El brent preparando la bajada.

Pasaba por aqui

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[This post by Euan Mearns was published at The Oil Drum.]
With relatively little fanfare on the international stage, Lundin Petroleum and Statoil (and partners) have just recently jointly discovered one of the largest oil fields ever found in the North Sea. The Aldous Major South - Avaldsnes discovery on the Utsira High structure is currently estimated to contain 1.7 to 3.3 billion barrels of recoverable oil. The astonishing thing about this discovery is that it has lain undiscovered in a mature oil province for so long providing ample encouragement for explorers to go on exploring.
The recoverable resource estimates have grown with every well drilled and with a new delineation well spudded on 28th November, further news on the size of this giant is expected in early January.


Figure 1 Oil fields can often be imagined as subterranean hills draped in mudstone (the seal) and partially filled with oil-saturated sandstone. This 3D image shows the Avaldsnes and Aldous Major South discoveries are in all likelihood part of the same giant field.


This post is joint with Rune Likvern. One of us (EM) owns common stock in Lundin Petroleum.
The Aldous Major South - Avaldsnes story has been a year in the making. The 16/2-6 discovery well was announced in September 2010, but the story only gained traction on 30th September 2011 when the recoverable resource estimate was substantially increased following evaluation of data from the 16/2-7a sidetrack well. Prior to then recoverable resource estimates for Avaldsnes were in the range 100-400 million barrels - not enough to get overly excited about. The 16/2-7a well extended the area of proved hydrocarbons but also "proved" that Avaldsnes and Aldous Major South were part of the same gigantic structure. Avaldsnes is now estimated to hold 0.8 to 1.8 billion barrels of recoverable oil and promises to be a giant field in its own right.
A note on terminology. The term resource is normally used to describe the quantity of oil in place and the term reserves used to describe the amount of that oil that can be economically recovered. At this stage of field appraisal, none of the oil in Aldous Major South - Avaldsnes can yet be booked as technical reserves. Instead the term recoverable resource is employed.
A note on well numbering convention. Well number 16/2-6 means that the well was drilled in Norwegian quadrant 16. Each Norwegian quadrant is divided into 12 blocks, and this well was drilled in block 2. It is the 6th well to be drilled on this block.
Shortly after, Statoil announced the results from the 16/2-10 delineation well on Aldous Major South on 21st October, which prior to then was estimated to contain 0.4 to 0.8 billion barrels recoverable resource. The 16/2-10 well proved a much bigger resource that is now estimated in the range 0.9 to 1.5 billion recoverable barrels.
Thus the combined Aldous Major South - Avaldsnes structure is now estimated to contain between 1.7 and 3.3 billion barrels of recoverable oil. The 16/5-2S well currently drilling represents a significant step out from the existing wells towards the south of the field. Success is not to be taken for granted. For example, the mapped structure is dependent upon accurate interpretation of seismic and the occurrence of oil is dependent on the presence of the reservoir sandstone in this part of the field. Should the well fail to find oil, then the resource estimate may settle toward the lower end of the current range; however, should it be successful then ever larger numbers are to be expected.
This recent presentation (large pdf) from Lundin states that the oil is intermediate grade with API gravity of 28˚ (slide 31) and that oil is "dripping out of the cores" (see picture on slide 31). Furthermore the water depth at 115 m is shallow by today's standards as is the depth to reservoir, which is only 1900m. All this seems too good to be true and as a rule of thumb, when something is too good to be true it often, though not always, is.
This discovery is remarkable since it will not only transform the fortunes of Lundin Petroleum and provide a welcome boost to Statoil, but it may also materially affect the future production profile for Norway. Norwegian oil production peaked in 2001 at 3.42 mmbpd (crude+condensate+NGL) and has been declining at an average rate of 5% for the last 9 years. The impact of Aldous Major South - Avaldsnes coming on stream towards the end of the decade is shown below. The field may build to a plateau production rate of around 500,000 bpd and remain on plateau for 11 years. The stacked production chart extends to 2040 and shows 3.3 billion barrels production from this sleeping giant. Production decline may be reversed for two to three years while the field is building to plateau. In 2040, this one field may account for over half all Norwegian oil production.


Figure 2 Stacked production chart for all Norwegian crude oil fields showing the peak in 2001. The stacked colored areas to the left represent the production from past and existing oil fields. Data from the Norwegian Petroleum Directorate. The green segment shows a production model for Aldous Major South - Avaldsnes with first production in 2017 and plateau production of 500,000 bpd reached in 2020. Decline sets in by 2031. The production model as shown contains 3.3 billion barrels of oil produced from Aldous Major South - Avaldsnes.


Whilst the discovery of Aldous Major South - Avaldsnes is a welcome boost for future North Sea production, with the world consuming 88 million bpd, 3.3 billion barrels of recoverable oil represents only 38 days of global oil consumption
 

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Saxo Bank: hay riesgo de caída fuerte del petróleo


“Los mercados del crudo, con la mirada puesta en el riesgo de interrupciones de suministro, seguirán contando con soporte, pero mientras el precio del crudo siga alto o aumente, la atención comenzará a centrarse en la destrucción de la demanda, que, en última instancia, conlleva el mismo riesgo de corrección drástica a la baja”, explica Saxo Bank. La entidad cree que Irán y las bajas temperaturas “han provocado un aumento de la competencia entre los compradores de crudo Brent de Asia y Europa, donde los niveles producción han disminuido, y, como consecuencia, el mercado físico ha visto incrementada la restricción”.
 

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Comparison of different Primary Energy Data sources
Four charts are shown below that outline the differences between datasets for bio-energy (biomass + biofuel), coal, natural gas, and crude oil. The main differences in the datasets can be found in the years after 2000 for biofuels, 1950 to 2000 for natural gas, and 1945 to present for crude oil.



Figure 6 - Global Primary Energy from Bio-Energy comparing Smil and Fernandes 1900 to 2008



Figure 7 - Global Primary Energy from coal comparing Krausmann, Anonymous Source, and BP Statistical Review 1900 to 2008



Figure 8 - Global Primary Energy from Natural Gas comparing Krausmann, Anonymous Source, and BP Statistical Review 1900 to 2008



Figure 9 - Global Primary Energy from Crude Oil comparing O&G Journal, IHS Energy, Anonymous Source, Krausmann, and BP Statistical Review 1930 to 2005
 

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AGENCIAS Londres y Nueva York



El precio del crudo del tipo de referencia West Texas Intermediate (WTI) acentúa su caída en la Bolsa Mercantil de Nueva York (Nymex), luego que la Administración de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés) informara que los inventarios de petróleo en Estados Unidos subieron más fuerte que lo esperado en el transcurso de la semana pasada.
El crudo WTI cae u$s 0,39 o 0,44% respecto al cierre de ayer y se comercializa a u$s 87,43 el barril de 159 litros en el Nymex.
Según EIA, las existencias de petróleo subieron la semana del 25 de mayo en 2,21 millones de barriles, a 384,74 millones, frente a una previsión de alza de 600.000 barriles.
El petróleo WTI había arrancado la jornada con nuevos ajustes a raíz de unos decepcionantes datos divulgados en Estados Unidos e India que alentaron el nerviosismo sobre el panorama de la demanda global.
Los informes de EE.UU. e India empeoraron, además, las preocupaciones por la crisis de la zona euro y ubican al crudo rumbo a su mayor pérdida porcentual mensual en dos años.
En Londres, los futuros de crudo Brent para julio ceden u$s 1, hasta los u$s 102,47 por barril.
Los precios del Brent se dirigen a una contracción mensual de más de un 13%, que sería la mayor desde mayo de 2010, luego de perder ayer 3%.
En los contratos de la materia prima de los Estados Unidos, los valores apuntan a una profunda baja mensual de 16%, que sería la peor desde fines de 2008.
Los precios del petróleo fueron presionados después de conocerse que el Producto Interno Bruto (PIB) de EE.UU. creció a una tasa anual de 1,9%, una baja desde la estimación avanzada del mes pasado, de un crecimiento de 2,2%.
En tanto, la cifra de estadounidenses que pidió subsidio por desempleo por primera vez subió por cuarta semana consecutiva.
“El mercado está cambiando continuamente ahora, impulsado por las cotizaciones de las monedas y la fuga hacia los refugios seguros”, le explicó a Reuters Ole Hansen, director de estrategia de materias primas de Saxo Bank.
Por otro lado, en India, el crecimiento económico anual se desaceleró en el primer trimestre a un mínimo de nueve años de 5,3%, por una contracción del sector manufacturero


 
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Por primera vez desde hace más de una decada, la producción supera la demanda.

 

Johngo

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Inventarios crudo EEUU crecen inesperadamente: API

Las existencias de crudo en Estados Unidos subieron inesperadamente la semana pasada, por un mayor incremento de las reservas en la Costa Oeste del país, pese a que los inventarios en la región de Cushing declinaron, mostró el martes un reporte del Instituto Americano del Petróleo (API por su sigla en inglés).

Las reservas de crudo crecieron en 1,6 millones de barriles en la semana al 8 de junio, dijo el API, frente a las proyecciones del mercado de un retroceso de 1,4 millones de barriles.

Un alza de 526.000 barriles por día (bpd) en las importaciones más que compensaron la elevada demanda de las refinerías que una vez más elevaron sus operaciones.

Analistas esperaban que las tasas de operación se mantuvieran sin cambios.

El alza en las existencias de crudo puso fin a dos semanas de declives, las primeras señales de las ajustadas condiciones tras un incremento de reservas mayor al usual en la primavera boreal.

No obstante, la mayor parte del incremento de esta semana provino de la costa oeste de Estados Unidos, donde los inventarios treparon en 1,3 millones de barriles, mostraron los datos.

Los suministros de gasolina bajaron en 878.000 barriles, frente a las estimaciones de un incremento de 1,1 millones de barriles del mercado.

Las reservas de destilados subieron 519.000 barriles, en tanto los analistas proyectaron un incremento de 1,3 millones de barriles.

Las existencias de crudo en Cushing, Oklahoma, el punto de entrega de los contratos estadounidenses, cayeron en 344.000 barriles, lo que confirmó un reporte el lunes de Genscape, proveedor de datos para la industria de energía, que mostró que las reservas en la región cayeron en 560.000 barriles.

La firma aseguró que se trató del primer declive en 20 semanas, al sugerir que el cambio de sentido el flujo del oleoducto Seaway, que ahora transporta crudo desde Cushing a Houston, finalmente está ayudando a reducir el exceso de petróleo.

Las operaciones en las refinerías aumentaron en 0,7 puntos porcentuales, al 88,7 por ciento de la capacidad, respecto a pronósticos de un descenso de 0,1 por ciento.

Los futuros de crudo en Estados Unidos recortaban sus ganancias, mientras que los del Brent mantenían sus pérdidas. NUEVA YORK (Reuters)
 
Bueno existen declaraciones de Rafael Ramírez, presidente de PDVSA en que la OPEP se reunirá para detener este bajón. Considerando el peso específico de Venezuela dentro de esa organización pues puede llevarse a cabo, a pesar de que la oferta de Venezuela creo que no incluye el Brent; por otro lado yo no apostaría a que este bajón dure mucho:
Las Predicciones de Mr. Hosseini Iran petroleo | LatinoForex
 

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bueno existen declaraciones de rafael ramírez, presidente de pdvsa en que la opep se reunirá para detener este bajón. Considerando el peso específico de venezuela dentro de esa organización pues puede llevarse a cabo, a pesar de que la oferta de venezuela creo que no incluye el brent; por otro lado yo no apostaría a que este bajón dure mucho:
las predicciones de mr. Hosseini iran petroleo | latinoforex

mientras dure la apatia compradora de china los precios bajaran.


Empresa china Sinopec reducirá en 20% compras de crudo a Irán




HIDROCARBUROS

| El 1 de julio inician las sanciones contra Irán

Un alto ejecutivo de la empresa manifestó que prefieren mantener las relaciones con Estados Unidos, que recibir petróleo más económico por parte de la nación islámica.



Pekín- La mayor compradora de petróleo iraní, la gigante china Sinopec, reducirá sus importaciones desde Teherán hasta en un quinto (20%) este año y rechazó ofertas de combustible más barato desde ese país, dijo un importante ejecutivo del sector petrolero del gigante asiático.
El ejecutivo recalcó que las relaciones con Estados Unidos son más importantes que conseguir un petróleo a menores precios, en momentos en que Occidente presiona a Teherán por su controvertido programa nuclear.

A sólo 20 días de que se inicien las sanciones de la Unión Europea contra el comercio de crudo iraní, los principales compradores asiáticos del petróleo proveniente de la república islámica seguían buscando el martes lograr una solución que les permita mantener el flujo del combustible.

Las empresas de la Unión Europea (UE) tendrán prohibido asegurar a los buques que transportan crudo iraní desde el 1 de julio y, como las aseguradoras europeas cubren a la mayor parte de los petroleros del mundo, los importadores asiáticos en China, India, Japón y Corea del Sur han tenido problemas para encontrar un seguro alternativo.

El funcionario chino dijo que la prohibición sobre los seguros no sería un problema para China, que compra un quinto de las exportaciones de crudo de Irán."En vista de que China quiere resolver este problema, debería haber una manera (de hacerlo). No será un tema difícil. Somos plenamente capaces de arreglarlo", dijo a Reuters, sin entrar en detalles de cómo los importadores seguirán trayendo el petróleo iraní.

Washington añadió el lunes a India y Corea del Sur, pero no a China, a una lista de países exentos de cumplir las sanciones, teniendo en cuenta sus importantes recortes en las importaciones procedentes de Irán.

Los cuatro grandes compradores asiáticos han reducido las importaciones iraníes en un quinto de los 1,45 millones de barriles diarios que compraron hace un año. Los recortes y la amenaza de sanciones han ayudado a reducir los ingresos petroleros de Irán por un estimado de 10.000 millones de dólares en lo que va del año.

China se opone a las sanciones unilaterales sobre otro país y dice que tiene que comprar crudo iraní para satisfacer sus necesidades energéticas. "Creemos que el comercio de crudo entre Irán y China es completamente legal y justo. Ya hemos dejado clara nuestra postura a Estados Unidos", dijo el portavoz de la cancillería china, Liu Weimin, en una conferencia de prensa habitual.


 
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Las caídas del petróleo podemos decir que pueden ser positivas para España, ya que quita presión inflaccionista, y añade posibilidades a una próxima bajada de tipos en la Eurozona.

Bajada de tipos que creemos necesaria y casi imprescidibles.

Draghi tiene la oportunidad de hacer bien las cosas y no quedar en evidencia como Trichet en aquella incomprensible política de subida de tipos mientras Europa entraba en recesión. En un momento de crisis como ela ctual, una medida de este tipo supondría un alivio para las economías más déiles y más castigadas de la Eurozona como la española o la italiana.

En el gráfico del Petróleo Brent que cuelgo a continuación, podemos ver como en el mes de abril se formaba una figura de doble techo. Figura que avisaba del fin de las subidas. Doble techo en niveles de 127 dólares zonales activado al perder los 121,50 dólares con objetivo teórico en los 116 dólares.


Petroleo Brent Estructura bajista


Además de activar figura de doble techo en el mes de marzo, comenzaba una estructrua de impulsos bajistas.
Primer impulso hasta los 116,76 dólares. Al perder este nivel se activaba un segundo impulso bajista con objetivo en los 110,97 dólares y por último tras un pequeño rebote se perdían los mínimos del segundo impulso y se activaba un tercer impulso bajista con objetivo teórico en los 104,41 dólares. Además en la jornada de este jueves se cumplía también el objetivo de dilatación.

¿Y ahora qué? Una vez completada la estructura bajista las posibilidades de un rebote aumentan considerablamente.

En el medio plazo además sería importante que el Brent no pierda los 99 dólares.

La pérdida de esta zona de soporte y zona de mínimos de agosto y octubre de 2010 en los 99 dólares complicaría más el aspecto de medio plazo y daríamos por anulado el objetivo alcista, por ruptura del canal lateral, que señalo en color azul, cuyo objetivo alcista está pendiente de cumplirse y quedaría anulado en caso de perder los 99 dólares.

Además la pérdida de esa zona de los 99 euros sería muy negativa porque podríamso hablar de un gran canal lateral entre los 127/128 dólares y los 99 dólares que se rompería a la baja y cuyo objetivo ambicioso podría llevar al Brent a niveles de 71 dólares.

En cuanto a indicadores:

El estocástico y el MACD se encuentran cortados a la baja con el RSI en zona de fuerte sobre venta.

La lectura de los indicadores es negativa, auqnue los elevados niveles de sobre venta deberían traer en próximas sesiones un rebote, para relajar esos indicadores.

La media de 200 sesiones se encuentra descendiendo y en niveles de 115,25 dólares.

La lectura de la media es negativa y refleja la tendencia bajista del Brent en el corto/medio plazo.
 

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El precio del barril de crudo de la OPEP bajó el miércoles un 0,7 % respecto a la jornada anterior, hasta los 93,08 dólares, informó hoy en Viena el grupo petrolero.

El crudo de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) registraba el miércoles su tercer descenso consecutivo y sigue así con la tendencia a la baja que empezó a mediados de marzo de 2012, acumulando una depreciación de 31,56 dólares en tan sólo tres meses.

Brent cae a su nivel más bajo desde diciembre 2010

El barril Brent toca los 91 dólares por barril - el nivel más bajo desde diciembre de 2010
 
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