ kupiæ firmê Unocal Corp., skoordyno-wana akcja instytucji finansowych i kó³ politycznych uniemo¿liwi³a tê transakcjê i ostatecznie Unocal zosta³ wykupiony przez ChevronTexaco Corp. Teraz, powo³uj¹c siê na Narodow¹ Strategiê Bezpieczeñstwa, opracowan¹ przez rz¹d prezydenta W. Busha, szuka siê mo¿liwoœci zablokowania poszukiwañ kubañskich.
Dla Kuby, która w 2004 r. wydobywa³a ok. 10 tys. t/d ropy, co pokrywa³o 50% krajowego zapotrzebowania (mocno ograniczonego przez system racjonowania paliw), mo¿li-woœæ uzyskania samowystarczalnoœci w zaopatrzeniu w ropê naftow¹ i gaz ziemny by³aby istotnym wzmocnieniem gospodarki. Ostatnie wiêksze odkrycie w postaci otworu ropnego Cupey-1X nast¹pi³o w 1994 r.
Koncern Schlumberger, za kwotê 2,4 mld USD, wyku-pi³ od Baker Hughes 30% udzia³ów WesternGeco i sta³ siê jedynym w³aœcicielem najwiêkszej firmy geofizycznej na œwiecie. WesternGeco powsta³o w 2000 r. z po³¹czenia Western Atlas i Geco Prakla. Do tej pory Schlumberger by³ posiadaczem 70% akcji przedsiêbiorstwa WesternGeco, pozosta³e 30% nale¿a³o do Baker Hughes. Najwa¿niej-szymi konkurentami WesternGeco na rynku us³ug geofizycz-nych s¹ amerykañska Veritas DGC Inc. i norweska PGS AS. ród³a: British Petroleum, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, OPEC, Statoil, Upstream, World Oil 578
