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Guinée équatoriale…des terrains pour l’investissement (Analyse)

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Guinée équatoriale...des terrains pour l'investissement

La Guinée équatoriale est une pionnière dans le développement du négoce de gaz en Afrique de l’Ouest avec des projets de premier centre de regazéification et d’initiatives politiques.

«Ce n’est un secret pour personne qu’en 2014-2015, le pays – comme tous les producteurs africains et le secteur pétrolier en général – a été durement touché», a déclaré le fondateur de KearneyAfrica, Jude Kearney. «Pendant le ralentissement économique, le gouvernement a cherché d’autres moyens de diversifier le secteur de l’énergie et l’économie en général. Il joue un rôle plus important au niveau régional, en particulier dans l’enrichissement et le transport du gaz, et j’ai participé à cet effort. »

La Guinée équatoriale a désigné 2019 «année de l’énergie» et 2020 «année de l’investissement». Le pays s’attend à ce que plusieurs contrats énergétiques soient signés en 2020.

Avant de signer un protocole d’accord avec le ministère des Mines et des Hydrocarbures, M. Kearney a souligné les aspirations du pays à devenir un «méga hub pour le commerce de gaz». Cela comporte un certain nombre d’éléments, notamment de nouvelles sources d’offre et de demande.

L’un des éléments cités par Kearney, qu’il a décrit comme une «grosse affaire», est un accord conclu en avril qui garantit de nouvelles ressources pour l’usine de liquéfaction à terre de Punta Europa. Noble Energy a annoncé qu’elle poursuivrait le développement du remblai Alen, d’une valeur de 330 millions de dollars, qu’il a décrit comme la première étape «vers la création d’un hub gazier offshore» en Guinée équatoriale. La première production est prévue pour le premier semestre 2021.

Alen a commencé à produire des condensats en 2013 et à réinjecter le gaz afin de stimuler la récupération. Le plan de remblayage impliquera des modifications aux trois puits du gisement, avec un nouveau pipeline de 70 km pour acheminer le gaz à terre. Le tuyau aura une capacité de 950 millions de pieds cubes par jour, Alen fournissant 200 à 300 millions de pieds cubes, ce qui permettra une expansion. Les liquides seront extraits à l’usine d’Alba et le gaz sec sera ensuite liquéfié à l’usine d’EG LNG.

Noble et les partenaires d’Alen conserveront la propriété de la production tout au long du traitement, la société étant en train de négocier les accords de prélèvement pour la vente du GNL. L’accord Alen témoigne de la volonté de la Guinée équatoriale de continuer à explorer et à développer des gisements de liquides et de gaz, a déclaré Kearney.

Tour de licence

Le gaz devient de plus en plus important pour la Guinée équatoriale alors que la production de pétrole diminue. Le pétrole a été découvert en quantités commerciales dans les années 1990 au large de la Guinée équatoriale, grâce aux travaux d’un groupe de sociétés américaines. La production de pétrole est en baisse, de même que l’intérêt des acteurs américains, mais le nouvel accent est mis sur l’extension des progrès réalisés dans le secteur du gaz.

Kearney a déclaré qu’il y avait eu une volonté « d’élargir la liste des entreprises travaillant en Guinée équatoriale ». Bien que traditionnellement cela ait été motivé par les investisseurs américains, le nouveau cycle de licences “s’adresse à tous les nouveaux venus et a attiré un éventail d’investisseurs. Les investisseurs américains continueront à être les bienvenus, mais les autres sont également les bienvenus. Une fois que le secteur en général aura décidé de reprendre ses activités grâce à un secteur robuste, les entreprises du monde entier recommenceront à chercher. »

Le pays a lancé une série de licences plus tôt cette année, offrant 27 blocs, dont 25 sont ouverts à l’exploration, tandis que les deux autres offrent des opportunités de développement. Il existe des zones disponibles sur tout le territoire de la Guinée équatoriale.

Approvisionnement en gaz

En 2004, le projet EG LNG a fait l’objet d’une décision finale d’investissement (FID), qui a expédié sa première cargaison au milieu de 2007, et son 500 e expédié en 2016. Le projet n’a pas toujours fonctionné sans heurts. Il a été construit avec un œil sur le marché américain avec le contrat de vente basé sur les prix Henry Hub. La production a commencé avec le début de la révolution du schiste aux États-Unis, réduisant le besoin d’importer du GNL et permettant à BG Group, puis à Shell, de vendre du GNL basé sur Henry Hub à des marchés prêts à payer des prix beaucoup plus élevés.

Une démonstration du nouveau foyer gazier du pays a lieu au port d’Akonikien. Une société locale, Elite Construcciones, construit actuellement un terminal de regazes d’une capacité de 14 000 mètres cubes. En août, lorsque les travaux ont commencé, la société a déclaré que ce serait la première du genre à permettre la distribution de GNL sur le continent. L’établissement dispose également d’un poste de chargement de camions et de 12 km de pipelines.

L’usine permettra au gaz d’être transporté – par camions ou par conduites – afin de générer de l’électricité ou d’être utilisé dans l’industrie, telle que la production de ciment. Elite travaille sur le projet avec deux sociétés allemandes, ESC Engineers et Noordtec.

Le plan Akonikien fait partie du projet plus vaste LNG2Africa du pays, qui vise à fournir des approvisionnements en gaz destinés à la consommation sur le continent. La Guinée équatoriale a signé des accords dans ce cadre avec le Togo, le Burkina Faso et le Ghana. L’Afrique du Sud et l’Angola comptent parmi les autres importateurs potentiels de GNL, ce dernier ayant manifesté son intérêt à importer du gaz lors de discussions avec la société américaine New Fortress Energy.

LNG2Africa vise à «trouver le meilleur moyen de commercialiser des ressources, de mettre les ressources entre les bonnes mains, de produire de l’énergie et de l’électricité. Le moment est venu pour les gouvernements de faire le bilan de leurs réserves de gaz et de la manière d’utiliser ce gaz », a déclaré Kearney. « C’est une idée dont l’heure est maintenant. »

L’avocat en Afrique subsaharienne offre des opportunités et de bonnes nouvelles, a poursuivi l’avocat, mais l’électricité a continué de représenter un défi pour une grande partie du continent. «Il y a une pénurie d’énergie électrique fiable, qui découle d’un certain nombre de raisons. Le gaz naturel ne résout pas tous ces problèmes, mais il peut certainement aider, car certaines personnes intelligentes réfléchissent à la façon de le conditionner et de le rendre disponible dans le commerce. »

Ligne dure

Les relations entre la Guinée équatoriale et les entreprises étrangères ont parfois été difficiles. Subsea 7 et CHC Helicopter ont été expulsés du pays en 2018 pour non-respect de la réglementation en matière de contenu local. De même, Malabo a adopté une ligne dure avec les opérateurs, leur demandant de progresser ou de risquer de perdre des actifs. Ophir Energy, qui travaillait sur le champ Fortuna dans le bloc R, a perdu sa licence en raison de l’absence de progrès sur son projet de schéma de GNL flottant.

«Les entreprises ne devraient pas s’inquiéter des expulsions pour violation du contenu local. Une des choses sur lesquelles les entreprises américaines – et d’autres – hésitent à décider où investir est l’inquiétude de l’absence de règle de droit. S’il existe une politique importante et soutenable, les gouvernements se rendent service en s’en tenant à cette politique. Je ne pense pas que cela ait un impact excessif », a déclaré Kearney.

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Afrique du Sud : La législation sud-africaine pourrait stimuler les investissements offshore (ANALYSE)

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Afrique du Sud : La législation sud-africaine pourrait stimuler les investissements offshore (ANALYSE)

L’Afrique du Sud s’est engagée à accélérer la finalisation de la proposition visant à scinder le projet de loi sur le développement des ressources minérales et pétrolières en attente afin de disposer d’une législation distincte et d’un cadre réglementaire spécifique pour le secteur du pétrole et du gaz naturel, le pays envisageant d’accroître les investissements des secteurs public et privé dans l’industrie. ses activités de recherche et de production d’hydrocarbures en mer, en particulier dans le bassin d’Orange.

Samson Gwede Mantashe, ministre des Ressources minérales et pétrolières, a déclaré lors d’un forum sur le pétrole et le gaz organisé au Cap qu’il entendait séparer le règlement sur les ressources pétrolières de la loi sur l’exploitation des ressources minérales et pétrolières.

Bien que le ministre n’ait pas réussi à confirmer le calendrier d’exécution de son intention, il s’est engagé à déposer devant le Cabinet un projet de loi sur le développement des ressources pétrolières, décision considérée comme essentielle pour l’intensification envisagée de la recherche et de la production de pétrole et de gaz naturel en mer dans un pays en développement. une production totale estimée de pétrole et de liquides connexes de 134 000 barils / jour.

Les retards dans le débat et l’approbation du projet de loi sur le développement des ressources minérales et pétrolières ont été en partie imputés à la proposition antérieure de le retirer et de permettre à l’expansion du développement pétrolier d’être discutée et approuvée en tant que législation indépendante.

En outre, le gouvernement du président Cyril Ramaphosa cherche également à jeter les bases d’un processus d’investissement en amont sans heurts, surtout depuis que le grand groupe français Total a procédé à la découverte de Brulpadda en haute mer, avec un milliard de barils estimé et devant être transformé en une transaction commerciale. entreprise. Cela devrait permettre à l’Afrique du Sud de réduire sa facture d’importation de pétrole brut, Mantashe estimant que cette découverte «susciterait probablement davantage d’intérêt pour le potentiel en amont de l’Afrique du Sud».

Jusqu’à présent, les investissements et les réalisations de l’Afrique du Sud dans l’espace offshore ont été minimes et éloignés bien que le pays ait exprimé son admiration pour les succès remportés en amont dans les pays voisins tels que le Mozambique, où environ 75 trillions de pieds cubes de gaz récupérable ont été découverts. dans la zone extracôtière 1.

«Nous notons avec un grand intérêt et un sentiment d’admiration, les principales découvertes de gaz dans la partie orientale du continent, en particulier au Mozambique et en Tanzanie (et) nous sommes conscients du fait que l’une des sociétés pétrolières sud-africaines a joué un rôle central la monétisation des premières découvertes de gaz au Mozambique », a déclaré Mantashe.

Samson Gwede Mantashe, Ministre des ressources minérales et de l’énergie de l’Afrique du Sud (Photo: Département des ressources minérales)

Auparavant, le ministre avait déclaré que le projet de loi garantirait à l’Afrique du Sud « la sécurité politique » du secteur pétrolier en amont, secteur relativement nouveau de notre économie, mais qui offre un potentiel considérable pour la croissance de notre produit intérieur brut, contribue à la besoin d’emplois. « 

Par ailleurs, l’Afrique du Sud devrait progresser dans son projet de base d’approvisionnement offshore de 121 millions de dollars dans le port de Saldanha après avoir attribué à HARPS Holdings, Saldehco, un contrat visant à développer l’installation qui fournira des services aux sociétés pétrolières et gazières offshore.

La durabilité et la viabilité de l’installation dépendront d’investissements accrus dans la recherche, la production et le traitement du pétrole et du gaz naturel, ce que le ministre a souligné, la semaine dernière n’a pas encore été atteint.

«Nous devons donc explorer des options plus économiques pour introduire du gaz naturel sur le marché sud-africain, notamment en accélérant nos propres activités d’exploration de gaz naturel telles que le gaz de schiste Karoo et les découvertes en haute mer», a déclaré Mantashe en prévoyant une utilisation accrue. de gaz naturel en particulier pour la production d’électricité.

Auparavant, Eni South Africa BV, filiale du géant italien de l’énergie, et Sasol Africa Limited, avaient annoncé leur intention de mener un programme de forage d’exploration dans le bloc ER 236, afin de déterminer la viabilité commerciale du gisement d’hydrocarbures pour un développement futur.

Les premiers travaux de forage avaient été provisoirement programmés entre novembre 2019 et mars 2020. Un puits devrait durer 60 jours, selon une projection antérieure d’Eni.

« La profondeur de forage attendue serait d’environ 3 800 mètres à 4 100 mètres dans la zone d’intérêt nord et de 5 100 mètres dans la zone d’intérêt sud, de la surface de la mer à la profondeur visée », a déclaré Eni.

Un forage réussi, selon Eni, pourrait mener à un puits d’évaluation situé à proximité du même site ou à un autre puits d’exploration.

Bien que Eni et Sasol n’aient pas encore précisé leur calendrier pour le forage des deux puits d’exploration et des deux puits d’évaluation proposés dans la zone d’intérêt du nord, et d’une exploration et d’une évaluation dans la zone d’intérêt du sud, la société a les puits supplémentaires dépendront des résultats du premier puits d’exploration et ne se produiront probablement pas immédiatement après le forage du puits initial. « 

Cependant, même avec les projets offshore en cours de Total, Eni et, auparavant, de Shell, les investissements sud-africains en eaux peu profondes et en eaux profondes restent modestes et appellent un nouveau cadre fiscal et réglementaire propice à la croissance.

Néanmoins, si le ministre Mantashe tenait fermement sa promesse de faire adopter rapidement le projet de loi sur le développement pétrolier et de le faire adopter, l’Afrique du Sud pourrait élargir ses gains offshore en commençant par la monétisation des réserves de pétrole brut prouvées estimées à 15 millions de barils dans le Bredasdorp. bassin et au large de la côte ouest près de la frontière maritime avec la Namibie.

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Afrique du Sud : L’Afrique est-elle compétitive ? Les panélistes de l’AOP s’interrogent sur l’attractivité du continent (ANALYSE)

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Afrique du Sud : L'Afrique est-elle compétitive ? Les panélistes de l'AOP s'interrogent sur l'attractivité du continent

Pleins feux sur l’exploration et la production dans le secteur du pétrole et du gaz en Afrique, la première journée de la conférence et de l’exposition Africa Oil & Power s’est terminée par une table ronde sur le secteur en amont de l’Afrique.

Animé par NJ Ayuk, président exécutif de la chambre africaine de l’énergie, le panel a invité Robin Sutherland, directeur général de New Ventures chez Tullow Oil ; Kevin Vorhaben, directeur commercial de l’unité Afrique, Noble Energy ; Geraud Moussarie, Country Manager, BP ; Bongani Sayidini, PDG de PetroSA, et David Grislain, directeur national du Sénégal pour Woodside Energy, discuteront de l’avenir de l’exploration et de la production en Afrique.

NJ Ayuk a facilité la conversation sur différents sujets, notamment la compétitivité du secteur en amont de l’Afrique à l’échelle mondiale, que ce secteur entre réellement dans une nouvelle ère, ce qui rend l’attraction de l’Afrique en amont attrayante, ce qui retient le continent, où se trouvent les plus grandes opportunités du secteur sont comment le continent peut attirer de nouveaux investissements et comment les investisseurs privés peuvent participer à la vision plus large de l’Afrique pour son économie.

Répondant à la question principale: «Qu’est-ce qui rend l’Afrique attrayante?», Les panélistes ont convenu qu’il était important d’examiner les pays africains individuellement et d’étudier leurs termes géologiques par rapport à leurs termes fiscaux afin de comprendre la performance du secteur en amont. se tient sur la scène mondiale.

Geraud Moussarie, de BP, a cité comme exemple le projet Grand Tortue Ahmeyim sur la collaboration et le maintien des affaires en Afrique. «Le dialogue, le partenariat et l’engagement des deux partenaires ont été formidables», a-t-il déclaré, faisant référence au projet GTA en particulier. En ajoutant cela, « pour qu’un grand projet fonctionne, les sociétés et les sociétés pétrolières nationales doivent rester engagées ».

Bongani Sayidini, qui représente la compagnie pétrolière nationale sud-africaine, PetroSA, a déclaré que, même si le pays est actuellement inactif dans le secteur, il surveille et apprend des progrès de la part des pays voisins.

« Bien que nous ne forions pas activement, nous surveillons ce que l’industrie prépare », a-t-il déclaré. Expliquant également que, bien que PetroSA n’ait pas encore discuté avec Total de ses projets concernant la découverte de Brulpadda, il souhaite également savoir ce que la grande majorité française fait de cette découverte et où elle mène le secteur.

S’exprimant sur la réaction des régions de la SADC à la tendance du gaz naturel sur le continent, Sayidini a déclaré que: « le plus gros défi dans la région de la SADC est que le marché du gaz n’est pas aussi développé et que très peu de marchés sont développés ».

En discutant de la manière de faire fonctionner E & P en Afrique, les panélistes ont présenté leurs visions du secteur E & P en Afrique. «Pour Woodside, au cours des cinq à dix prochaines années, nous nous concentrerons sur la commercialisation du projet SNE phase 1 et, bien entendu, de SNE 2, SNE 3. Nous sommes donc à toute vapeur», a déclaré David Grislain, de Woodside.

«Nous sommes très très heureux d’être maintenant dans dix pays différents en Afrique. Nous nous concentrons sur le MSGBC, qui occupe une place particulière pour nous comme un nouveau bassin avec beaucoup de potentiel et beaucoup de gaz. Nous travaillerons en étroite collaboration avec le gouvernement pour que c’est un bassin très compétitif », a déclaré Moussarie.

«Nous sommes attachés à l’Afrique. Je sais que nous avons récemment fait une découverte en Amérique du Sud, mais c’est parce que la géologie est semblable à l’Afrique où nous nous sentons vraiment chez nous. Nous avons une longue tradition d’ouverture qui a été jugée non productive par d’autres pour mettre de nouveaux pays africains sur la carte. »

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Eni sur le chaos en Libye (ANALYSE)

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Eni sur le chaos en Libye (ANALYSE)

La semaine du soulèvement libyen de 2011 a été une semaine comme les autres pour les travailleurs de la compagnie pétrolière italienne  Eni SpA  dans ce pays d’Afrique du Nord. Ils ont joué au football et regardé des films, oubliant les batailles avec la police et faisant de plus en plus de morts dans la révolution qui a renversé Mouammar Kadhafi.

Cinq mois plus tard, Ahmed Sheikhi, ex-ingénieur d’Eni, était dans la réalité quand il rentrait chez lui après avoir quitté le complexe pétrolier Mellitah, dans l’ouest de la Libye. «J’avais l’impression d’être dans un autre pays», a-t-il déclaré.

Cet isolement du chaos qui se développe est mis à l’épreuve comme jamais auparavant, alors que la Libye entre dans une guerre civile généralisée. Les combats entre deux administrations rivales menacent de diviser en permanence un producteur clé de l’OPEP et de perturber les marchés mondiaux de l’énergie. Cela a créé un vide qui pourrait permettre à  l’État islamique  et aux groupes de trafiquants criminels de déstabiliser les voisins de la Libye  , y compris l’Europe.

Eni a enduré le coup d’État qui a amené Kadhafi au pouvoir en 1969 et le soulèvement qui a renversé son régime 42 ans plus tard en exerçant effectivement ses fonctions en tant qu’État au sein d’un État. Mais la capacité du géant italien à prospérer est désormais davantage une question de survie dans un pays où l’industrie pétrolière est dominée depuis six décennies et qui est sa plus grande source de pétrole.

Eni, basé à Rome, a évacué son personnel italien en avril, lorsque les forces placées sous le commandement du commandant basé dans l’Est, Khalifa Haftar, ont  marché sur Tripoli  pour s’emparer du contrôle du gouvernement soutenu par les Nations Unies. Les combats sur la ligne de front, dans la banlieue sud, se sont intensifiés alors que les dirigeants mondiaux s’apprêtaient à se réunir cette semaine pour l’Assemblée générale des Nations Unies à New York, où une réunion devait avoir lieu jeudi pour discuter de la dernière initiative de paix libyenne, cette fois allemande.

Quelques centaines d’employés d’Eni travaillent toujours dans le pays. Environ une douzaine de directeurs vont et viennent pour des réunions et ont tendance à ne pas rester plus d’une nuit dans la capitale, selon des personnes familières avec les opérations de l’entreprise.

«Nous continuons à produire, la situation est stable, il y a des problèmes à Tripoli, mais ceux-ci traînent depuis 10 ans», a  déclaré Claudio Descalzi, directeur général  , en juin. Le mois suivant, il a rencontré le Premier ministre Fayez al Serraj, soutenu par l’ONU, et a confirmé son engagement total à rester dans le pays. La société, qui représente 45% de la production de gaz et de pétrole libyen, a refusé de commenter davantage lorsque contacté pour cette histoire.

L’infrastructure pétrolière libyenne est sortie indemne de la révolution qui a pris fin à la mort de Kadhafi en octobre 2011. Les exportations de pétrole ont peut-être été perturbées, mais toutes les parties ont cherché à éviter les installations dommageables. Depuis lors, les factions en lice pour influence ont ciblé plus de 95% des recettes d’exportation avant les soulèvements.

Des manifestations, des attaques de pipelines et des combats autour d’installations clés ont provoqué de graves perturbations. Bien qu’aucun groupe n’ait été en mesure d’exporter légalement du pétrole indépendamment de la National Oil Corporation, l’exploitation de champs et de terminaux fournit un effet de levier.

Haftar contrôle actuellement la majeure partie du système pétrolier libyen, depuis les champs jusqu’aux pipelines en passant par les terminaux d’exportation. Le complexe pétrolier Mellitah Oil & Gas, à Zuwara, exploité conjointement avec le CNO et fournissant à l’Italie 8-10 milliards de mètres cubes de gaz par an via le pipeline Greenstream, se situe en dehors de sa zone d’influence. Mais il essaie de gagner du terrain dans la région.

L’Italie s’est initialement opposée à l’intervention qui a conduit à l’éviction de Kadhafi, Rome déclarant vouloir éviter les comparaisons avec sa domination coloniale de 1911 à 1943 sur le pays de l’Afrique du Nord, mais a ensuite cédé lorsque l’OTAN a été choisie pour le diriger. Lorsque le pays s’est divisé en 2014 entre les deux administrations rivales, il a soutenu le gouvernement occidental.

Les choses peuvent changer. Le Premier ministre Giuseppe Conte a rencontré Serraj à Rome le 18 septembre pour discuter de questions telles que les migrations, thème dominant de la politique italienne, et selon un responsable gouvernemental qui a demandé à ne pas être nommé, solution politique, pas une solution militaire.

Pour  Arturo Varvelli , coresponsable du Centre ISPI pour le Moyen-Orient et l’Afrique du Nord, c’est un signe: «Le gouvernement italien a pris une position très ambiguë sur la Libye et prend une distance égale entre les deux côtés. »

«C’est pour protéger les intérêts d’Eni», a déclaré Varvelli. Haftar a pris le contrôle de certains de ses  puits dans le sud  et cela « a conduit à une approche jamais vue auparavant par le gouvernement italien ».

La réalité pour Eni est que les factions belligérantes libyennes n’ont montré aucun intérêt réel pour un accord de paix et que l’impasse s’est aggravée avec  l’appui des  deux pays. Mais si une entreprise étrangère sait naviguer dans le réseau complexe d’intérêts, c’est bien Eni.

Parmi toutes les sociétés internationales présentes en Libye – dont la société énergétique norvégienne Equinor, Repsol (Espagne), Total (France) et britannique (BP) – Eni a été la moins prudente, en partie parce qu’elle connaît si bien le pays, a déclaré un analyste libyen. Il a même prévu la fracturation qui aurait lieu après la révolution, a-t-il déclaré. En se basant sur ses propres évaluations du renseignement, il a demandé aux milices locales de protéger les installations et les pipelines.

Et Eni a continué à renforcer sa présence. L’année dernière, elle est devenue la première société étrangère à reprendre l’exploration pétrolière dans le pays depuis le soulèvement, en signant un accord avec la société pétrolière d’État et BP. La Libye représente déjà 15% de la production mondiale d’Eni, ce qui signifie qu’un baril de pétrole et de gaz sur six dans le monde provient des pays d’Afrique du Nord.

Après 12 années passées à Eni, Sheikhi, l’ingénieur, a décidé qu’il était temps de trouver un emploi plus près de chez lui, à Benghazi. Rappelant les premiers mois de la révolution, il a déclaré que les travailleurs étaient si bien isolés qu’ils n’étaient pas affectés par les pénuries qui sévissaient dans le pays.

«Nous avons entendu dire qu’il y avait une crise de carburant dans les villes mais nous ne le sentions pas parce qu’Eni nous avait donné du carburant. Nous avons entendu dire qu’il y avait une crise de l’électricité mais nous ne le sentions pas non plus», a-t-il déclaré. En ce qui concerne la nourriture « on nous a proposé trois types de viande pour le déjeuner et toutes les boissons étaient disponibles », a-t-il déclaré. « Au moins jusqu’en mai. »

Il lui manque de travailler pour la société qui le paye 60% de plus qu’il ne gagne maintenant pour le même travail ailleurs. Ces jours-ci cependant, quand il parle avec d’anciens collègues, il dit qu’il a l’impression qu’ils sont moins amortis qu’auparavant. « La vie n’est pas aussi bonne qu’elle était. »

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