TGNO4 Transp. Gas del Norte

[Tecnicalpro]

Están afilados muy bien

[rojo]

https://www.cronista.com/economiapoliti ... -0045.html

Esto es grande en serio, Sao Pablo

[saeta40]

https://www.cronista.com/economiapoliti ... -0045.html

Esto es grande en serio, Sao Pablo

jaja entre al foro para poner la nota pqero me ganaste de mano jaajaj , si muy buena .

[Yayo]

https://www.cronista.com/economiapoliti ... -0045.html

Esto es grande en serio, Sao Pablo

[Tecnicalpro]

Neuquén espera exportar gas por 1.380 millones de dólares este año
Es el cálculo realizado por la Subsecretaría de Hidrocarburos en base a los volúmenes aprobados por Nación con destino a países vecinos.
La subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos informó que este año Neuquén estará en condiciones de exportar gas a países vecinos por un total de 1.380 millones de dólares si se vende el volumen autorizado por Nación. Para la provincia significaría un ingreso en concepto de regalías de 160 millones de dólares.

En el marco de la Res. 104/2018, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó en total 24 solicitudes para exportar gas natural neuquino. Esto sitúa a la provincia como la de mayor relevancia nacional en la exportación de gas natural, con un 84% de los flujos diarios y el 70% de los volúmenes totales aprobados, según datos del ministerio de Energía y Recursos Naturales provincial.

En abril se exportaron en promedio a Chile 5,2 MMm3 /d por los gasoductos GasAndes y Pacífico, con picos de 7,26 MMm3.

Las firmas autorizadas fueron YPF, Pan American Energy, ExxonMobil, Pampa Energía, Total, Wintershall y Energy Consulting Services. Todas pueden enviar hasta 29,3 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/d) por un volumen máximo acumulado de 8.758 MMm3.

Hasta el momento, existen cinco solicitudes pendientes para enviar gas a Chile y Uruguay, por un volumen aproximado de 8,8 MMm3/d y un volumen máximo acumulado de 3.346 MMm3/d.

En abril se exportaron en promedio a Chile 5,2 MMm3 /d por los gasoductos GasAndes y Pacífico, con picos de 7,26 MMm3.

https://patagoniashale.com.ar/

[Tecnicalpro]

Neuquén es líder en exportaciones de gas en Argentina

A través de la resolución 104/2018, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó 24 solicitudes para exportar gas natural neuquino. El Ministerio de Energía y Recursos Naturales Provincial informó que Neuquén es la provincia de mayor relevancia nacional en la exportación de gas natural, con un 84% de los flujos diarios y el 70% de los vólumenes totales aprobados.

Todas las empresas autorizadas pueden enviar hasta 29,3 MMm3/d por un volumen máximo acumulado de 8.758 MMm3. Entre ellas se encuentran YPF, Pan American Energy, ExxonMobil, Pampa Energía, Total, Wintershall y Energy Consulting Services.

Los envíos que se dirigen a Chile, por los gasoductos GasAndes y Pacífico, en abril alcanzaron picos de 6,05 MMm3 /d y 1,21 MMm3 /d respectivamente, acumulándose en un volumen de 135 MMm3 y 21,6 MMm3. Los envíos realizados a través del gasoducto Pacífico podrán alcanzar, por día, 6 millones de metros cúbicos (6 MMm3/d) por un volumen máximo de 1.900 MMm3. Mientras que a través del gasoducto GasAndes se podrán transportar 21 millones de metros cúbicos por día (21 MMm3/d) por un volumen máximo de 6.358 MMm3. Sin embargo, estas exportaciones no pueden realizarse de manera simultánea debido a que los volúmenes diarios máximos han superado la capacidad de evacuación de ambos gasoductos.

Por otra parte, se han aprobado exportaciones de gas natural a Brasil y Uruguay por un volumen total de 500 millones de metros cúbicos.

En el caso de enviarse los volúmenes máximos autorizados (8.758 MMm3), la Subsecretaría de Energía, Minería e Hidrocarburos de la provincia, determinó que se obtendrá un ingreso de divisas por 1.380 millones de dólares, un valor 11 veces mayor a las exportaciones neuquinas de 2018, y significaría para Neuquén, en concepto de regalías, un ingreso por 160 millones de dólares.

Por el momento existen 5 solicitudes pendientes para enviar gas a Chile y Uruguay, por un volumen aproximado de 8,8 MMm3/d y un volumen máximo acumulado de 3.346 MMm3/d.

Fuente Revista Petroquimica

[Tecnicalpro]

Muy poco volumen las últimas jornadas, con recuperación sobre el cierre. ¿Tienen algún objetivo con este papel o prefieren invertir a largo plazo?

El mismo que tenía dese los $10,00 aca la mayoría llevan años

Saludos

[rojo]

Que no tenga ADR le resta vidriera pero ya le va a tocar a TGN

[Siphoning Sequence]

Muy poco volumen las últimas jornadas, con recuperación sobre el cierre. ¿Tienen algún objetivo con este papel o prefieren invertir a largo plazo?

[Tecnicalpro]

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

[Gabyconso]

Asi estamos

[Tecnicalpro]

Bajo volumen muy tranquilo

[Tecnicalpro]

Que silencio por acá, estamos todos empujando en Valo

[fredflaming]

Que silencio por acá, estamos todos empujando en Valo

[Tecnicalpro]

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