Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski
1 Œwiat. Jeœli porównaæ statystykêbu-dowy ruroci¹gów z ostatnich lat, to wy-kazuje ona podobne wahania jak iloœæ czynnych urz¹dzeñ wiertniczych lub za-mówieñ na statki i platformy wiertnicze. Po okresie najwiêkszych inwestycji jakim by³ rok 2013, ogólny spadek koniunktury w bran¿y naftowej zaznaczy³ siê równie¿ zmniejszeniem iloœci nowych ruroci¹-gów od 2014 r. (tab. 1). Pierwotnie plany na 2017 r. przewi-dywa³y budowê 55 520 km, jednak ostatecznie z bie¿¹cych informacji inwestorów wynika, ¿e rok zamknie siê znacz-nie mznacz-niejsz¹ liczb¹ – 12 472 km. Najwiêcej ruroci¹gów jest zlokalizowanych w Azji – 3599 km i w Ameryce £aciñskiej – 3099 km, ³¹cznie stanowi to 53,7% kilometra-¿u. W podziale na rodzaj przesy³anego medium najwiêcej
by³o gazoci¹gów. W 2017 r. stanowi³y one 78,2%, w po-przednich latach przewa¿nie ponad 50%, jedynie w 2013 r. ten udzia³ zmniejszy³ siê do 40%. Koszt inwestycji prze-sy³owych w 2017 r. okreœla siê na ponad 59 mld USD. Oil & Gas Journal podaje te¿ przewidywan¹ ³¹czn¹ iloœæ ruro-ci¹gów, które bêd¹ ukoñczone w br. i planowanych na lata nastêpne. Na œwiecie bêdzie to 68 079 km: w Afryce – 3196, w Ameryce £aciñskiej – 6089, w Azji – 23 301, na Bliskim Wschodzie – 7043, w Europie – 7708, w Kanadzie – 8559 i w USA 12 180 km. Nadal najwiêkszy udzia³ w ogólnej puli (74,2%) stanowi¹ gazoci¹gi, ropoci¹gi to 18,6%, a ruroci¹gi do przesy³u produktów naftowych – 7%. Wzra-staj¹ te¿ koszty budowy 1 km ruroci¹gu z 2,75 mln USD w 2011 r. do 4,75 mln USD w 2017 r. (dotyczy ruroci¹gów l¹dowych). Decyzje inwestycyjne s¹ powi¹zane z zapo-trzebowaniem na surowce, st¹d tak du¿y zakres budowy
205 Przegl¹d Geologiczny, vol. 65, nr 4, 2017
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
Ul. Czerniakowska 28a m. 4, 00-714 Warszawa; ostoja53@gmail.com.
Tab. 1. Budowa ruroci¹gów na œwiecie w latach 2010–2017 w kilometrach (wg Oil and Gas Journal)
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Gazoci¹gi Afryka 835 0 0 42 531 159 0 692 Ameryka £aciñska 1518 682 748 249 1936 859 5402 3025 Azja i Pacyfik* 2182 2052 7346 4043 2718 2726 3080 3306 Bliski Wschód 1495 1337 0 916 317 533 0 85 Europa 980 3993 1571 663 473 1012 489 546 Kanada 1009 240 232 439 0 130 595 240 USA 1490 2382 1223 3566 2129 1089 1567 1860 Ogó³em gaz 9509 10 686 11 120 9918 8104 6510 11 135 9754 Ropoci¹gi Afryka 359 84 0 299 113 19 0 225 Ameryka £aciñska 26 0 721 208 0 100 0 0 Azja i Pacyfik* 1012 0 129 3417 0 101 187 293 Bliski Wschód 64 174 0 628 443 241 50 0 Europa 549 280 430 314 90 212 0 60 Kanada 658 190 140 452 0 566 0 766 USA 2243 124 1342 1875 4179 1794 3857 0 Ogó³em ropa 4912 851 2762 7192 4825 3035 4094 1344
Przesy³ produktów naftowych
Afryka 0 542 0 0 0 0 449 0 Ameryka £aciñska 0 0 0 1257 874 243 0 74 Azja i Pacyfik* 117 0 0 435 0 0 0 0 Bliski Wschód 2158 478 0 0 0 0 0 290 Europa 0 0 0 0 0 0 0 0 Kanada 0 190 420 1157 0 0 0 447 USA 1931 653 0 4757 1223 692 1500 563 Ogó³em produkty 4207 1864 420 7606 2097 935 1949 1374 Razem œwiat 18 628 13 401 14 302 24 716 15 026 10 480 17 178 12 472
nowych linii przesy³owych w Azji. Wzrost zapotrzebowa-nia na paliwa p³ynne w tym regionie dotyczy prawie wy³¹cznie krajów poza OECD, przede wszystkim Chin, Indii i Indonezji.
W Europie g³ównymi projektami s¹ Nord Stream 2, Turk Stream oraz TANAP (Trans Anatolian Pipeline) i TAP (Trans Adriatic Pipeline), których szanse realizacji nie s¹ definitywnie rozstrzygniête. Wspomina siê te¿ o po-³¹czeniu Polska–Litwa i o 2,5-rocznym opóŸnieniu przy-pisywanym stronie polskiej. Na Bliskim Wschodzie naj-wiêksz¹ inwestycj¹ s¹ dwa ruroci¹gi do transportu ropy i oleju opa³owego z Iraku do Jordanii o d³ugoœci 1678 km. W Afryce jedn¹ z bardzo potrzebnych inicjatyw infrastruk-turalnych jest ropoci¹g o d³ugoœci 1496 km ze z³ó¿ w Ugandzie i zachodniej Kenii do portu Lamu na wybrze¿u Oceanu Indyjskiego. Podobny charakter ma 550-kilome-trowy ruroci¹g do transportu produktów z D¿ibuti do cen-trum magazynowego w Auasz w œrodkowej Etiopii. Skala inwestycji przesy³owych w Azji jest najwiêksza spoœród wszystkich regionów, przy czym znaczn¹ czêœæ stanowi¹ projekty lokalne. Do projektów transgranicznych nale¿y przede wszystkim wielki gazoci¹g z Rosji do Chin z termi-nem oddania do eksploatacji w 2019 r. Budowa gazoci¹gu Iran–Pakistan–Indie postêpuje, ale realne jest doprowadze-nie go do Pakistanu, natomiast odcinek do Indii jest w za-wieszeniu. Jeszcze bardziej skomplikowany jest stan pro-jektu gazoci¹gu Turkmenistan–Afganistan–Pakistan–Indie, gdzie oprócz problemów politycznych i organizacyjnych nie wiadomo, czy bêdzie wystarczaj¹cy popyt na gaz np. w Afganistanie. W Ameryce £aciñskiej znaczny wzrost eksportu gazu z USA do Meksyku przyspieszy³ budowê zarówno po³¹czeñ transgranicznych, jak równie¿ krajowych w Meksyku. Wspólnie z TransCanada Corp. powstaje 800--kilometrowy gazoci¹g Sur de Texas-Tuxpan o œrednicy 105 mm. W Brazylii g³ównym inwestorem jest Petrobras, który buduje po³¹czenie z³ó¿ w atlantyckim basenie Santos z zak³adami petrochemicznymi na l¹dzie. Istniej¹ce plany budowy ruroci¹gów w USA i w Kanadzie w roku 2017 i w latach nastêpnych ³¹cznie opiewaj¹ na 20 739 km, jednak zapowiedzi zmian zawarte w Pierwszym Planie Energe-tycznym prezydenta Trumpa ze stycznia br. mog¹ spo-wodowaæ znaczne modyfikacje zarówno w zakresie inwe-stycji, jak i ich lokalizacji.
Polska. Od 1 marca br. PGNiG SA przyst¹pi³o do Inter-national Association of Oil and Gas Producers (IOGP), sto-warzyszenia korporacji i firm narodowych, które wydo-bywaj¹ ropê naftow¹ i gaz ziemny. Jest ono uwa¿ane za nieformalnego rzecznika bran¿y wydobywczej. Producen-ci zrzeszeni w IOGP wydobywaj¹ ponad 1/3 œwiatowej produkcji ropy i gazu. Dzia³alnoœæ merytoryczna zwi¹zku jest prowadzona w 14 komitetach zajmuj¹cych siê oprócz zagadnieñ œciœle bran¿owych tak¿e ochron¹ œrodowiska i perspektywami udostêpnienia zasobów Arktyki. Dla Pol-ski istotny jest komitet monitoruj¹cy prawodawstwo UE. Za³o¿one w 1974 r. IOGP liczy obecnie 73 cz³onków, w tym takie firmy jak ExxonMobil, Saudi Aramco, BP, Petrobras, Chevron, ConocoPhillips, Kuwait Oil Co., CNOOC, Total, ENI czy Statoil. Oprócz firm produkcyjnych nale¿¹ do nie-go instytuty, organizacje bran¿owe oraz przedsiêbiorstwa wiertnicze, geofizyczne i serwisowe.
Kolejnym etapem wspó³pracy PGNiG SA i Orlen Upst-ream w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i
wydoby-wania wêglowodorów w Polsce rozpoczêtej w 2016 r. jest udostêpnienie przez Orlen Upstream zdjêcia sejsmicznego 3D w rejonie Potycz–Garwolin, które wykonano w pierw-szym kwartale 2016 r. Po zakoñczeniu interpretacji badañ sejsmicznych zostanie dokonana ocena mo¿liwoœci wystê-powania akumulacji wêglowodorów w utworach dewonu i karbonu w obrêbie koncesji Garwolin, bêd¹cej czêœci¹ basenu lubelskiego, co bêdzie stanowi³o dalszy etap wspó³-pracy. Perspektywicznoœæ tego obszaru zosta³a potwier-dzona odkryciem i eksploatacj¹ z³o¿a gazu Wilga.
W 1993 r. uruchomiono pierwsz¹ stacjê benzynow¹ Statoilu k. Zakroczymia, w nastêpnych latach koncern roz-budowa³ swoj¹ sieæ do 357 obiektów w 200 miejscowoœ-ciach. Teraz marka Statoil zniknie z Polski, bo w kwietniu ub.r. Statoil Fuel & Retail Polska zosta³ wykupiony przez firmê AlimentationCouche-Tard, która posiada 15 tys. sta-cji w USA i Kanadzie. W maju br. logo Statoil na stacjach zast¹pi Circle K. Statoil sprzeda³ te¿ stacje w Norwegii, Rosji i krajach ba³tyckich.
Rosja. Obecnie gaz dla obwodu kaliningradzkiego jest dostarczany gazoci¹giem Miñsk–Kowno–Wilno, ale po zacumowaniu w K³ajpedzie p³ywaj¹cego terminalu FSRU (Floating Storage Regasification Unit) i czêœciowym unie-zale¿nieniu siê od dostaw gazu rosyjskiego przez Litwê, rz¹d rosyjski postanowi³ zapewniæ swojej enklawie dodat-kowe Ÿród³o zaopatrzenia w energiê. Gazprom otrzyma³ zadanie zbudowania w Kaliningradzie podobnej instalacji FSRU z wykorzystaniem istniej¹cego podziemnego maga-zynu gazu. Zdolnoœæ produkcyjna tego obiektu ma wyno-siæ od 3,1 do 3,7 mld m3
rocznie, a rozruch jest planowany w koñcu br.
Na Ba³tyku powstaje te¿ nowy zak³ad skraplania gazu w Zatoce Fiñskiej. Jest to równie¿ inwestycja Gazpromu, usytuowana w pobli¿u t³oczni Portowaja, bêd¹cej koñco-wym elementem gazoci¹gu Griazowiec–Wyborg. Wyko-nawc¹ kompleksu produkcyjno-magazynowo-wysy³kowego jest firma Linde Group. Zgodnie z kontraktem ma przeka-zaæ do eksploatacji gotow¹ instalacjê produkuj¹c¹ 1,5 mln t gazu p³ynnego (ok. 2 mld m3) rocznie w grudniu 2018 r.
Przyk³ad Litwy zachêci³ Estoniê, która zamierza zain-stalowaæ w porcie Pärnu jednostkê FSRU z zadaniem zasi-lania krajowej sieci gazowniczej.
Morze Pó³nocne. Ubieg³y rok przyniós³ kilkanaœcie odkryæ z³o¿owych na Morzu Pó³nocnym, Morzu Barentsa i Atlantyku, które mog¹ powstrzymaæ spadek wydobycia ropy i gazu w tym regionie. W grudniu 2016 r. w wierceniu na z³o¿u Cara stwierdzono horyzont gazonoœny o mi¹¿szoœ-ci 59,7 m i horyzont roponoœny o mi¹¿szoœmi¹¿szoœ-ci 51 m. Próby wydajnoœci przebieg³y pomyœlnie i ENGIE E&P Norge AS, który jest operatorem koncesji, szacuje zasoby z³o¿a na 3,4–9,5 mln t równowa¿nika ropy. Wczeœniej Faroe Petroleum odwierci³o otwór poszukiwawczy na strukturze Brasse o g³êbokoœci 2779,7 m, w którym stwierdzono wystêpowanie interwa³u nasyconego gazem o mi¹¿szoœci 18,2 m oraz interwa³u ropnego o mi¹¿szoœci 21,3 m. Rdze-nie, profilowania otworowe i pomiary ciœnienia wskazuj¹ na piaskowce o dobrych w³asnoœciach zbiornikowych. Kolejn¹ akumulacjê wêglowodorów odkryto na Morzu Norweskim w obrêbie Njord North Flank. W otworze NF-2 o g³êbokoœci 4104,7 m przewiercono horyzont roponoœny w piaskowcach jury dolnej i œrodkowej o mi¹¿szoœci 101,8 m 206
i horyzont gazonoœny w piaskowcach dolnojurajskich o mi¹¿-szoœci 156,9 m. Kontynuacj¹ by³ otwór NF-3 na wschod-nim bloku uskokowym zakoñczony na g³êbokoœci 4126,9 m, w którym stwierdzono dwa horyzonty gazonoœne o mi¹¿-szoœci 139,9 m i 194,7 m. Na tej podstawie oszacowano wielkoœæ zasobów na 81 tys. do 2,5 mln t równowa¿nika ropy naftowej. Na po³udniowy zachód od z³o¿a Oseberg Sor wierceniem 30/11-11 wykryto akumulacjê gazowo--kondensatow¹ i ropn¹, której zasoby wydobywalne wstêp-nie okreœlono w granicach od 952 tys. t do 2,3 mln t równo-wa¿nika ropy. Nastêpne dwa otwory w bezpoœrednim s¹-siedztwie równie¿ by³y pozytywne, zwiêkszaj¹c zasoby o 950 tys.–2,3 mln t równowa¿nika ropy dla 30/11-14 i o 476 tys.-950 tys. t równowa¿nika ropy dla 30/11-14B. Total E&P Norge odnotowa³ w paŸdzierniku 2016 r. suk-ces poszukiwawczy w postaci z³o¿a gazowo-kondensato-wego Martin Linge, z którego uzyskano maksymaln¹ wydajnoœæ 2,37 mln m3/d gazu przez zwê¿kê 48/64''. Z³o¿e znajduje siê w utworach jury dolnej, g³êbokoœæ otworu wynosi 4133,7 m, g³êbokoœæ wody 447 m. Przybli¿ona wielkoœæ wydobywalnych zasobów waha siê od 952 tys. do 5,16 mln t równowa¿nika ropy naftowej.
Ju¿ w br. nadesz³y wiadomoœci o pomyœlnym wyniku wiercenia Valemon West o g³êbokoœci 4337 m, przy g³êbo-koœci wody 133 m. Jest to rejon z³o¿a Valemon, którego eks-ploatacjê rozpoczêto dwa lata temu. Nowe z³o¿e mo¿e za-wieraæ od 2,7 mln do 6,8 mln t równowa¿nika ropy naftowej.
Na Morzu Barentsa w listopadzie 2016 r. z zadaniem zbadania piaszczystych serii perspektywicznych w triasie i permskich utworów wêglanowych odwiercono otwór Neiden. Pozytywny wynik uzyskano w utworach permu, przewiercaj¹c seriê z³o¿ow¹ o mi¹¿szoœci 30 m, w tym 20--metrowy interwa³ ropny i 9,720--metrowy interwa³ gazowy. Operator (Lundin Norway AS) ocenia, ¿e zasoby nowego z³o¿a wynosz¹ od 3,4 do 8,1 mln t równowa¿nika ropy naf-towej. Równie¿ na Morzu Barentsa, w lutym br., w s¹siedz-twie znanego z³o¿a Johan Castberg, które wchodzi w fazê udostêpniania w wierceniu Filicudi, stwierdzono 129-me-trowy profil piaskowców o bardzo dobrych w³asnoœciach zbiornikowych w utworach triasowych i jurajskich. Obej-muje on 63-metrowy interwa³ ropny i 66-metrowy interwa³ gazowy.
Dwa wa¿ne odkrycia nast¹pi³y we wrzeœniu i grudniu ub.r. na Atlantyku, na zachód od Szetlandów. W otworze 205/21a-7 na strukturze Lancaster nawiercono 620-me-trowy interwa³ roponoœny.W próbach z³o¿owych uzyskano przyp³yw w warunkach naturalnych w iloœci 897,6 t/ ropy, a po zastosowaniu wspomagania wydobycia, przy u¿yciu pompy zanurzalnej, przyp³yw wzrós³ do 1496 t/d. Wstêpne dane eksploatacyjne pozwalaj¹ s¹dziæ, ¿e z³o¿e zawiera ponad 27,2 mln t ropy. Podobne wyniki przyniós³ otwór Lincoln – w szczelinowatych utworach stwierdzono hory-zont o mi¹¿szoœci 659,8 m o bardzo dobrym nasyceniu wêglowodorami wed³ug danych chromatografii gazowej.
Bu³garia. W 2012 r. francuski Total uzyska³ koncesjê Chan Asparuch na Morzu Czarnym o pow. 14 220 km2i w ub.r. rozpocz¹³ pierwsze wiercenie poszukiwawcze w obrê-bie bloku 1-21. Ze wzglêdu na g³êbokoœæ wody – 2200 m – zakontraktowano statek wiertniczy „Noble Globetrotter”, który mo¿e wierciæ otwory do g³êbokoœci 12 200 m przy maksymalnej g³êbokoœci wody 3050 m. Wiercenie Po³szkow-1 zakoñczy³o siê sukcesem i odkryto z³o¿e ropy,
o czym poinformowa³ opiniê publiczn¹ Tomis³aw Don-czew, wicepremier w poprzednim rz¹dzie Bojko Borisowa. Operatorem koncesji Chan Asparuch jest Total posiada-j¹cy 40% udzia³ów, pozostali udzia³owcy to Repsol i ÖMV – po 30% udzia³ów. W opinii specjalistów z ÖMV zasoby w obrêbie bloku 1-21 mog¹ wynosiæ 100 mld m3gazu. W bliskim s¹siedztwie, w sektorze rumuñskim, w obrêbie bloku Neptun odkryto z³o¿e gazu o zasobach 84 mld m3.
Azerbejd¿an. W Baku 9 lutego br. zakoñczy³o siê trze -cie posiedzenie Komitetu Doradczego Po³udniowego Korytarza Gazowego (SGC – Southern Gas Corridor). Deklaracja koñcowa zosta³a podpisana przez prezydenta Azerbejd¿anu Ilhama Alijewa, przedstawiciela Unii Euro-pejskiej ds. zagranicznych Federicê Mogherini, wiceprze-wodnicz¹cego komisji Europejskiej ds. unii energetycznej Maroša Šefèovièa i ministrów ds. energii (Albania, Azer-bejd¿an, Bu³garia, Chorwacja, Grecja, Gruzja, Turcja i W³ochy). Podkreœlono w niej zamiar rozwijania i po-g³êbiania d³ugofalowych strategicznych relacji miêdzy producentami Ÿróde³ energii, krajami tranzytowymi i od-biorcami dla zapewnienia rynkom w Europie niezawod-nych, bezpiecznych i nieprzerwanych dostaw surowców energetycznych z Azerbejd¿anu. Zaaprobowano równie¿ wprowadzenie przez pañstwa uczestnicz¹ce w projekcie procedur i regulacji umo¿liwiaj¹cych realizacjê Po³udnio-wego Korytarza GazoPo³udnio-wego. Stwierdzono te¿, ¿e bêd¹ roz-wa¿one istniej¹ce i przysz³e mo¿liwoœci rozszerzenia projektu poza Uniê, w³¹cznie z Ba³kanami. W tym zakresie szczególnie wa¿ne s¹ interkonektory Grecja–Bu³garia i Morze Joñskie–Adriatyk. Równoczeœnie dokument za-wiera poparcie wzmocnienia wspó³pracy z krajowymi i miêdzynarodowymi instytucjami finansowymi w dziedzi-nie finansowania projektu. W celu rozwi¹zania proble-mów, które mog¹ powstaæ w zwi¹zku z zaanga¿owaniem nowych dostawców lub krajów tranzytowych, proponuje siê kontynuacjê konsultacji na poziomie dwustronnych i wielostronnych grup roboczych. Na spotkaniu byli równie¿ obecni ambasadorowie Czech, Polski, Rumunii, Serbii i Ukrainy.
Projekt Po³udniowego Korytarza Gazowego, chocia¿ bardzo wa¿ny dla Unii i popierany oficjalnie przez Komisjê Europejsk¹, boryka siê z wieloma przeszkodami. Obserwa-torzy zwracaj¹ uwagê, ¿e jest to ogromna (3500 km) inwe-stycja, bardzo kapita³och³onna, bo jej koszt szacuje siê na 40–45 mld EUR (42,3–47,6 mld USD). W deklaracji Ko-mitetu Doradczego nie by³o informacji, czy rok 2020 nadal jest planowanym terminem ukoñczenia projektu, poniewa¿ niektóre etapy maj¹ ju¿ znaczne opóŸnienia. Pojawiaj¹ siê w¹tpliwoœci, czy z³o¿e Azeri bêdzie w stanie dostarczyæ oczekiwane iloœci gazu. Nie bez znaczenia jest te¿ konku-rencja w postaci odnowionego projektu Turk Stream.
Gazohydraty. Informacje o badaniach gazohydratów w Indiach œwiadcz¹ o znacznym postêpie w rozpoznaniu miejsc wystêpowania tych akumulacji, jak te¿ w testowa-niu mo¿liwoœci komercyjnej eksploatacji gazohydratów. Przyczyni³y siê do tego ekspedycje 0-1 i 0-2 na Oceanie Indyjskim w latach 2006–2015, w ramach których wy-konano kilkadziesi¹t odwiertów penetruj¹cych z³o¿a gazo-hydratów pod dnem morskim (Prz. Geol., 64: 592). Najwa¿-niejsze lokalizacje to basen Kerala–Konkan na zachód od Pó³wyspu Indyjskiego, baseny Kriszna–Godavari i Maha-207 Przegl¹d Geologiczny, vol. 65, nr 4, 2017
nadi na wschód od Pó³wyspu i basen Andamanów. Zdefi-niowano najkorzystniejsze warunki wystêpowania akumu-lacji gazohydratów, do których nale¿y obecnoœæ osadów piaszczystych, znaczny stopieñ kompakcji tych osadów i wystêpowanie wolnego gazu poni¿ej strefy stabilnoœci gazohydratów. Okreœlono te¿ szereg parametrów warun-kuj¹cych efektywn¹ ekstrakcjê metanu. Jednoczeœnie zwra-ca siê uwagê na zagro¿enia, jakie niesie za sob¹ uwalnianie metanu z gazohydratów. Mo¿e to byæ niekontrolowany wyp³yw metanu do atmosfery, zakwaszenie wód oceanicz-nych czy nasilenie ocieplenia, chocia¿ nowe badania wska-zuj¹ na kr¹¿enie ch³odnej wody przy dnie jako czynnik stabilizuj¹cy osady zawieraj¹ce gazohydraty. Oprócz indyjskiego Ministerstwa ds. Ropy Naftowej i Gazu
Ziem-nego, Ministerstwa Nauk o Ziemi i Generalnego Dyrekto-riatu ds. Wêglowodorów, w programach badawczych uczestniczy³a S³u¿ba Geologiczna USA oraz instytuty japoñskie i niemieckie. Agencja konsultingowa Hydrate Energy International szacuje wielkoœæ zasobów gazo-hydratów w Indiach na 26,4 bln m3
. Jest to iloœæ, która mog³aby w zasadniczy sposób poprawiæ bilans surowców energetycznych w Indiach, jednak nawet przy optymi-stycznych ocenach mo¿liwoœci rozpoczêcia przemys³owej eksploatacji metanu z gazohydratów, nie nale¿y siê spo-dziewaæ pocz¹tku produkcji przed up³ywem 10–15 lat.
ród³a: Azernews, Gazprom, Hart’s E&P, lngworld, Offs-hore, Oil & Gas Financial Journal, Oil & Gas Journal, PGNiG, PKN Orlen, Rigzone, Statoil, World Oil
208
