Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Pocz¹tek roku 2006 by³ spo -kojny, jeœli chodzi o ceny ropy, bo na ryn-ku amerykañskim oscylowa³y one wokó³ 61 USD za bary³kê. Jednak ju¿ w trzeciej dekadzie miesi¹ca zacz¹³ siê ruch w górê i 30.01.2006 r. na gie³dzie nowojorskiej cena podnios³a siê do 68,39 USD za bary³-kê, w Londynie zaœ cena ropy Brent prze-kroczy³a 64 USD/bar. Analiza przyczyn tych fluktuacji pokazuje, jak nieoczekiwany jest wp³yw wydarzeñ, które pozornie nie maj¹ zwi¹zku z gospodark¹ œwiatow¹ i rynkami finansowymi lub te¿ maj¹ œciœle lokal-ne znaczenie. Tym razem zaczê³o siê od og³oszenia decyzji w³adz Iranu o wznowieniu programu nuklearnego. Zapo-wiedzi z³o¿enia wniosku do Rady Bezpieczeñstwa ONZ o na³o¿enie sankcji na Iran oraz wypowiedzi przedstawicieli USA i Izraela o mo¿liwoœci konfliktu militarnego powiêk-szy³y jeszcze niepokój co do bezpieczeñstwa dostaw ropy z rejonu Zatoki Perskiej. W tym samym czasie rebelia w Nigerii przybra³a na sile i niektóre zagraniczne firmy zde-cydowa³y o wycofywaniu stamt¹d swojego personelu, co oczywiœcie wi¹za³o siê ze zmniejszeniem wydobycia. Rynek pó³nocnoamerykañski nadal odczuwa skutki hura-ganów Katrina i Rita. Trudno okreœliæ, jak d³ugo potrwa naprawa wszystkich uszkodzonych instalacji wydobyw-czych i rafinerii. Kolejn¹ przyczyn¹ jest skumulowany efekt stosunkowo niewielkich zak³óceñ w dostawach ropy z Arabii Saudyjskiej, Rosji, Wenezueli i Iraku. Nie bez zna-czenia by³y te¿ d³ugoterminowe prognozy pogody, ostrze-gaj¹ce o nadejœciu fali mrozów w Ameryce Pó³nocnej i Europie, co spowodowa³o zwiêkszone zapotrzebowanie na gaz ziemny i olej opa³owy. Splot podobnych wydarzeñ nie zawsze owocuje zak³óceniami na rynku, ale w ostatnim okresie tak siê sta³o i cena ropy podskoczy³a o 13%.
OPEC. Mimo wspomnianego wy¿ej wzrostu cen ropy uczestnicy 139. Nadzwyczajnej Konferencji OPEC, która odby³a siê w Wiedniu, utrzymali dozwolone wydobycie na dotychczasowym poziomie — 28 mln b/d, czyli 3,808 mln t/d ropy. W uzasadnieniu tej decyzji, podjêtej 31.01.2006 r., stwierdzono, ¿e od poprzedniego spotkania, które odby³o siê w grudniu 2005 r., na rynku panuje równowaga, a poziom zapasów jest zadowalaj¹cy. Dopuszczono mo¿liwoœæ zmia-ny limitów na nastêpzmia-nym posiedzeniu, wyznaczozmia-nym na 08.03.2006 r., ale, jak siê okaza³o, stanowisko wiêkszoœci cz³onków OPEC nie uleg³o zmianie. Ju¿ przed posiedze-niem wypowiedzi ministrów z krajów cz³onkowskich OPEC sugerowa³y, ¿e zmian nie bêdzie i spowodowa³y lekk¹ zni¿kê cen. Cena ropy w koszyku OPEC spad³a o 1,17 USD
i 7 marca wynosi³a 57,47 USD za bary³kê. Przewidywania sprawdzi³y siê i na 140. Zwyczajnej Konferencji OPEC, która odby³a siê w Wiedniu, utrzymano dotychczasowy pu³ap wydobycia ropy na poziomie 3,808 mln t/d, czyli 28 mln bar/d. Jednoczeœnie zapowiedziano œcis³e monito-rowanie sytuacji rynkowej i podjêcie w razie potrzeby szybkich dzia³añ przez przewodnicz¹cego konferencji. Jednak wymóg konsultacji z szefami delegacji wszystkich krajów cz³onkowskich sprawia, ¿e to szybkie dzia³anie mo¿e byæ problematyczne. Termin nastêpnego nadzwy-czajnego posiedzenia wyznaczono na 01.06.2006 r.
Polska. Do koñca lutego bie¿¹cego roku powinien byæ rozstrzygniêty przetarg na opracowanie studium wykonal-noœci importu skroplonego gazu ziemnego do Polski, og³oszony przez PGNiG S.A. Studium ma byæ ukoñczone w IV kwartale 2006 r. Podstawowe za³o¿enia to przepusto-woœæ terminalu na wybrze¿u Ba³tyku od 3 do 5 mld m3
gazu rocznie, budowa 2 zbiorników o pojemnoœci 100 000 m3 ka¿dy, koszt inwestycji to ok. 400 mln . Do obs³ugi termi-nalu potrzebne bêd¹ 3 zbiornikowce-gazowce.
Jeœli zostan¹ podjête odpowiednie decyzje, to w 2007 r. mog¹ byæ wykonane prace projektowe, a w latach 2008–2010 nast¹pi etap robót budowlano-konstrukcyjnych i eksplo-atacja terminalu mog³aby siê rozpocz¹æ pod koniec 2010 r.
Udzia³em w przetargu na wykonanie studium wykonal-noœci by³o zainteresowanych osiem firm, ostatecznie do dalszego postêpowania dopuszczono cztery z nich:
ICF Resources Llc. i Taylor-Dejongh Inc. (USA);
Ove Arup & Partners Int. Ltd. i Consultants Ltd. (W. Brytania);
Poten & Partners i HSBC (USA);
PrincewaterhouseCoorpers (USA), ILF GmbH (Niem-cy) i Radzikowski, Szubielska i Wspólnicy (Polska). S¹ to konsorcja z udzia³em miêdzynarodowych firm konsultingowych i in¿ynieryjnych, posiadaj¹cych rozleg³e doœwiadczenie w realizacji inwestycji zwi¹zanych ze skra-planiem gazu ziemnego i jego transportem.
M. Barentsa. Niepowodzenia Statoilu, spowodowane odwierceniem negatywnego otworu Guovca, nie wp³ynê³y na zahamowanie poszukiwañ w tym rejonie. Na pocz¹tku stycznia bie¿¹cego roku w³oski koncern ENI poinformowa³ o ukoñczeniu wiercenia Goliat, zlokalizowanego 85 km na NW od Hammerfest. W otworze o g³êbokoœci 2701 m (g³êbokoœæ wody 343 m) stwierdzono seriê produktywn¹ w formacji Kobbe (trias) o mi¹¿szoœci 180 m. Wed³ug oceny Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego zasoby z³o¿a Goliat wynosz¹ 34 mln t równowa¿nika ropy naftowej, z czego 75% stanowi ropa i 25% gaz ziemny. ENI planuje dalsze wiercenia rozpoznawcze jeszcze w tym roku.
Z tej samej platformy Eirik Raude, z której wykonano otwór Goliat, rozpoczêto wiercenie do g³êbokoœci 4000 m 293
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 4, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
w strukturze Uranus. Obiekt jest odleg³y od l¹du o 120 km; operatorem jest Statoil.
Norwegia. Statoil planuje w 2006 r. zwiêkszenie ak-tywnoœci poszukiwawczej. W roku 2005 na szelfie odwier-cono 13 otworów, z których 9 by³o pozytywnych. W 2006 r. na M. Pó³nocnym i M. Norweskim przewiduje siê wykona-nie 15–20 wierceñ poszukiwawczych. Zarz¹d koncernu zapewnia, ¿e urz¹dzenia wiertnicze potrzebne do odwier-cenia otworów s¹ ju¿ zakontraktowane, zwiêkszy siê te¿ o 100 osób kadra specjalistów.
W ub. roku Statoil uzyska³ nowe koncesje w Libii, Nigerii, Brazylii, w Zat. Meksykañskiej i wokó³ Wysp Owczych, co oprócz posiadanych koncesji w Algierii i Wenezueli wymaga tak¿e zaanga¿owania wiêkszego potencja³u wiertniczego. Ogó³em w 2006 r. Statoil planuje wykonanie 30–40 otworów poszukiwawczych.
Holandia. Gaz de France, za poœrednictwem swojej filii Gaz de France Production Nederland BV, rozpocz¹³ eksploatacjê 4 z³ó¿ gazu ziemnego w sektorze holender-skim M. Pó³nocnego. Z³o¿a znajduj¹ siê na N od wyspy Ter-schelling (Wyspy Zachodniofryzyjskie), w obrêbie bloków G 14, G 16A i G 17A. Zasoby ca³kowite (wraz ze z³o¿em K 2) szacuje siê na 18 mld m3gazu. GdF podaje, ¿e wydobycie z tego rejonu wyniesie 7,2 mln m3
/d, z czego francuski kon-cern bêdzie dysponowa³ iloœci¹ 3,6 mln m3/d gazu.
Wêgry. Przygotowywana od 2004 r. transakcja sprze-da¿y pionu gazowniczego MOL na rzecz E.ON Ruhrgas International AG zosta³a sfinalizowana. Po uzyskaniu pod koniec grudnia 2005 r. zgody Komisji Europejskiej, w dniu 12.01.2006 r. zosta³o podpisane porozumienie o sprzeda¿y 75% udzia³ów spó³ek zale¿nych MOL, zajmuj¹cych siê magazynowaniem gazu ziemnego, przesy³em, marketin-giem oraz sprzeda¿¹ hurtow¹ i detaliczn¹. Umowa — która obejmuje równie¿ sprzeda¿ 50% udzia³ów firmy Pan-rusgaz, spó³ki MOL i Gazeksportu zajmuj¹cej siê impor-tem gazu ziemnego z Rosji — wesz³a w ¿ycie 31.03.2006 r. Sprzedawane spó³ki s¹ obci¹¿one zad³u¿eniem na kwotê 600 mln , co zostanie uwzglêdnione w ostatecznej cenie zakupu.
Rosja. G³osy ekologów z ró¿nych krajów, ostrzegaj¹ce przed zagro¿eniami wynikaj¹cymi z budowy ruroci¹gu ze wschodniej Syberii do Chin i Japonii, zyska³y powa¿ne wsparcie ze strony rosyjskiego Rostechnadzoru, urzêdu kontroli ekologicznej, technicznej i j¹drowej. Chodzi przede wszystkim o odcinek ruroci¹gu w pobli¿u Bajka³u. W wersji zaprojektowanej przez wykonawcê ropoci¹gu, OAO Transnieft, ruroci¹g mia³ przebiegaæ w odleg³oœci zaledwie 1 km od brzegu jeziora. Jakakolwiek awaria spo-wodowa³aby zanieczyszczenie zbiornika zawieraj¹cego 20% œwiatowych zasobów s³odkiej wody. W oœwiadczeniu Ros-technadzoru z 03.02.2006 r. napisano, ¿e ...proponowana trasa nie odpowiada warunkom federalnego prawa ekolo-gicznego..., a przed³o¿ona ekspertyza ekologiczna jest ...niejasna i niedostatecznie uzasadniona. Nie wiadomo, jak postanowienie Rostechnadzoru wp³ynie na realizacjê tej wielkiej inwestycji. Jeszcze w paŸdzierniku ubieg³ego roku premier M. Fradkow wyda³ odpowiednim
minister-stwom i urzêdom polecenie przygotowania wszystkich wniosków i propozycji zwi¹zanych z budow¹ ruroci¹gu.
Nowe, wielohoryzontowe z³o¿e ropno-gazowo-konden-satowe w obrêbie koncesji Siewiernyj na M. Kaspijskim, ok. 220 km na SW od Astrachania, zosta³o uznane w Rosji za najwiêksze odkrycie dziesiêciolecia. W wierceniu wyko-nanym w strukturze Ju¿no-Rakuszecznaja uzyskano przyp³yw 800 t/d lekkiej, niskosiarkowej ropy. Jest to bardzo wysoka wydajnoœæ, bo rosyjskie otwory eksploatacyjne produkuj¹ œrednio 10,5 t/d. OAO £ukoil, w którego gestii jest nowe z³o¿e, podaje, ¿e zasoby w kategorii prawdopodobne wynosz¹ 82 mln t ropy i 33 mld m3
gazu. W odró¿nieniu od tej akumulacji wiêkszoœæ z³ó¿ w pó³nocnej czêœci Morza Kaspijskiego to z³o¿a gazowe. Z³o¿u nadano nazwê W³adi-mir Fi³anowskij, w uznaniu zas³ug rosyjskiego naftowca. W pobli¿u znajduje siê z³o¿e J. Korczagin (w fazie udostêp-niania), ale nowe odkrycie ma wiêksze zasoby i korzystniej-sze warunki geologiczne. Ze wstêpnych danych wynika, ¿e wydobycie mo¿e przekroczyæ 5 mln t ropy rocznie, a eks-ploatacja bêdzie trwa³a 16 lat. Z³o¿a Fi³anowskij i Korczagin stanowi¹ podstawê do znacznej rozbudowy infrastruktury w tym rejonie i do osi¹gniêcia ³¹cznej produkcji 8 mln t ropy rocznie.
Iran. W grudniu 2002 r. Statoil zawi¹za³ spó³kê z irañ-sk¹ firm¹ Petropars, w celu zagospodarowania z³o¿a gazu ziemnego South Pars. Termin rozpoczêcia eksploatacji gazu ustalono na rok 2007. Statoil przygotowa³ program 30 wierceñ, w znacznej czêœci wykonanych do koñca 2005 r. Jednak z winy podwykonawcy, irañskiej firmy Sadra, powsta³y opóŸnienia w dostawach wyposa¿enia 3 platform i w budowie ruroci¹gów ³¹cz¹cych z³o¿e z l¹dem, co wi¹¿e siê ze znacznym wzrostem kosztów. Jednoczeœnie jako ope-rator Statoil jest odpowiedzialny za wype³nienie warun-ków koncesji, a niedotrzymanie terminów grozi powa¿ny-mi konsekwencjapowa¿ny-mi finansowypowa¿ny-mi. W wyniku tych zak³ó-ceñ procesu inwestycyjnego Statoil postanowi³ zmniejszyæ swoje zaanga¿owanie w projekcie South Pars, obni¿aj¹c jego wartoœæ ksiêgow¹ z pierwotnych 329 mln USD do 237 mln USD.
Azerbejd¿an. Po 8 latach od podpisania umowy o eks-ploatacji zespo³u z³ó¿ Azeri–Chirag–Guneszli na Morzu Kaspijskim rozpoczêto wydobycie ropy z platformy West Azeri. Jest to realizacja II fazy projektu. Faza I zosta³a zakoñczona wraz z uruchomieniem w 2005 r. wydobycia ze z³o¿a Central Azeri. Pozosta³a jeszcze faza III, obej-muj¹ca zagospodarowanie do 2008 r. g³êbokowodnego z³o¿a Guneszli. W 1994 r. konsorcjum, w sk³ad którego wchodz¹ British Petroleum (34,1% udzia³ów), Unocal Corp. (10,3% udzia³ów), SOCAR (State Oil Company of Azerba-ijan — 10%), INPEX Corp. (10%), Statoil (8,6%), Exxon-Mobil (8%), TPAO (Turkiye Petrolleri A.O. — 6,8%), Devon (5,6%), Itochu (3,9%) i Amerada Hess (2,7%) pod-pisa³o umowê typu production-sharing na okres 30 lat. Operatorem jest British Petroleum. Zasoby zespo³u z³ó¿ Azeri–Chirag–Guneszli s¹ szacowane na 734 mln t ropy. Z³o¿e West Azeri znajduje siê ok. 100 km na E od Baku, na wodach o g³êbokoœci 118 m. Ropa jest przesy³ana ruro-ci¹giem do terminalu Sangaczal, usytuowanego ok. 40 km na SW od Baku. Po osi¹gniêciu pe³nej zdolnoœci produk-cyjnej ze z³o¿a West Azeri bêdzie dostarczanych 40 800 t/d 294
ropy. Gaz ziemny jest odbierany za pomoc¹ instalacji pod-wodnej i zat³aczany z powrotem do z³o¿a w celu utrzymania ciœnienia. Wiceprezes BP w Azerbejd¿anie, D. Woodward, podkreœli³, ¿e ropa ze z³o¿a West Azeri trafi do ruroci¹gu Baku–Tbilisi–Ceyhan i przyspieszy osi¹gniêcie jego pe³nej przepustowoœci.
USA. Pocz¹tek roku by³ pomyœlny dla Chevron Corp. z powodu odkrycia w obrêbie 29. bloku koncesyjnego w Zatoce Meksykañskiej z³o¿a ropy. Po odwierceniu otworu Big Foot 2, o g³êbokoœci ca³kowitej 7568 m, stwierdzono wystêpowanie serii produktywnej o mi¹¿szoœci 91 m. Z³o¿e znajduje siê w g³êbokowodnej czêœci zatoki, ok. 362 km na S od Nowego Orleanu; g³êbokoœæ wody wynosi 1524 m. Rozpoczêto ju¿ wiercenie odga³êzienia g³ównego odwier-tu, w celu uzyskania dodatkowych informacji geologicz-no-z³o¿owych. Odkrycie Big Foot by³o poprzedzone suk-cesem w bloku 512, gdzie w grudniu ubieg³ego roku w otworze Knotty Head 1 przewiercono seriê z³o¿ow¹ o mi¹¿-szoœci 182 m. Wiercenie Knotty Head 1, które osi¹gnê³o g³êbokoœæ 10 420,8 m, jest najg³êbszym otworem wykona-nym dotychczas w Zatoce Meksykañskiej.
Chiny. Pod koniec 2006 r. w Szanghaju zostanie uru -chomiona pierwsza stacja zasilania wodorem dla samo-chodów z ogniwami paliwowymi. Inicjatorami tego przedsiêwziêcia s¹ Shell Hydrogen BV i Shell China Ltd. Firmy te podpisa³y umowê z uniwersytetem Tongji. Uni-wersytet zajmie siê budow¹ i obs³ug¹ stacji, natomiast Shell zapewni doradztwo projektowe i finansowanie inwestycji. Projekt jest czêœci¹ chiñskiego programu rozwoju pojazdów z napêdem elektrycznym, opracowanego w Ministerstwie Nauki i Techniki. W tym roku w Szanghaju ma byæ u¿ytko-wanych pierwszych 10 pojazdów z ogniwami paliwowymi, ale w roku 2010 po mieœcie ma jeŸdziæ ju¿ 1000 autobusów z takim napêdem. Stacja, zbudowana na terenie Miêdzyna-rodowego Centrum Samochodowego, oprócz obs³ugi pojaz-dów ma pe³niæ rolê oœrodka informacji i promocji paliw wodorowych. Doœwiadczenia zebrane podczas budowy i eksploatacji stacji bêd¹ podstaw¹ do stworzenia sieci stacji obs³ugi ogniw paliwowych.
Realizacja inwestycji w Szanghaju jest czêœci¹ global-nej strategii Shell Hydrogen BV, zak³adaj¹cej tworzenie grup 4 lub wiêcej stacji obs³ugi wszêdzie tam, gdzie u¿yt-kuje siê ponad 100 pojazdów napêdzanych ogniwami pali-wowymi. W pierwszym etapie dzia³ania poda¿ tego typu us³ug musi wyprzedzaæ popyt i dlatego bêd¹ one funk-cjonowaæ na warunkach pó³komercyjnych. Istniej¹cy od 1999 r. Shell Hydrogen BV do tej pory koncentrowa³ siê na wdra¿aniu technologii ogniw paliwowych i pojazdów elek-trycznych w 3 regionach: w USA, Japonii i Europie.
Hiszpania. Przeprowadzona niedawno rewizja zaso-bów koncernu Shell przysporzy³a mu sporo k³opotów na gie³dzie i spowodowa³a obni¿enie ratingu. Teraz w podob-nej sytuacji znajduje siê hiszpañski Repsol YPF SA. Zarz¹d koncernu, powo³uj¹c siê na zmiany w przepisach praw-nych i warunkach kontraktów w krajach, gdzie prowadzi swoj¹ dzia³alnoœæ (m.in. w Boliwii i Wenezueli), og³osi³ redukcjê wielkoœci udokumentowanych zasobów ropy i gazu o 25% w stosunku do stanu na koniec 2004 r. Wtedy
zasoby okreœlono na 670 mln t równowa¿nika ropy, w tym 229 mln t ropy naftowej i kondensatu. Najwiêkszy spadek, o 89,5 mln t równowa¿nika ropy, nastêpuje w Boliwii. Wprowadzono tam nowy podatek, w wysokoœci 32% war-toœci ropy wydobytej z odwiertu, obok istniej¹cej op³aty eksploatacyjnej w wysokoœci 18%. Zmienia to warunki op³acalnoœci eksploatacji z³ó¿ i sk³ania do zaniechania przygotowañ do zagospodarowania niektórych obiektów. Tak bêdzie prawdopodobnie w przypadku z³ó¿ Yapacani, Vibora i Sirari (prowincja Santa Cruz), gdzie poprzednio planowano inwestycje w zak³adzie przeróbki gazu i rozbu-dowê ruroci¹gów. Du¿a redukcja nastêpuje w Argentynie, gdzie Repsol obni¿a zasoby o 69,2 mln t równowa¿nika ropy. Dotyczy to z³ó¿ ropy Loma La Lata, Chihuido de la Sierra Negra, Aguada Toledo i Sierra Barrosa oraz z³o¿a gazu Ramos. Zmiany w szacunkach zasobów wêglowo-dorów nastêpuj¹ te¿ w Algierii. Na przyk³ad zasoby z³o¿a Tin Fouye Tabankort zmniejszono o 2,4 mln t równowa¿-nika ropy. Informacje te ukaza³y siê w szczególnym dla Repsolu okresie. Pojawi³y siê mianowicie wiadomoœci, ¿e w³oski ENI i brytyjski BP s¹ zainteresowane z³o¿eniem oferty na hiszpañsk¹ grupê naftow¹. Zmniejszenie zasobów Repsolu mo¿e wp³yn¹æ na wartoœæ gie³dow¹ spó³ki. Dodat-kow¹ przeszkod¹ w przeprowadzeniu transakcji mo¿e byæ posiadanie tzw. z³otych akcji Repsolu przez rz¹d hiszpañ-ski i wenezuelhiszpañ-ski.
Indonezja. Wschodnia Indonezja nie cieszy siê du¿ym zainteresowaniem inwestorów, choæby ze wzglêdu na trud-no dostêpne tereny i dlatego agendy rz¹dowe odpowie-dzialne za rozwój przemys³u naftowego zapowiadaj¹ zachêty dla firm zagranicznych. Maj¹ to byæ zmiany w kontraktach naftowych i gazowych typu production-sha-ring, zapewniaj¹ce stronom zwiêkszony udzia³ w wydoby-ciu oraz zwolnienie z op³at za obligatoryjne wiercenia w fazie poszukiwañ. Informacje te zbieg³y siê z wizyt¹ dele-gacji Amerykañsko-Indonezyjskiej Rady Biznesu. Jednym z cz³onków delegacji jest przedstawiciel koncernu Exxon-Mobil, R.W. Haines.
Kanada. Wysokie ceny ropy zwiêkszaj¹ rentownoœæ eksploatacji piasków bitumicznych i przyspieszaj¹ inwes-tycje w tym zakresie. W ci¹gu najbli¿szych 10 lat nak³ady wynios¹ 87 mld USD. W znacznej czêœci bêd¹ to inwesty-cje w rafineriach, poniewa¿ pó³produkt otrzymywany z piasków bitumicznych wymaga nieco innych metod przeróbki i w zwi¹zku z tym konieczna jest modyfikacja instalacji. Drugi problem to zwiêkszone zapotrzebowanie na rozcieñczalniki. Ropa z piasków jest rop¹ ciê¿k¹ i wymaga rozcieñczania. Przeprowadzenie tego procesu w rafineriach blisko miejsc eksploatacji surowca jest korzyst-ne, choæby ze wzglêdu na ³atwiejszy transport. W dalszym ci¹gu jednak specyficzne w³aœciwoœci ropy uzyskiwanej z piasków bitumicznych i poda¿, znacznie przewy¿szaj¹ca lokalny popyt (wynikaj¹ca z lokalizacji z³ó¿ piasków na dalekiej pó³nocy), s¹ czynnikami silnie wp³ywaj¹cymi na op³acalnoœæ tej produkcji.
ród³a: Biul. BP, ENI, Chevron, MOL, OPEC, Shell, Stat-oil, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, Upstream, World Oil
295
