TGNO4 Transp. Gas del Norte
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Que no tenga ADR le resta vidriera pero ya le va a tocar a TGN
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Siphoning Sequence
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Muy poco volumen las últimas jornadas, con recuperación sobre el cierre. ¿Tienen algún objetivo con este papel o prefieren invertir a largo plazo?
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 68,50
-0,14% (AR$ -0,10)
Puntas de Compra
4000 x AR$ 68,500
70 x AR$ 67,900
485 x AR$ 67,500
545 x AR$ 67,400
300 x AR$ 67,300
Puntas de Venta
AR$ 68,700 x 507
AR$ 68,800 x 1000
AR$ 68,900 x 1290
AR$ 69,000 x 12090
AR$ 69,100 x 1000
-0,14% (AR$ -0,10)
Puntas de Compra
4000 x AR$ 68,500
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545 x AR$ 67,400
300 x AR$ 67,300
Puntas de Venta
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AR$ 68,800 x 1000
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AR$ 69,100 x 1000
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Asi estamos 
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Bajo volumen muy tranquilo
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
fredflaming escribió:Que silencio por acá, estamos todos empujando en Valo
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fredflaming
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Que silencio por acá, estamos todos empujando en Valo
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Tecnicalpro escribió:Avanza el plan para acopiar gas en viejos pozos
La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
Mas Energía
Avanza el plan para acopiar gas en viejos pozos
La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene
La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda
Triple oportunidad. La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
Triple oportunidad. La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
CARLOS ORMACHEA, CEO DE TECPETROL.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas.
“Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea.
Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.
En números
140
millones de dólares es la inversión que las empresas estimaron para desarrollar el proyecto de storage.
2,5
millones de metros cúbicos por día se podrían inyectar en los pozos agotados.
Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo sufiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.
Si bien los estudios fueron positivos, Ormachea estimó que para el año entrante sólo se deberá esperar un volumen reducido de almacenamiento en el yacimiento Agua Salada.
Es que el CEO y presidente de Tecpetrol también advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.
El plan
10 pozos
son los comprometidos para el desarrollo como productores. Otros tres se realizarán para el monitoreo.
De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.
El área escogida por las operadoras se encuentra a unos 50 kilómetros de Catriel y posee una superficie de 650 kilómetros cuadrados.
Desde la cartera de Energía de Río Negro se detalló que el reservorio llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido.
En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.
Fuente Río Negro Energía
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Mil disculpas se reeditó mal la nota
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Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Avanza el plan para acopiar gas en viejos pozos
La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
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POR VICTORIA TERZAGHI JUNIO 6, 2019 4:30 AM
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El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda
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El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Makrich
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
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El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Makrich
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”.
CARLOS ORMACHEA, CEO DE TECPETROL.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas.
“Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea.
Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.
En números
140
millones de dólares es la inversión que las empresas estimaron para desarrollar el proyecto de storage.
2,5
millones de metros cúbicos por día se podrían inyectar en los pozos agotados.
Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo sufiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.
Si bien los estudios fueron positivos, Ormachea estimó que para el año entrante sólo se deberá esperar un volumen reducido de almacenamiento en el yacimiento Agua Salada.
Es que el CEO y presidente de Tecpetrol también advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.
El plan
10 pozos
son los comprometidos para el desarrollo como productores. Otros tres se realizarán para el monitoreo.
De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.
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En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.
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El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda
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El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Makrich
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
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La iniciativa es desarrollada en conjunto por Tecpetrol e YPF. Los estudios realizados revelaron que el área escogida para el “storage” es apta. Las firmas buscan almacenar allí el fluido de Vaca Muerta que en la temporada templada no tiene comprador.
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Triple oportunidad. La iniciativa reactiva un campo maduro, permite no cerrar producción y venderla luego a un mayor precio.
El incremento en la producción de gas natural, impulsado por los desarrollos en Vaca Muerta, llevó a ese segmento de la producción de hidrocarburos a una crisis impensada hace pocos años atrás, a raíz de la falta de mercado para absorber durante buena parte del año toda la producción generada.
El exceso de oferta, y la aplicación de subsidios sobre una porción de la producción, llevaron no sólo a que en los meses templados sean más de 15 millones de metros cúbicos los que deban dejar de ser producidos, sino también a una fuerte caída en el precio que se paga por el fluido en los meses de menor demanda.
Makrich
Ante este escenario, un proyecto desarrollado en conjunto por Tecpetrol, la petrolera del Grupo Techint, en alianza con YPF, se plantea como una alternativa tanto para eludir el cierre forzado de pozos por falta de compradores como así también para evitar el bajo precio de la temporada estival.
La iniciativa consiste en utilizar viejos pozos gasíferos depletados para almacenar en ellos una buena cantidad del gas que produce durante los meses de menor consumo, de forma tal de poder luego extraerlo en los meses de pico de demanda del invierno.
El año pasado la UTE formada por las dos petroleras comenzó a estudiar si el viejo yacimiento Agua Salada, ubicado en Río Negro, podía ser utilizado para tales fines.
Hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”.
CARLOS ORMACHEA, CEO DE TECPETROL.
Es que si bien el almacenamiento en reservorios depletados es un sistema difundido en algunos países del mundo, en Argentina sólo se cuenta con la experiencia del desarrollo de Diadema, en la zona de Comodoro Rivadavia.
La buena noticia la recibieron las operadoras hace poco tiempo cuando los estudios arrojaron que el yacimiento escogido –cuyo titular es Tecpetrol– es apto para crear allí un sistema de storage de gas.
“Los estudios dieron bien porque hemos trabajado bastante, invertido en perforación de pozos para confirmar que el yacimiento está estanco”, aseguró el CEO de Tecpetrol, Carlos Ormachea.
Y detalló que “el proceso de llenado es largo, hay que rearmar el colchón y estamos hablando de uno o dos años porque con la inyección se debe estabilizar la presión para poder luego extraer ese gas”.
En números
140
millones de dólares es la inversión que las empresas estimaron para desarrollar el proyecto de storage.
2,5
millones de metros cúbicos por día se podrían inyectar en los pozos agotados.
Los estudios realizados hasta el momento apuntaron a evaluar las dos condiciones básicas que se necesitan para utilizar un reservorio natural como almacenamiento. Estas son por un lado que la presión interna haya descendido lo sufiente como para permitir el ingreso del fluido, y el segundo es que no se registre ningún tipo de pérdidas o alteraciones en la presión de dicho reservorio.
Si bien los estudios fueron positivos, Ormachea estimó que para el año entrante sólo se deberá esperar un volumen reducido de almacenamiento en el yacimiento Agua Salada.
Es que el CEO y presidente de Tecpetrol también advirtió que “ahora hay que trabajar en el marco regulatorio de este sistema que es una forma de elevar la demanda y aprovechar el pico de invierno”.
El plan
10 pozos
son los comprometidos para el desarrollo como productores. Otros tres se realizarán para el monitoreo.
De acuerdo a la presentación que las empresas realizaron ante el gobierno de Río Negro, la iniciativa comprende una inversión de 140 millones de dólares no sólo para esta fase de estudio preliminar sino también para la perforación de una decena de pozos de control y monitoreo y para el tendido de un gasoducto que conecte el desarrollo a la red nacional.
El área escogida por las operadoras se encuentra a unos 50 kilómetros de Catriel y posee una superficie de 650 kilómetros cuadrados.
Desde la cartera de Energía de Río Negro se detalló que el reservorio llegó a tener una “presión original de 300 kilos y actualmente tiene 70, es decir que hay una baja importante”, una diferencia que se requiere para poder inyectar el fluido.
En tanto que se destacó que para un campo maduro y con producción en descenso como es Agua Salada la iniciativa resulta más que interesante, en especial si se tiene en cuenta que hasta la fecha sólo se cuenta a nivel país con la experiencia en almacenamiento de gas del desarrollo de Diadema.
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Luis XXXIV escribió:En lugar de corregir por precio lo viene haciendo por tiempo.
Próxima a definir.
Impecable el aporte Luis.
Se agradece!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
[quote="JohnWayne"]Cuanto hace que no posteaba aca!!
Por siempre mi amor a TGN !! aca seguimos desde la epoca de 1 pesito!!
Felicitaciones Subcampeon.
Por siempre mi amor a TGN !! aca seguimos desde la epoca de 1 pesito!!
Felicitaciones Subcampeon.
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
Cuanto hace que no posteaba aca!!
Por siempre mi amor a TGN !! aca seguimos desde la epoca de 1 pesito!!
Por siempre mi amor a TGN !! aca seguimos desde la epoca de 1 pesito!!
Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
[quote="fredflaming"] JAJAJAJ BUENAS NOCHES ESTIMADO SR FREDLAMING,,,MIERE EL SR ESTIMADO Y AMIGO TECNICALPRO TIENE RAZON ,,,ES PESADA EL QUE LAS TIENE,,,, TIENE MUCHAS ,,,POR ESO LE COMENTO QUE SI UNO ELIGE UNA VACA PARA ENTRAR Y SALIR ,,AUNQUE ESTA VACA TENGO4 DA IGUAL Y SE LA PUEDE TRADEAR ,,PERO EL MARGEN ES CORTO ,,,PERO EN MI CASO ES QUE QUIERO COMPRAR LA VACA , TENGO4,,,TERNELA ,ALIMENTARLA , Y ORDEÑARLA JAJAJA COMO TENGO , LA VACA VALO ,BOLT , BYMA , Y OTRAS EN LAS CUALES ME DAN SIEMPRE JAJAJAJA ME FALTA ESTA PERO QUIERO VER QUE PASA NO DUDO QUE SEA MUY BUENA SI SE ME DA.... SE ME DARA ,,PERO ESTA LA QUIERO PARA QUEDARMELA ,,ME PERDI LOS $45 $48 EN ESTOS PRECIOS ESTARIA RETIRANDO 1 BALDE Y ASI ME EXPLICO ,,,HASTA EL PRECIO MAXIMO QUE LLEGO CON 1 SOLO BALDE JAJAJA POR ESO NO PUEDO COMPRAR EN INCERTIDUMBRE MIA JAJAJAJA 
LE MANDO UN ABRAZO 
LE MANDO UN ABRAZO -
Tecnicalpro
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Re: TGNO4 Transp. Gas del Norte
AR$ 68,80
+1,17% (AR$ +0,80)
Puntas de Compra
1000 x AR$ 68,800
5000 x AR$ 68,000
5 x AR$ 67,000
500 x AR$ 66,900
149 x AR$ 66,800
Puntas de Venta
AR$ 68,900 x 1959
AR$ 69,000 x 6073
AR$ 69,100 x 134
AR$ 69,200 x 2000
AR$ 69,300 x 1075
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