YPFD YPF S.A.

[Yops]

porcentajes digo diego , % un 10 % dices?

sube 10

[ElGranDiego]

sube 10

[Yops]

Eso no vale grandiego , chorradas no sirven , del 1 al 10 pregunto ¿sube o baja ypf mañana ?

Blue a $15 explota todo, chau chau cristi quédate en el paraíso comunista y no vuelvas

[ElGranDiego]

Blue a $15 explota todo, chau chau cristi quédate en el paraíso comunista y no vuelvas

[Yops]

A ver digan los entendidos arriesguen : mañana lunes ¿qué pasará?
subirá o bajará al fin de la rueda ?
a ver los pronósticos antes no después con el diario del martes

[jorgearte]

Miren lo que me clava el panel de USA:

Stocks that have triggered the regulatory circuit breaker will be annotated with a “RCB” indicator in the Title Bar of a window.

National securities exchanges and FINRA have implemented a new "limit up/limit down" mechanism (FINRA Rule 6190) to combat extraordinary market volatility. The new regulation mandates that firms prevent trades in listed equity securities from occurring outside of a specified price band, which will be set at a percentage level above and below the average price of the security over the immediately preceding five-minute period.

More information on what triggers a Regulatory Circuit Breaker here.

[Cristian1976]

Dos puntos :

- Recompra de acciones hasta $270
- Visitas de peso para intentar cerrar acuerdo:
http://www.neuquen.com.ar/energia/14605 ... .com.ar%29
http://ecostim-es.com/index.html

Me parece que los dos puntos están muy ligadas al importante castigo que recibió la acción.
Me corrigen los que saben, pero no es gran oportunidad?

Creo santiago que tenes razon, abajo de 270 pueden volver a recomprar ellos acciones no recuerdo hasta que fecha de febrero lei, a eso la baja por el acuerdo le sirve a repsol tambien, son 2 buenos motivos para tirarla abajo por el momento, porque los 2 articulos que hablan de lo de ECO SYSTEM son buenas noticias..... veremos que sale.
Los que salieron a tiempo joya , los que quedamos tendrian que analizar los precios a los que entraron, salvo que vallan a mediano - largo plazo creo, humilde opinion.

[RC]

Dracu8, esta mal ese Fibo, lo has invertido.

[dami]

en 180 pesos sin escala, ni animo de rebote.
estaba muy cara sin ningun fundamento, solo esperanza.
anoten 180.

[Yops]

Bajo mal la acción , 20y pico % sin avisar , mala señal esa a los optimistas que la aguantabamos

[dracu8]

La acción de YPF derrumbándose en los últimos 4 días. La devaluacion del peso encareció todos los costos de YPF de manera fenomenal por que YPF importa nafta e importa petroleo, la importaba a 6.50$ y ahora la importa a 8$. La pregunta es ¿Le van a permitir trasladar ese precio a la nafta? Si no se lo permiten YPF se cae a pedazos. Por lógica se viene un nuevo FUERTE AUMENTO en las naftas. Ahora como cada crisis es oportunidad la acción de YPF detuvo su caída justo en 261$ lo que marca el 61,8% de Fibbonacci. Podría darse un rebote hacia arriba. Oportunidad de compra. Ojo que mucho va atener que ver las políticas del gobierno.

[jorgearte]

http://ecostim-es.com/index.html

[jorgearte]

Están laburando en el tema reservas:

http://online.wsj.com/article/PR-CO-201 ... 05245.html



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The Wall Street Journal news department was not involved in the creation of this content.

PRESS RELEASE
January 23, 2014, 6:05 a.m. ET

Eco-Stim Energy Solutions Provides Update on "Field Management" Contract Status in Argentina's Vaca Muerta Shale

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Eco-Stim Energy Solutions Provides Update on "Field Management" Contract Status in Argentina's Vaca Muerta Shale

HOUSTON, Jan. 23, 2014 (GLOBE NEWSWIRE) -- Eco-Stim Energy Solutions, Inc. (OTCBB:ESES) ("EcoStim" or "the Company") announced today that it has completed the initial fiber optic recording on three of the four wells planned with one of Argentina's largest oil and gas exploration and production companies. This work relates to a contract signed in 2013 which involves the application of EcoStim's unique field management system. This system is expected to calibrate the Company's predictive 3D seismic modeling generated using its proprietary Geo-Predict(SM) technology (which has been utilized on over 350 shale wells in the United States) with real-time flow properties coming from a down-hole fiber optic monitoring system. Fiber optic data has been recorded from several producing wells located in the Vaca Muerta shale formation. The goal of this project is to identify flow property information from wells which have been producing for some time. We believe this data will help our customer better understand the reservoir characteristics and help optimize drilling and completion efforts on future wells.

In any given area, EcoStim builds a predictive model by using its proprietary Geo-Predict(SM) processing and interpretation methodology. EcoStim further refines its predictive model by adding local production characteristics, data obtained through core analysis and well logs combined with specific geometric features. These techniques are designed to identify "markers" that exist in the seismic information which indicate high probability production zones or "sweet spots". After obtaining flow property information from the down-hole diagnostic tools and correlating such information with the prediction, the Geo-Iteration(SM) process allows the predictive model to improve as more wells are drilled. Over time, this process slowly builds confidence in the Geo-Predict technology which then allows clients to design completion programs based on solid empirical data. This strategy ultimately permits a reduction in completion costs on subsequent wells by targeting well stimulation efforts in "sweet spot" zones which can lower costs without sacrificing production -- while also reducing the operation's environmental footprint.

As EcoStim President and CEO Chris Boswell explains, "EcoStim's management team believe that significant efficiencies can be achieved in unconventional plays through a reduction of completion costs based on the application of technology. We also believe that by combining the latest pressure-pumping and completion techniques with predictive geophysical and flow-property diagnostic tools, our proprietary "field management system" can help drive that process through a tightly bundled service offering -- particularly in new shale plays."

The fiber-optic cable and deployment equipment was shipped from Houston to Neuquén, Argentina in 2013, and field operations are expected to be completed under this contract at the end of this month. Based on the initial results from data recorded, the Company anticipates strong demand for this service in the future.

About the Company

Eco-Stim Energy Solutions is an environmentally-focused oilfield service and technology company providing proprietary field management technologies and well stimulation and completion services to oil and gas producers drilling in the rapidly expanding international unconventional shale market. EcoStim's proprietary methodology and technology offers the potential to decrease the number of stages stimulated in shale plays through a unique process that predicts high probability production zones while confirming those production zones using the latest generation down-hole diagnostic tools. In addition, EcoStim offers its clients completion techniques that can dramatically reduce horsepower requirements, emissions, surface footprint and water usage. EcoStim seeks to deliver well completion services with better technology, better ecology and significantly improved economics for unconventional oil and gas producers worldwide.

Forward-Looking Statements:

The foregoing contains forward-looking statements within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements, other than statements of historical facts, included in this press release that address activities, events or developments that the Company expects, believes or anticipates will or may occur in the future are forward-looking statements. These statements are based on certain assumptions made by the Company based on management's experience, expectations and perception of historical trends, current conditions, anticipated future developments and other factors believed to be appropriate. Forward-looking statements are not guarantees of performance. Although the Company believes the expectations reflected in its forward-looking statements are reasonable and are based on reasonable assumptions, no assurance can be given that these assumptions are accurate or that any of these expectations will be achieved (in full or at all) or will prove to have been correct. Moreover, such statements are subject to a number of assumptions, risks and uncertainties, many of which are beyond the control of the Company, which may cause actual results to differ materially from those implied or expressed by the forward-looking statements. These include the factors discussed or referenced in the "Risk Factors" section of the Company's 8-K filed with the Securities and Exchange Commission on December 17, 2013 and risks relating to expected continued development of fracturing operations and unconventional activity in Argentina, expected financial results for past and future periods; the effects of government regulation, permitting and other legal requirements, including new legislation or regulation of hydraulic fracturing; drilling and operating risks; the adequacy of our capital resources and liquidity including, but not limited to; difficult and adverse conditions in the domestic and global capital and credit markets; risks related to the concentration of our operations in the South America; shortages of oilfield and frac service equipment, services and qualified personnel and increases in costs for such equipment, services and personnel; uncertainties about our ability to successfully execute our business and financial plans and strategies; general economic and business conditions, either internationally or domestically or in the jurisdictions in which we operate; competition in the oil and natural gas industry; uncertainty concerning our assumed or possible future results of operations; our existing indebtedness; and other important factors that could cause actual results to differ materially from those projected.

Any forward-looking statement speaks only as of the date on which such statement is made and the Company undertakes no obligation to correct or update any forward-looking statement, whether as a result of new information, future events or otherwise, except as required by applicable law.

CONTACT: Alexander Nickolatos, CFO
anickolatos@ecostim-es.com
281-531-7200

[tato1963]

Esta es una noticia de la mañana del sur de nqn.-
un simple comentario ....creo que ypf camina....los politicos son los que le hacen zancadillas.-

26-01-2014, 01:30| Regionales |LOMA LA LATA
Tras 10 años, resurge el yacimiento de gas más grande de la Argentina
A fines de 2013 YPF logró incrementar la producción, que arrastraba caídas del 15 por ciento anual.

Por Cristian Navazo
Neuquén > Dicen que cuando más grande, cae más fuerte. El refrán se puede aplicar a Loma La Lata, el yacimiento neuquino que revolucionó la matriz energética de la Argentina y que en la última década inició una pendiente sin freno y hoy produce menos de la mitad que en su época de esplendor. Sin embargo, YPF revirtió la tendencia a fines de 2013.
Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación indican que no sólo se detuvo la caída sino que ya comenzó a crecer la producción. Si se compara diciembre de 2013 con igual mes de 2012, se obtiene una suba del 10,4 por ciento (418,5 millones de m3 de gas contra 469,4). Los buenos resultados comenzaron a vislumbrarse con la conducción de Miguel Galuccio. En diciembre de 2012, la baja se redujo al 6 por ciento cuando se arrastraban caídas del orden del 15 al 16 por ciento anual.
Loma La Lata fue descubierto en 1977 y se convirtió en el yacimiento gasífero más grande de Sudamérica. Permitió incrementar el consumo de gas de la industria nacional y de los hogares, y estuvo acompañado de la construcción de los grandes gasoductos troncales que parten desde Neuquén.
Entre 2002 y 2003 alcanzó una producción histórica de 36 millones de m3/día. Hoy se ubica en 16 millones de m3, cifra que significa el 32% del gas que se produce en Neuquén y el 14% del total del país.
Para resucitar al viejo gigante confluyeron varios factores. La necesidad estratégica del país de reducir la brecha de importaciones energéticas -una de las causas de la expropiación de YPF-, junto con los mayores precios que dispuso la Nación para la nueva producción y el cambio de paradigma en la compañía, produjeron el renacimiento de Loma La Lata.
Una fuente de la empresa consultada por La Mañana destacó que se logró bajar 10 puntos de declino sólo con trabajos en los viejos pozos. “Para poder crecer necesitás mantener la curva de producción que es el gran volumen de la extracción”, explicó.

Maduro
Loma La Lata tiene más de tres décadas. A medida que los reservorios son más maduros pierden presión y aumenta exponencialmente la capacidad del gas de contener agua en forma de vapor. El hidrocarburo toma agua de la formación y a medida que sube por el caño hacia la boca del pozo, por la caída de la presión y la baja de las temperaturas, el líquido se condensa. Como las perforaciones cada vez producen menos gas, se va formando una columna de agua hasta que su peso es igual a la energía que tiene el reservorio y el pozo se ahoga.
Ese panorama atraviesa hoy la mayoría de los pozos productores de Loma La Lata. Para combatirlo, se aplica un proceso denominado, en inglés, deliquification, para evitar el ahogamiento.
Para ello, YPF inició el año pasado una campaña masiva de instalación de un sistema llamado plunger lift, que consiste en un pistón que se baja al fondo del pozo cuando se tapona el fluido de gas.
“Ningún yacimiento de la Argentina tuvo el comportamiento de Loma La Lata. Después de varias décadas, estabilizar a cero la declinación en un campo de este tamaño, es algo muy importante”, indicaron desde YPF.
A su vez, se instalaron unos 200 compresores en boca de pozo. La magnitud del trabajo fue tal que especialistas de YPF fueron invitados a realizar la principal ponencia sobre este tipo de equipos en un congreso mundial realizado en Praga.
Una tercera técnica que se aplica es la inyección de químicos desde la superficie que transforman el agua en espuma y le quitan peso para que el gas pueda arrastrarla hacia arriba.

Nuevos pozos
Un segundo eje de la recuperación del gigante neuquino son las nuevas perforaciones. El proyecto en marcha más importante es el desarrollo de tight gas. Se trata de rocas de baja permeabilidad que necesitan de fracturas hidráulicas para ser puestas en producción, apuesta que hoy con el subsidio de Nación, que eleva el precio a 7,50 dólares el millón de BTU, se volvió rentable.
A principios de 2013 YPF delineó un sector de Aguada Toledo-Sierra Barrosa, al sur de los lagos, denominado Segmento 5, y lo desarrolló desde mediados de año, con 28 pozos de gas terminados en la formación Lajas. En diciembre las nuevas perforaciones comenzaron a pesar en los reportes de producción, cuando, por primera vez, después de 10 años en baja, Loma La Lata arrojó un saldo positivo.
Este año, en el Segmento 5 harán 43 pozos y otros 6 pozos en El Cordón, un reservorio distinto en la formación tradicional de la zona, Sierras Blancas-Lotena.
Por otro lado, en 2013 también se perforó entre el río Neuquén y los lagos Mari Menuco y Los Barreales, en tierras donde está la comunidad Kaxipayiñ. Hoy hay dos equipos que realizan perforaciones denominadas infill, en medio de pozos productores, para recuperar la producción que ellos no pueden drenar. Para 2014 se prevén 17 pozos de este tipo.
“Ahora el objetivo es crecer; de hecho, después de 10 años YPF aumentó el año pasado un 11,4 por ciento su producción de gas en las áreas que opera”, dijo la fuente.
Y agregó que un tercer pilar que permitió la recuperación del principal yacimiento gasífero del país es el uso de los últimos adelantos tecnológicos y contar con la elite de los profesionales de la industria.
“Antes YPF era una escuela que formaba y después la gente se iba a otras empresas. Hoy el proceso es al revés y los mejores eligen venir a la compañía”, destacó.
Señaló que, si bien hoy la mirada está puesta en el proyecto con Chevron en Vaca Muerta, en las formaciones convencionales de Loma La Lata hay tanta actividad como en el shale. La treintena de pozos terminada en la segunda mitad de 2013 grafica el resurgimiento de las inversiones en la extracción de gas.
Caen las acciones
Las acciones de YPF en el exterior atraviesan un mal inicio de año. Después de la baja del 8,9 por ciento del miércoles en Nueva York, el jueves tuvieron un desplome del 15,1 por ciento y el viernes registró una caída del 1,1.
En el balance anual, el de YPF es el papel argentino que más cae en Wall Street, y acumula una pérdida de 27,7 por ciento en el año.
Según los analistas, la devaluación de los últimos días y la incertidumbre oficial sobre el rumbo de la economía argentina influyeron en el derrumbe de las acciones de la petrolera nacional.

[santiago.]

Dos puntos :

- Recompra de acciones hasta $270
- Visitas de peso para intentar cerrar acuerdo:
http://www.neuquen.com.ar/energia/14605 ... .com.ar%29

Me parece que los dos puntos están muy ligadas al importante castigo que recibió la acción.

Me corrigen los que saben, pero no es gran oportunidad?