#2004: LOWOBYWATEL - NIE CHCEMY TEKSASU W ŁOWICZU I W POLSCE !!!

Potencjalne zagrożenia związane z eksploatacją gazu i ropy z łupków

- analiza aspektów geologicznych i geotechnicznych

Marc Durand Dr inż. ENSG

Katedra Geologii Stosowanej, Uniwersytet Quebec w Montrealu

WYCIĄG Z EKSPERTYZY

We francuskojęzycznej wersji tego opracowania użyta została nazwa shale - „łupek ilasty”, przy określeniu skał gazonośnych potocznie zwanych „łupkami”. Niezależnie od ich nazw, spotykane na pięciu kontynentach skały osadowe tego rodzaju kształtowały się w basenach morskich. Zawierają one rozproszoną materię organiczną. Przez miliony lat materia organiczna uległa przekształceniu w węglowodory - ropę i gaz tzw. termogeniczny – w odróżnieniu od współczesnego gazu biogenicznego m.in. metanu biogenicznego z bagien, tworzącego się pod wpływem wysokiej temperatury i wysokiego ciśnienia. Węglowodory są uwięzione w szczelinach skał łupkowych. Łupki występują powszechnie. Szacuje się, że istnieje ponad sto różnych formacji łupkowych na ziemi.

Eksploatacja tych niekonwencjonalnych złóż węglowodorów pociąga za sobą poważne ryzyko geotechniczne. Mówimy tu o masywach skalnych o powierzchni ponad 10 tys. km2 i setek metrów grubości, w których wykonano dziesiątki tysięcy wierceń poziomych i zastosowano na dużą skalę nową technologię o nieprzewidywalnych skutkach.

Niniejsza analiza została wykonana w oparciu o przykłady tej działalności w Ameryce Północnej na następujących złożach łupków gazonośnych: Haynesville i Barnett w Teksasie, Marcellus w Pensylwanii, oraz Utica w prowincji Quebec gdzie poszukiwanie i wydobycie tego surowca są już rutynowo wykonywane. Nawet w USA, gdzie ten przemysł rozwinął się już w 2005 roku, jego skutki ani średnio ani długoterminowe nie zostały dotychczas wyczerpująco oszacowane. Zresztą oszacowanie zagrożeń nie zawsze jest wykonalne z zastosowaniem istniejących technik pomiarowych.

Oto podstawowe aspekty analizy:

1 - Nowe technologie stosowane w eksploatacji niekonwencjonalnych złóż łupków pozwalają wydobyć tylko 20% gazu i ropy zawartych w tych złożach.

2 – Wydobycie jest możliwe tylko poprzez utworzenie sztucznych szczelin w masywie skalnym. Eksploatacja gazu zmienia w sposób nieodwracalny przepuszczalność gazonośnego masywu skalnego w całej jego objętości.

3 – Czas trwania procesu zainicjowanego przez sztuczne szczelinowanie to czas geologiczny (setki czy tysiące lat) - niewspółmiernie dłuższy niż czas trwania instalacji służących do eksploatacji złoża.

Na pytania „dlaczego przy eksploatacji węglowodorów z łupków nie można wyciągnąć więcej niż 20% gazu?” i „ jakie mogą być konsekwencje tej częściowej eksploatacji złóż ?” nie można obecnie znaleźć wyczerpującej odpowiedzi, z uwagi na ograniczoną wiedzę co do długoterminowych skutków szczelinowania hydraulicznego stosowanych do długich wierceń poziomych. Jednak można znaleźć elementy odpowiedzi za pomocą analizy różnic, które istnieją między technologią stosowaną w eksploatacji złóż niekonwencjonalnych i konwencjonalnych.

W złożu konwencjonalnym surowiec do wydobycia znajduje się w obrębie szczególnej struktury geologicznej. Jest to rodzaj zbiornika o licznych przestrzeniach – pęknięciach połączonych ze sobą - wypełnionych gazem. Ta struktura pokryta jest nieprzepuszczalnym stropem. Po wykryciu i wykonaniu dokumentacji złoża – wykonuje się pionowy odwiert w stropie. Umożliwia to z reguły wydobycie ze złoża prawie całej ilości gazu (>95%). Następnie otwór jest likwidowany a plac wiertniczy może być poddany rekultywacji po relatywnie niedługim okresie obserwacji.

Transpozycja opisanego wyżej procesu wydobywczego do eksploatacji złóż niekonwencjonalnych gazu łupkowego jest bardzo niebezpiecznym błędem metodologicznym. Czas eksploatacyjny tych odwiertów jest liczony w miesiącach lub w latach (Haynesville, Marcellus i Utica). W przypadku otworu w St-Edouard wydajność spadła nawet o 90% w stosunku do początkowej już po 150 dniach. Decyzję o zakończeniu eksploatacji podejmuje się kiedy wydajność spada poniżej progu opłacalności. Tuż po zaczopowaniu odwiertu ciśnienie jest niskie, potem stopniowo podnosi się w zależności od prędkości migracji pozostałego gazu. Wzrost ciśnienia w zmodyfikowanym gazonośnym masywie łupkowym jest nieunikniony, bo 80% gazu pozostaje w masywie w chwili zakończenia wydobycia. Zjawisko jest wyraźniejsze w odwiertach poziomych wykonanych metodą szczelinowania hydraulicznego, niż w odwiertach innego typu. Trzeba podkreślić, że tego uruchomionego procesu nie da się zatrzymać. Będzie on trwał wieki a nawet tysiąclecia, czyli nieporównanie dłużej niż czas trwania czopów cementowych zlikwidowanych odwiertów.

W Quebecu na 31 odwiertów dla gazu łupkowego wykonanych do roku 2008 - 19 odwiertów – tzn. więcej niż 60%, wykazuje problemy szczelności w postaci wycieków metanu. Wstępna statystyka pokazuje jasno, że problemy inżynierskie dotyczące szczególnie cementowania odwiertu , szczelinowania skał oraz wykonania poziomych odcinków o długości co najmniej 1000 m - będą coraz bardziej uciążliwe. Nawet dla klasycznych odwiertów problem starzenia i degradacji pogłębia się niepokojąco z upływem czasu. Co do odwiertów niekonwencjonalnych nie przeprowadzono dotychczas dokładnej analizy ryzyka. Pierwsze oceny wskazują jednak na to, że powtarzające się cykle dynamicznego szczelinowania razem z kompleksową kontrolą potrzebną do rurowania krzywych i poziomych odcinków odwiertów z zastosowaniem nowych substancji chemicznych doprowadzają do osłabienia wytrzymałości elementów stalowych i cementu. Są one bardziej narażone na przyspieszony proces starzenia się niż konstrukcje odwiertów klasycznych.

Problem odpowiedzialności branży naftowej za bezpieczeństwo wykonanych przez nią instalacji na skalę wieków i tysiącleci, może wyglądać a priori niestosownie. Problematyka tego rodzaju nie jest jednak specyfiką tego przemysłu. Podobny problem występuje w branży składowania odpadów radioaktywnych. Co się tyczy sektora gazu, inżynierowie firmy Halliburton napisali w dokumentacji « The Post-Closure phase addresses post decommissioning—which has an extremely long time horizon of hundreds, if not thousands, of years. ». Odwierty, co do których zalecany jest ten długoterminowy monitoring, są instalacjami stanowiącymi mniejsze ryzyko niż instalacje wiertnicze poziome wykonane metodą szczelinowania hydraulicznego. Są to pionowe odwierty wykorzystane do podziemnego składowania dwutlenku węgla czyli gazu mniej problematycznego niż metan. Obecność w raportach wniosków tego rodzaju świadczy o tym, że gazownicy nie ignorują długoterminowego ryzyka. Nigdy jednak nie byli postawieni przed koniecznością uwzględnienia tego ryzyka w swoich kalkulacjach finansowych.

Nie omówiliśmy tutaj krótkoterminowych niekorzystnych aspektów eksploatacji gazu łupkowego: korzystanie z ogromnych ilości wody na potrzeby szczelinowania, często trzymany w tajemnicy skład chemiczny cieczy szczelinujących, charakter inwazyjny wprowadzenia ciężkiego przemysłu do obszarów rolniczych, uciążliwy ruch samochodów-cystern, widok wież wiertniczych, rurociągów, hałas sprężarek itd. Nie poruszyliśmy kwestii utilizacji ok. 40% cieczy szczelinujących, które pompowane są z powrotem ku powierzchni z gazem. Nie poruszaliśmy problemu promieniotwórczości i wysokiego zasolenia wód głębinowych, których wzniesienie różnymi drogami – mogą to być spękania lub uskoki – konsekwencje wierceń poziomych, może wywołać skażenie płytkich użytkowych warstw wodonośnych. Przypadki zanieczyszczeń tego rodzaju zostały już obficie relacjonowane w USA. Jako pierwsze problemy stwierdzone zostały przypadki skażenia wód podziemnych metanem. To niepokojące zjawisko można wytłumaczyć wyjątkowo wysoką mobilnością tego gazu, który szybciej niż inne związki chemiczne znajduje sobie ścieżki do powierzchni poprzez szczeliny masywu skalnego. Oprócz migracji metanu wystąpiły inne szkodliwe zjawiska np. skażenie studni chemicznymi związkami płynów szczelinujących.

Wyżej wymienione problemy są bardzo poważne i priorytetowe w krótkim terminie. Niektóre zidentyfikowane problemy są specyficznie związane ze szczelinowaniem hydraulicznym. Inne techniki (ciekły propan, CO2, sprężone powietrze, łuk elektryczny, itd.) mogą być zastosowane w przyszłości. W związku z tym lista niekorzystnych efektów może się zmienić. Jednak niezależnie od metod szczelinowania zastosowanych w przyszłości, efekt geologiczny będzie ten sam. Niniejsza analiza będzie więc zawsze aktualna nawet w perspektywie testowanych obecnie innych technologii.

Wnioski i zalecenia:

Wydobycie węglowodorów ze złóż konwencjonalnych jest do przyjęcia gdy operatorzy stosują zasady ochrony środowiska i prawidłową technikę. Co do złóż niekonwencjonalnych zakaz stosowania szczelinowania hydraulicznego na terytorium Francji był trafną decyzją. Z pewnością różne lobbies dążą do uchylenia tej decyzji lub próbują ją ominąć. Dlatego zakaz lub regulacje prawne nie powinny ograniczać się do szczelinowania hydraulicznego, ponieważ inne techniki szczelinowania mają podobne skutki. Ich cel jest zawsze identyczny: rozbicie skały i uwolnienie gazu.

W obliczu zagrożeń związanych z przemysłem gazu łupkowego obecne przepisy regulujące wydobycie węglowodorów powinny być bezwzględnie poddane głębokiej modyfikacji. Nie regulują one wyczerpująco nawet zagospodarowania opuszczonych odwiertów złóż konwencjonalnych. Zatem są one w całości nieadekwatne do złóż niekonwencjonalnych. Jednak to stare ustawy otworzyły szeroką drogę dla przemysłu gazu łupkowego szczególnie w Ameryce Północnej, gdzie ta branża skorzystała również ze specjalnych wyłączeń z obowiązków dotyczących ochrony środowiska. Firmy wydobywcze NIE powinny być zwolnione ze stałej odpowiedzialności za odwierty tego rodzaju. Powinna być na zawsze usunięta zbyt wygodna dla nich zasada opuszczania zlikwidowanych odwiertów prawie natychmiast po ich eksploatacji. Ustawodawca powinien narzucić np. 99-letnią dzierżawę przewidującą automatyczne przedłużanie jej na kolejne 99 lat w przypadku stwierdzenia anomalii ciśnienia na dnie zlikwidowanego otworu. Gdyby jednak zamiast starych reguł obowiązały takie nowe przepisy, być może przemysł gazu łupkowego nigdy by nie powstał.

Aktualne biznes-plany ograniczają się tylko do fazy poszukiwania i eksploatacji. Dodatkowe obciążenia to ogromne, trudne do oszacowania, koszty do pokrycia przez podatników. Długoterminowe utrzymanie zakopanych konstrukcji opuszczonych odwiertów będzie kosztować fortunę, ponieważ stosowana metoda wydobycia gazu jest mało efektywna, 80% gazu pozostaje w łupkach i migruje. Gaz ten będzie wyciekał przez wieki do atmosfery zatruwając po drodze grunt i wodę. Z tej perspektywy krótkowzroczność polityki energetycznej rządów państw Ameryki Północnej jest oczywista.

Wyciąg i jego tłumaczenie Teresa Jakubowska

Konsultacja geologiczna Gérard Lemoine, Kartuzy PL

Pełny tekst angielski:

Pełny tekst po polsku, tłumaczenie Gerard Lemoine:

styczeń 2013

NIE CHCEMY TEKSASU W ŁOWICZU I W POLSCE !!!

Potencjalne zagrożenia związane z eksploatacją gazu i ropy z łupków

- analiza aspektów geologicznych i geotechnicznych

Marc Durand Dr inż. ENSG

Katedra Geologii Stosowanej, Uniwersytet Quebec w Montrealu

WYCIĄG Z EKSPERTYZY

We francuskojęzycznej wersji tego opracowania użyta została nazwa shale - „łupek ilasty”, przy określeniu skał gazonośnych potocznie zwanych „łupkami”. Niezależnie od ich nazw, spotykane na pięciu kontynentach skały osadowe tego rodzaju kształtowały się w basenach morskich. Zawierają one rozproszoną materię organiczną. Przez miliony lat materia organiczna uległa przekształceniu w węglowodory - ropę i gaz tzw. termogeniczny – w odróżnieniu od współczesnego gazu biogenicznego m.in. metanu biogenicznego z bagien, tworzącego się pod wpływem wysokiej temperatury i wysokiego ciśnienia. Węglowodory są uwięzione w szczelinach skał łupkowych. Łupki występują powszechnie. Szacuje się, że istnieje ponad sto różnych formacji łupkowych na ziemi.

Eksploatacja tych niekonwencjonalnych złóż węglowodorów pociąga za sobą poważne ryzyko geotechniczne. Mówimy tu o masywach skalnych o powierzchni ponad 10 tys. km2 i setek metrów grubości, w których wykonano dziesiątki tysięcy wierceń poziomych i zastosowano na dużą skalę nową technologię o nieprzewidywalnych skutkach.

Niniejsza analiza została wykonana w oparciu o przykłady tej działalności w Ameryce Północnej na następujących złożach łupków gazonośnych: Haynesville i Barnett w Teksasie, Marcellus w Pensylwanii, oraz Utica w prowincji Quebec gdzie poszukiwanie i wydobycie tego surowca są już rutynowo wykonywane. Nawet w USA, gdzie ten przemysł rozwinął się już w 2005 roku, jego skutki ani średnio ani długoterminowe nie zostały dotychczas wyczerpująco oszacowane. Zresztą oszacowanie zagrożeń nie zawsze jest wykonalne z zastosowaniem istniejących technik pomiarowych.

Oto podstawowe aspekty analizy:

1 - Nowe technologie stosowane w eksploatacji niekonwencjonalnych złóż łupków pozwalają wydobyć tylko 20% gazu i ropy zawartych w tych złożach.

2 – Wydobycie jest możliwe tylko poprzez utworzenie sztucznych szczelin w masywie skalnym. Eksploatacja gazu zmienia w sposób nieodwracalny przepuszczalność gazonośnego masywu skalnego w całej jego objętości.

3 – Czas trwania procesu zainicjowanego przez sztuczne szczelinowanie to czas geologiczny (setki czy tysiące lat) - niewspółmiernie dłuższy niż czas trwania instalacji służących do eksploatacji złoża.

Na pytania „dlaczego przy eksploatacji węglowodorów z łupków nie można wyciągnąć więcej niż 20% gazu?” i „ jakie mogą być konsekwencje tej częściowej eksploatacji złóż ?” nie można obecnie znaleźć wyczerpującej odpowiedzi, z uwagi na ograniczoną wiedzę co do długoterminowych skutków szczelinowania hydraulicznego stosowanych do długich wierceń poziomych. Jednak można znaleźć elementy odpowiedzi za pomocą analizy różnic, które istnieją między technologią stosowaną w eksploatacji złóż niekonwencjonalnych i konwencjonalnych.

W złożu konwencjonalnym surowiec do wydobycia znajduje się w obrębie szczególnej struktury geologicznej. Jest to rodzaj zbiornika o licznych przestrzeniach – pęknięciach połączonych ze sobą - wypełnionych gazem. Ta struktura pokryta jest nieprzepuszczalnym stropem. Po wykryciu i wykonaniu dokumentacji złoża – wykonuje się pionowy odwiert w stropie. Umożliwia to z reguły wydobycie ze złoża prawie całej ilości gazu (>95%). Następnie otwór jest likwidowany a plac wiertniczy może być poddany rekultywacji po relatywnie niedługim okresie obserwacji.

Transpozycja opisanego wyżej procesu wydobywczego do eksploatacji złóż niekonwencjonalnych gazu łupkowego jest bardzo niebezpiecznym błędem metodologicznym. Czas eksploatacyjny tych odwiertów jest liczony w miesiącach lub w latach (Haynesville, Marcellus i Utica). W przypadku otworu w St-Edouard wydajność spadła nawet o 90% w stosunku do początkowej już po 150 dniach. Decyzję o zakończeniu eksploatacji podejmuje się kiedy wydajność spada poniżej progu opłacalności. Tuż po zaczopowaniu odwiertu ciśnienie jest niskie, potem stopniowo podnosi się w zależności od prędkości migracji pozostałego gazu. Wzrost ciśnienia w zmodyfikowanym gazonośnym masywie łupkowym jest nieunikniony, bo 80% gazu pozostaje w masywie w chwili zakończenia wydobycia. Zjawisko jest wyraźniejsze w odwiertach poziomych wykonanych metodą szczelinowania hydraulicznego, niż w odwiertach innego typu. Trzeba podkreślić, że tego uruchomionego procesu nie da się zatrzymać. Będzie on trwał wieki a nawet tysiąclecia, czyli nieporównanie dłużej niż czas trwania czopów cementowych zlikwidowanych odwiertów.

W Quebecu na 31 odwiertów dla gazu łupkowego wykonanych do roku 2008 - 19 odwiertów – tzn. więcej niż 60%, wykazuje problemy szczelności w postaci wycieków metanu. Wstępna statystyka pokazuje jasno, że problemy inżynierskie dotyczące szczególnie cementowania odwiertu , szczelinowania skał oraz wykonania poziomych odcinków o długości co najmniej 1000 m - będą coraz bardziej uciążliwe. Nawet dla klasycznych odwiertów problem starzenia i degradacji pogłębia się niepokojąco z upływem czasu. Co do odwiertów niekonwencjonalnych nie przeprowadzono dotychczas dokładnej analizy ryzyka. Pierwsze oceny wskazują jednak na to, że powtarzające się cykle dynamicznego szczelinowania razem z kompleksową kontrolą potrzebną do rurowania krzywych i poziomych odcinków odwiertów z zastosowaniem nowych substancji chemicznych doprowadzają do osłabienia wytrzymałości elementów stalowych i cementu. Są one bardziej narażone na przyspieszony proces starzenia się niż konstrukcje odwiertów klasycznych.

Problem odpowiedzialności branży naftowej za bezpieczeństwo wykonanych przez nią instalacji na skalę wieków i tysiącleci, może wyglądać a priori niestosownie. Problematyka tego rodzaju nie jest jednak specyfiką tego przemysłu. Podobny problem występuje w branży składowania odpadów radioaktywnych. Co się tyczy sektora gazu, inżynierowie firmy Halliburton napisali w dokumentacji « The Post-Closure phase addresses post decommissioning—which has an extremely long time horizon of hundreds, if not thousands, of years. ». Odwierty, co do których zalecany jest ten długoterminowy monitoring, są instalacjami stanowiącymi mniejsze ryzyko niż instalacje wiertnicze poziome wykonane metodą szczelinowania hydraulicznego. Są to pionowe odwierty wykorzystane do podziemnego składowania dwutlenku węgla czyli gazu mniej problematycznego niż metan. Obecność w raportach wniosków tego rodzaju świadczy o tym, że gazownicy nie ignorują długoterminowego ryzyka. Nigdy jednak nie byli postawieni przed koniecznością uwzględnienia tego ryzyka w swoich kalkulacjach finansowych.

Nie omówiliśmy tutaj krótkoterminowych niekorzystnych aspektów eksploatacji gazu łupkowego: korzystanie z ogromnych ilości wody na potrzeby szczelinowania, często trzymany w tajemnicy skład chemiczny cieczy szczelinujących, charakter inwazyjny wprowadzenia ciężkiego przemysłu do obszarów rolniczych, uciążliwy ruch samochodów-cystern, widok wież wiertniczych, rurociągów, hałas sprężarek itd. Nie poruszyliśmy kwestii utilizacji ok. 40% cieczy szczelinujących, które pompowane są z powrotem ku powierzchni z gazem. Nie poruszaliśmy problemu promieniotwórczości i wysokiego zasolenia wód głębinowych, których wzniesienie różnymi drogami – mogą to być spękania lub uskoki – konsekwencje wierceń poziomych, może wywołać skażenie płytkich użytkowych warstw wodonośnych. Przypadki zanieczyszczeń tego rodzaju zostały już obficie relacjonowane w USA. Jako pierwsze problemy stwierdzone zostały przypadki skażenia wód podziemnych metanem. To niepokojące zjawisko można wytłumaczyć wyjątkowo wysoką mobilnością tego gazu, który szybciej niż inne związki chemiczne znajduje sobie ścieżki do powierzchni poprzez szczeliny masywu skalnego. Oprócz migracji metanu wystąpiły inne szkodliwe zjawiska np. skażenie studni chemicznymi związkami płynów szczelinujących.

Wyżej wymienione problemy są bardzo poważne i priorytetowe w krótkim terminie. Niektóre zidentyfikowane problemy są specyficznie związane ze szczelinowaniem hydraulicznym. Inne techniki (ciekły propan, CO2, sprężone powietrze, łuk elektryczny, itd.) mogą być zastosowane w przyszłości. W związku z tym lista niekorzystnych efektów może się zmienić. Jednak niezależnie od metod szczelinowania zastosowanych w przyszłości, efekt geologiczny będzie ten sam. Niniejsza analiza będzie więc zawsze aktualna nawet w perspektywie testowanych obecnie innych technologii.

Wnioski i zalecenia:

Wydobycie węglowodorów ze złóż konwencjonalnych jest do przyjęcia gdy operatorzy stosują zasady ochrony środowiska i prawidłową technikę. Co do złóż niekonwencjonalnych zakaz stosowania szczelinowania hydraulicznego na terytorium Francji był trafną decyzją. Z pewnością różne lobbies dążą do uchylenia tej decyzji lub próbują ją ominąć. Dlatego zakaz lub regulacje prawne nie powinny ograniczać się do szczelinowania hydraulicznego, ponieważ inne techniki szczelinowania mają podobne skutki. Ich cel jest zawsze identyczny: rozbicie skały i uwolnienie gazu.

W obliczu zagrożeń związanych z przemysłem gazu łupkowego obecne przepisy regulujące wydobycie węglowodorów powinny być bezwzględnie poddane głębokiej modyfikacji. Nie regulują one wyczerpująco nawet zagospodarowania opuszczonych odwiertów złóż konwencjonalnych. Zatem są one w całości nieadekwatne do złóż niekonwencjonalnych. Jednak to stare ustawy otworzyły szeroką drogę dla przemysłu gazu łupkowego szczególnie w Ameryce Północnej, gdzie ta branża skorzystała również ze specjalnych wyłączeń z obowiązków dotyczących ochrony środowiska. Firmy wydobywcze NIE powinny być zwolnione ze stałej odpowiedzialności za odwierty tego rodzaju. Powinna być na zawsze usunięta zbyt wygodna dla nich zasada opuszczania zlikwidowanych odwiertów prawie natychmiast po ich eksploatacji. Ustawodawca powinien narzucić np. 99-letnią dzierżawę przewidującą automatyczne przedłużanie jej na kolejne 99 lat w przypadku stwierdzenia anomalii ciśnienia na dnie zlikwidowanego otworu. Gdyby jednak zamiast starych reguł obowiązały takie nowe przepisy, być może przemysł gazu łupkowego nigdy by nie powstał.

Aktualne biznes-plany ograniczają się tylko do fazy poszukiwania i eksploatacji. Dodatkowe obciążenia to ogromne, trudne do oszacowania, koszty do pokrycia przez podatników. Długoterminowe utrzymanie zakopanych konstrukcji opuszczonych odwiertów będzie kosztować fortunę, ponieważ stosowana metoda wydobycia gazu jest mało efektywna, 80% gazu pozostaje w łupkach i migruje. Gaz ten będzie wyciekał przez wieki do atmosfery zatruwając po drodze grunt i wodę. Z tej perspektywy krótkowzroczność polityki energetycznej rządów państw Ameryki Północnej jest oczywista.

Wyciąg i jego tłumaczenie Teresa Jakubowska

Konsultacja geologiczna Gérard Lemoine, Kartuzy PL

Pełny tekst angielski:

Pełny tekst po polsku, tłumaczenie Gerard Lemoine:

styczeń 2013