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Le Gabon opte pour un nouveau code pétrolier plus attractif créant un cadre favorable à l’investissement et à la recherche pétrolière…

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Le Gabon opte pour un nouveau code pétrolier plus attractif créant un cadre favorable à l’investissement et à la recherche pétrolière…

Comment redynamiser le secteur pétrolier gabonais ?

Les éléments de réponse à cette problématique viendront certainement avec la promulgation du nouveau code des hydrocarbures dont le projet de loi a été adopté en Conseil des ministres le 26 février dernier en attendant son adoption par le parlement.

A la faveur d’un échange avec la presse ce weekend, le directeur général des hydrocarbures, Bernardin Mve Assoumou (photo), est revenu sur les conditions qui ont milité à la révision de l’actuelle loi sur les hydrocarbures, ainsi que les grands enjeux et attentes charriés par ce nouveau texte.

« L’actuel texte adopté en 2014 n’a pas répondu à toutes les attentes placées en lui. Par contre, la nouvelle loi, très compétitive, se veut à la fois contextuelle, compétitive sur toute la chaîne de valeurs du secteur des hydrocarbures », a-t-il d’emblée indiqué.

A propos des innovations du nouveau texte, Bernardin Mve Assoumou a précisé que la première innovation est relative au nombre de matières sur lesquelles il porte. Aujourd’hui ce sont sept matières qui régissent ce nouveau cadre contre cinq auparavant.

En effet, il prend désormais en compte, la fiscalité sur le gaz naturel, le contenu local et les meilleures pratiques en matière de transparence et de bonne gouvernance, toutes des dispositions qui n’existaient pas avant.

De manière spécifique, le directeur général des hydrocarbures précise également que le contrat de partage, par ailleurs principal contrat des hydrocarbures sera réaffirmé.

« Mais, cette réaffirmation ouvre désormais les portes à plusieurs possibilités. Notamment celles de renouvellement des permis d’exploitation existants dans le cadre des conventions d’établissement pour tenir compte des spécificités techniques des zones concernées ; de mener des activités d’exploitation dans une zone convenue ; de renégocier les termes contractuels en cas de découverte marginale », précise ledit texte.

Au-delà de ces possibilités, il y aura également la création de la convention d’exploitation pour l’exploitation des découvertes marginales, des champs marginaux et des champs matures ainsi que du titre pétrolier y afférent (permis d’exploitation).

« La création du contrat de services de production d’hydrocarbures et du titre pétrolier y afférent (autorisation exclusive d’exploitation) et l’augmentation de la durée de l’autorisation exclusive d’exploration (huit ans), et de l’autorisation exclusive de développement et de production (trente ans pour le pétrole brut et 35 ans pour le gaz naturel) », constituent tout aussi de réelles avancées de ce nouveau code.

Quant à la fiscalité de droit commun, le nouvel instrument offre un dispositif très incitatif, indique-t-il. Il remet à plat le système fiscal en vigueur, avec la suppression, de l’Impôt sur la société dans la part d’hydrocarbures revenant au contractant et son inclusion dans la part revenant à l’Etat dans le cadre du contrat de partage ; sur la survivance de l’impôt sur les sociétés dans les conventions d’établissement dont les taux varient entre 47 et 76 %.

Dans le même temps, il accorde des exonérations sur les plus-values de cession d’intérêts pétroliers découlant d’un contrat d’hydrocarbures durant la première phase d’exploration, ainsi que sur l’impôt, sur les dividendes, ou revenus des capitaux mobiliers des contractants et leurs maisons mères conformément au droit commun.

Pour ce qui est de la spécificité au secteur pétrolier, dans le nouveau code, l’Etat a opté pour un réduction et encadrement des taux de la redevance minière proportionnelle. Pour la zone conventionnelle, cette réduction est comprise entre 7 et 15 % pour le pétrole, et entre 5 et 10 % pour le gaz.

Quant à la zone offshore profond et très profond, la réduction est comprise entre 5 et 12 % pour l’huile et entre 2 et 8 % pour le gaz. Par ailleurs, la réduction des taux de la redevance minière proportionnelle est à égale ou supérieure à 7 % pour le pétrole et 4 % pour le gaz pour les zones conventionnelles, et 5 % pour le pétrole et 2 % pour le gaz lorsqu’il s’agit de la zone offshore profond et très profond.

Le dispositif prévoit également la suppression de la participation de l’Etat au capital de l’opérateur. Il prévoit aussi la réduction de sa participation aux opérations à 10 % au minimum. Dans le même temps, la participation de la GOC s’élève désormais à 15 %.

Le nouveau code fait aussi apparaître un abaissement de la 1re tranche de partage de la production (40 % pour la zone conventionnelle et 45 % pour la zone offshore profond et très profond). A cela s’ajoutent, le relèvement du plafond de récupération des coûts pétroliers de 70 à 75 % (pétrole brut) ; 80 à 90 % (gaz naturel) et l’insertion d’un « Uplift » en cas de consommation de biens et services locaux.

Contrairement au code actuel, le nouveau dispositif met également en exergue la fiscalité sur le gaz naturel. Ainsi, le taux de la redevance minière proportionnelle des zones conventionnelles est compris entre 5 et 10 % ; et pour les zones offshore profond et très profond, il va de 2 à 8 %. Quant au plafond de récupération des coûts pétroliers, il est compris entre 80 et 90 %.

Le contenu local qui ne figure pas dans l’actuel code est désormais pris en compte. Il prévoit l’insertion des notions de champs matures et champs marginaux destinés en priorité aux entreprises autochtones ; l’implication des opérateurs dans les actions de développement économique et social des localités abritant leurs activités et enfin, l’incitation des opérateurs à l’utilisation des prestations locales.

S’agissant de la responsabilité sociale des entreprises, le nouvel instrument maintient la remise en état des sites (RES), la provision pour investissements diversifiés (PID) ainsi que celle des investissements dans les hydrocarbures.

Le biocarburant fait également son entrée dans ce nouveau code. Notamment avec l’insertion d’un cadre juridique relatif au développement de l’activité de biocarburant dans l’aval pétrolier et l’institution d’une autorisation d’addition.

Il en est de même des pratiques de transparence et de bonne gouvernance. L’Etat institue désormais des mécanismes permettant la promotion des pratiques de bonne gouvernance en conformité avec les normes internationales et les lois anti-corruption.

Selon M. Mve Assoumou, ce code a été élaboré avec la collaboration du Fonds monétaire international (FMI), l’université de Houston, reconnue pour son expertise, toutes les parties prenantes de la chaîne de valeurs du secteur pétrolier national, mais aussi et surtout, en tenant compte des réalités et des expériences sous-régionales et continentales.

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l’Afrique du Sud a trouvé du gaz. Maintenant quoi?

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l'Afrique du Sud a trouvé du gaz. Maintenant quoi?

Alors que les décideurs politiques sud-africains luttent pour diversifier le bouquet énergétique du pays, Total Exploration and Production Afrique australe a récemment annoncé une importante découverte de gaz offshore. Le puits de Brulpadda, au large de Mossel Bay, est l’un des nombreux projets d’exploration très attendus en Afrique du Sud. Les premiers rapports sur le champ indiquent qu’il détient entre 500 millions et plus d’un milliard de barils d’équivalent pétrole. En comparaison, la découverte découverte en 2012 par le Mozambique voisin contenait plus de 350 milliards de barils d’équivalent pétrole. Ceux qui connaissent l’histoire du secteur de l’énergie en Afrique, et même ceux qui ne le sont pas, se réjouissent de l’inquiétude de ce qui a été le résultat pour de nombreux autres pays riches en ressources sur le continent. Si les résultats de Total ne suffisent pas à eux seuls à éclipser la pléthore d’autres ressources en Afrique du Sud – le charbon en particulier -, le pays se trouve à un moment de faiblesse en matière de politique énergétique et, surtout, de sécurité énergétique. Le plan de ressources intégrées (PRI) de l’Afrique du Sud, qui couvre la période 2010-2030, n’a été examiné qu’une seule fois depuis sa publication en 2011. Le projet de PRI de 2018, qui n’a pas encore été approuvé, prévoit 8 100 MW de capacités de production d’électricité à partir de gaz supplémentaires. d’ici 2030, mais reste ce qu’il est: un brouillon.

Cela justifie en outre la nécessité d’une politique de réglementation du gaz adéquate et en temps voulu, ainsi que d’une réglementation équilibrée en matière de contenu local, afin d’éviter de laisser passer une occasion de catapulter l’Afrique du Sud dans une frontière énergétique africaine en plein essor. Ce besoin crucial est encore souligné. compte tenu de ce mois avant la découverte de Total; La ministre des Ressources minérales, Gwede Mantashe, a mis fin à toutes les demandes d’exploration de pétrole et de gaz afin de modifier son processus de délivrance de permis. Cette décision a notamment conduit Royal Dutch Shell, super major, à renoncer à une licence de recherche de pétrole au large de l’Afrique du Sud, invoquant une incertitude législative. L’incertitude règne effectivement dans les licences et les réglementations relatives au pétrole et au gaz en Afrique du Sud. Opportunité insouciante de rouvrir le processus d’octroi de licence, compte tenu de l’intérêt inévitable qui en découle,

Le gaz naturel permet de créer un réseau énergétique moins coûteux, d’origine nationale et plus respectueux de l’environnement, qui est devenu un impératif mondial. Le gaz naturel est largement considéré comme un élément clé de cet élan. Bien que l’Afrique du Sud soit le plus grand producteur d’électricité du continent et exporte même de l’électricité vers des pays voisins comme la Namibie, elle souffre toujours d’une gestion inadéquate des infrastructures, qui connaît un taux croissant de pannes à l’échelle nationale. Beaucoup de personnes se demandent si la vulgarisation des infrastructures de production d’électricité à partir de gaz (énergie électrique générée par des turbines à gaz), motivée par la récente découverte de Total, aura un impact sur la sécurité énergétique ou aura le même sort que la centrale à charbon de l’Afrique du Sud. les plantes.

Étant donné que le gaz naturel est principalement utilisé et sert de source de chaleur et de production d’électricité, l’Afrique du Sud est sur le point de répondre à la difficile question de savoir comment elle est investie dans ses réserves de charbon et ses infrastructures électriques dépendant du charbon qui remplissent pratiquement les mêmes fonctions que le gaz. Surtout si l’on considère que l’Afrique du Sud détient environ 11% des réserves totales de charbon dans le monde, les mines de charbon étant le plus grand créateur d’emplois dans l’industrie minière et le charbon, la première source de recettes en devises de l’économie sud-africaine.
L’annonce récente du président Cyril Ramaposa visant à dégrouper Eskom, une entreprise publique endettée par la dette, est un possible effort pour motiver les producteurs privés d’énergie. Cette approche progressive visant à encourager les sociétés privées, si elle est menée de manière juste et inclusive, devrait être un facteur déterminant pour attirer les investissements dans les installations de gaz à puissance.

Les découvertes de cette envergure, en particulier dans les pays dont les marchés et les infrastructures ne sont pas en mesure d’absorber la ressource, ont tendance à être exportées immédiatement vers des marchés européens et asiatiques plus lucratifs. La consommation de gaz naturel dans des régions telles que l’Europe occidentale, l’Asie du Sud ou de l’Est est actuellement au plus haut niveau depuis 2001 et au 20ème mois de fortes livraisons mensuelles consécutives. Les exportations de gaz naturel sont également les plus élevées depuis le début des contrôles mensuels de l’Agence internationale de l’énergie en 1973. L’incitation à transférer le gaz naturel trouvé en Afrique du Sud sur les marchés internationaux est extrêmement prometteuse et correspondrait aux tendances récentes adoptées par les pays africains qui ont récemment découvert le gaz, comme le Mozambique ou le Sénégal. Le ministère de l’Énergie et le ministère des Ressources minérales ont le devoir de veiller à ce que les plans directeurs de réglementation relatifs à ces découvertes soient bien alignés sur la poursuite du développement de l’infrastructure de gaz naturel locale ainsi que sur les autres sociétés pétrolières internationales endettées pour poursuivre leurs activités d’exploration. . C’est une tâche dont le non-respect a conduit à une litanie de prospérité intérieure brute et gaspillée.

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Eland voit ses réserves de pétrole dans l’ODM 40 augmentées (Rapport)

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Eland voit ses réserves de pétrole dans l'ODM 40 augmentées (Rapport)

Eland Oil & Gas PLC, société de production et de développement de pétrole et de gaz opérant en Afrique de l’Ouest et centrée au Nigéria, est heureuse d’annoncer les résultats d’un nouveau rapport sur les personnes compétentes («CPR» ou «Report»). ) fournie par Netherland, Sewell & Associates Inc. («NSAI») au 31 décembre 2018.

OML 40 licence

· Réserves brutes OML 40, après une production brute de 6,5 millions de barils de pétrole en 2018:
Proved («1P») de 42,9 millions de barils («MMB»), soit une augmentation de 8% par rapport au CPR du 31 décembre 2017
Prouvé plus probable («2P») de 82,2 MMB, une diminution de 1%
Prouvé plus Probable plus Possible («3P») de 116,8 MMB, une diminution de 1%
· Eland’s Net (droit *) Valeur actuelle au taux d’actualisation de 10% avec un prix forfaitaire de 71,16 $ le baril de pétrole
1 P de 473,9 millions USD, soit une augmentation de 68,2%
2P de 568,9 millions USD, soit une augmentation de 35,7%
3P de 620,7 millions USD, soit une augmentation de 28,1%

Le montant net des droits est basé sur le traitement par Eland de la participation détenue par Starcrest Nigeria Energy Limited dans Elcrest E & P Nigeria Limited, ce qui donne une participation de 45% avant le remboursement du prêt et de 20,25% après le remboursement.

Depuis la précédente RPC indépendante pour l’OML 40, dont l’entrée en vigueur était le 31 décembre 2017, le champ Opuama a produit 6,5 millions de barils de pétrole brut.

Malgré une production record sur le terrain d’Opama, les réserves prouvées de pétrole ont augmenté de 3,3 millions de barils. La réduction mineure des réserves 2P reflète le fait que le remplacement des réserves prouvées et probables du champ Opuama, à la suite de la campagne de forage de 2018, a été limité à environ 80% des volumes de production. Eland continuera d’évaluer les performances du réservoir du stock de puits actuel afin d’identifier le potentiel de hausse volumétrique, en particulier dans les zones de flanc du champ.

NSAI a également augmenté ses estimations des ressources contingentes (2C) pour la l’OML 40 de 25%, passant de 40,4 millions de barils à 50,7 millions de barils de pétrole brut. Cette augmentation fait suite à une réévaluation de la découverte Abiala-1 de 1989, qui a entraîné une révision à la hausse de 16,1 millions de barils à 26,4 millions de barils bruts de pétrole. Eland prévoit de forer un puits d’appréciation sur Abiala en 2020. L’estimé (3C) pour Abiala est de 80,5 millions de barils bruts récupérables.

Le 2P NPV10Net (droit *) attribué dans le RPC de 569 millions de dollars a considérablement augmenté par rapport à l’année précédente. Cette évolution est principalement motivée par des hypothèses commerciales et de développement, telles qu’une hausse du prix du pétrole, un programme de travail actualisé et les coûts de développement, des modifications du taux d’imposition et, pour la première fois, la valeur des pertes fiscales d’Elcrest survenues pendant le séjour de Pioneer. statut. Les pertes fiscales, y compris les amortissements en capital, au 31 décembre 2018, seront utilisées au cours des prochaines années, avec pour effet de différer l’impôt sur les bénéfices pétroliers (PPT) à payer au Nigéria. En outre, nos conseillers en fiscalité sont d’avis que la Société bénéficiera du taux d’imposition actuel de 65,75% pour les nouveaux entrants pendant cinq ans à compter de la fin de la période visée par le statut de Pioneer, qui prend fin le 30 avril 2019.

Ubimalicence (Intérêt de travail des Elands 40%)

· Réserves brutes Ubima
Prouvé («1P») de 6,2 millions de barils, soit une augmentation de 634%
Prouvé plus probable («2P») de 9,3 MB, soit une augmentation de 285%
Prouvé plus Probable plus Possible («3P») de 13,1 MMB, une augmentation de 298%
· Valeur actuelle nette (droit) d’Eland à un taux d’actualisation de 10% avec un prix forfaitaire de 71,16 $ le baril de pétrole
1 P de 17,2 millions USD, soit une augmentation de 673%
2P de 31,4 millions USD, soit une augmentation de 200%
3P de 39,7 millions USD, soit une augmentation de 165%

La date de prise d’effet de la licence la plus récente pour la licence Ubima est celle d’avril 2016. A cette date, AGR TRACS International Limited estimait ses réserves brutes de 2P à 2,4 millions de barils de pétrole. En 2018, Eland et son partenaire ont réintroduit et testé avec succès le puits de découverte Ubima-1. Le nouveau CPR par NSAI estime les réserves brutes de 2P à 9,3 millions de barils, soit une augmentation presque quatre fois plus grande. NSAI calcule également une valeur nette de la VAN par rapport à Eland de plus de 31 millions de dollars, contre 10 millions de dollars dans le précédent bilan de programme de pays.

Les taux de remplacement des réserves 1P et 2P sont totalisés respectivement pour 233% et 188% des deux licences.

George Maxwell, PDG d’Eland, a commenté:

«Je suis heureux d’annoncer des CPR mis à jour pour les licences OML 40 et Ubima de la société. Celles-ci montrent de grands progrès dans les deux licences, témoigne de la haute qualité des actifs et des investissements importants que nous avons réalisés dans chacune d’elles. Après une année aussi réussie avec des volumes de production record, il est très satisfaisant d’enregistrer un taux de remplacement des réserves de 2% de 188%.

Nous avons toujours pensé que l’OML 40 avait beaucoup plus à offrir que les champs Opuama et Gbetiokun. Nous allons forer notre premier puits d’exploration de champ proche sur le permis plus tard cette année avec le prospect Amobe, suivi l’année prochaine de forages d’évaluation à Abiala. Ces deux puits pourraient potentiellement plus que doubler le nombre actuel de réserves 2P de la licence. Chez Ubima, j’attends avec impatience la phase initiale de développement de ce champ en 2019, à la suite de la multiplication par quatre des estimations des réserves. « 

Je suis ravi que le CPR attribue une valeur d’environ 600 millions de dollars à la quote-part d’Elant dans les réserves 2P d’OML 40 et d’Ubima, suggérant qu’il existe toujours un potentiel de hausse substantiel au sein de la société ».

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Rapport de marché : les ventes de pétrole vont pivoter


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Rapport de marché: les ventes de pétrole vont pivoter


Le rapport hebdomadaire sur le marché est fourni par Gladius Commodities de Lagos, au Nigéria. Téléchargez le rapport complet ici . En savoir plus sur les produits Gladius sur www.gladiuscommodities.com .

NIGERIA

Le Dr Maikanti Baru, directeur général du groupe de la NNPC (Nigerian National Petroleum Corporation), a exhorté les partenaires participant au programme d’achat direct par achat direct (DSDP) à parrainer NIDAS, filiale d’exportation directe de la NNPC, afin d’assurer une rentabilité durable.

Le PDDD est un mécanisme par lequel la NNPC vend du pétrole brut directement aux raffineurs offshore et en reçoit le produit en retour. Le Dr Baru a été enthousiasmé par les énormes progrès de rentabilité enregistrés par la NNPC / NIDAS, pas plus tôt qu’elle ne s’est lancée dans les activités de fret international.

Il les a encouragés à redoubler d’efforts pour maintenir le rythme actuel, ce qui est conforme à la stratégie de rentabilité de la société. M. Lawal Sade, directeur général de NIDAS Ltd, a rendu hommage au Dr Baru pour son soutien et ses efforts visant à réorganiser la société, qui selon lui, avait été moribond avant son entrée en fonction.

Sade a en outre déclaré que la société ferait tout son possible pour maintenir le rythme en mobilisant et en sollicitant le soutien des équipes de la NNPC et de ses partenaires internationaux pour améliorer les résultats de la société.

En outre, l’agence nigériane chargée de l’administration et de la sécurité maritimes (NIMASA) a annoncé que ses discussions sur la migration des incoterms Free On Board (FOB) vers des incoterms à coûts, assurance et fret (CIF) destinés à la vente de pétrole brut avaient donné de bons résultats. L’agence a ajouté que cette migration permettrait aux armateurs autochtones et à l’économie de tirer profit des échanges de pétrole brut de la nation.

NIMASA a déclaré que des discussions étaient en cours avec la NNPC au sujet de la migration et estimaient qu’avec le temps, une avancée décisive serait réalisée afin de garantir que certains armateurs nigérians obtiennent le droit de lever notre pétrole brut. La NNPC s’est déclarée prête à construire de nouvelles centrales électriques indépendantes à Abuja, Kaduna et Kano, qui devraient fournir 4 000 mégawatts supplémentaires afin de stabiliser le réseau national.

La NNPC construirait également un projet d’engrais à Brass, dans l’État de Bayelsa. La Gas and Power Investment Company (GPIC) a été créée en tant que filiale sous la Direction du gaz et de l’électricité afin de lui permettre de monétiser les abondantes ressources en gaz du pays au profit de l’économie du pays.

Le directeur financier de la NNPC et président du conseil d’administration de la GPIC, M. Isiaka Abdulrazaq, a déclaré que la GPIC était une entreprise très stratégique grâce à laquelle la NNPC créerait plus de valeur pour le pays, soulignant que les IPP entreraient en activité à Abuja. , Kaduna et Kano, les petites et moyennes entreprises (PME) des régions en bénéficieraient.

GHANA

Le 5 mars, Aker Energy, l’exploitant du bloc Deepwater Tano Cape Three Points (DWT / CTP), a annoncé avoir trouvé du pétrole dans le puits Pecan South-1A au large du Ghana.

Le puits Pecan South-1A a été foré au sud du principal champ Pecan dans le bloc DWT / CTP. Aker Energy est en train d’analyser les résultats du puits et commencera d’autres forages afin de vérifier les estimations de volume.

Ces volumes viendront s’ajouter aux ressources contingentes brutes (2 ° C) tirées des découvertes existantes dans la région, qui étaient auparavant estimées à 450-550 Mbep. Le navire de forage Maersk Viking va forer un puits latéral à Pecan South, avant de déménager pour forer le troisième puits de la campagne d’évaluation en cours, Pecan South East.

Sur la base des résultats de Pecan South et des estimations avant forage de Pecan South East, Aker Energy estime que les volumes totaux à inclure dans un plan de développement (POD) pourraient atteindre entre 600 et 1 000 Mbep.

Aker Energy envisage d’autres avancées dans la région et a identifié plusieurs cibles de puits à forer dans le cadre d’un développement plus étendu de la zone après la soumission du POD. Aker Energy est l’opérateur du bloc DWT / CTP avec une participation de 50%, LUKOIL (38%), la Société nationale du pétrole du Ghana (GNPC) (10%) et Fueltrade (2%).

GLOBAL

Le 7 mars, les prix du pétrole ont monté en flèche, les analystes minimisant les chances d’une baisse de la demande aux États-Unis malgré une importante accumulation de stocks.

Les prix à terme du brut West Texas Intermediate aux États-Unis ont augmenté de 65 cents à 56,87 $ US le baril à 8h38 HE (13h38 GMT), tandis que les contrats à terme standardisés du Brent ont progressé de 73 cents à 66,72 $. Le rapport hebdomadaire de la US Energy Information Administration (EIA) du 6 mars indiquait une augmentation des stocks de brut de 7,1 millions de barils au cours de la semaine se terminant le 1er mars.

En dépit du fait que les données de l’EIA sur les stocks américains ont montré une augmentation des stocks la semaine dernière, les analystes ont attribué ce saut à la saisonnalité plutôt qu’à un signe de faiblesse de la demande. Le pétrole a progressé de plus de 20% à ce jour en 2019 grâce aux réductions de production de 1,2 million de barils par jour (bpd) de l’OPEP.

Dans le même temps, les sanctions imposées au Venezuela et à l’Iran, membres de l’OPEP, limitent également l’offre mondiale. L’OPEP est susceptible de revenir sur leur décision de prolonger ou non l’accord sur la réduction de la production entre juin et avril.

La société pétrolière vénézuélienne PDVSA, dirigée par l’État, a déclaré cette semaine une urgence maritime, citant des difficultés pour obtenir des pétroliers et du personnel pour exporter son pétrole dans le cadre des sanctions. En ce qui concerne les sanctions contre l’Iran, les pays qui ont obtenu des dérogations sur les importations de pétrole s’empressent de les prolonger au-delà de mai, lorsque Washington entend les laisser expirer. Parmi ceux-ci, l’Inde cherche à maintenir ses importations de pétrole iranien au niveau actuel d’environ 300 000 bpd.

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