Install the app
How to install the app on iOS
Follow along with the video below to see how to install our site as a web app on your home screen.
Nota: This feature may not be available in some browsers.
Estás usando un navegador desactualizado. Es posible que no muestre este u otros sitios web correctamente.
Debe actualizar o usar un navegador alternativo.
Debe actualizar o usar un navegador alternativo.
Economía: Una "distopía" sobre Economía y Geoestrategia en la que se entiende todo, todo,TODO lo de las noticias. Pero ¿queda alguien que desee saber la verdad?
- Autor del tema Fudivarri
- Fecha de inicio
Este mensaje y otros no están disponibles para visitantes. Regístrate para leerlo.
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
El desastre en Irán nos permite:
- acelerar la reducción del consumo: combustible caro destruye demanda e impulsa sustitutos.
- reorganizar el acceso para los elegidos por el poder.
- facilitar políticas impopulares como restricciones.
Pero si destruyes permanentemente 5 Mb/d de capacidad productiva porque los yacimientos se paralizan y obstruyen y reduces la demanda en 3 Mb/d, tienes un problema.
Los flujos de agua entre capas y los de parafinas o asfaltenos te pueden hacer perder mucha capacidad productiva si dejas de explotar el pozo (Managing Risk and Reducing Damage From Well Shut-Ins). También puede ceder la roca e incomunicar depósitos. También es complicado manejar el rearranque.
Para las limpiezas, mantenimientos, etc. está bien calculado para no perder mucho. Si te vuelan el oleoducto y no decides inundar el desierto con petróleo que ya no puedes almacenar, la parálisis tiene mayores efectos. Se puede compensar invirtiendo mucho dinero en el pozo, pero la viabilidad económica es un problema.
De momento, en el Informe de la EIA de este septiembre, en la página 4, vemos esta parálisis:
(imagen visible para usuarios registrados)
Este cuarto trimestre todavía pronostican 5,7 Mb/d paralizados y 2,7 el el primer trimestre del 27. Por supuesto, teniendo en mente que no volverán a bombardearse infraestructuras y que somos muy buenos arreglándolas.
No se nos olvide que utilizar los equipos y contratistas especializados en estas reparaciones hace que no estén trabajando en las ampliaciones o nuevos yacimientos, con el correspondiente efecto en lo ya proyectado.
Turiel nos dice que se va a perder bastante con lo que ya está pasando. Según él, ya en abril decía que lo actual suponía una pérdida de 1 ó 2 Mb/d para siempre. Calcula que con 13 Mb/d parados se perdería en torno al 8-15% de esa producción para siempre. Eso con el deterioro de los pozos por parálisis. Luego comenta que el daño a la infraestructura añadiría otro 4% de la producción mundial, en su artículo de abril.
Esto nos empujaría a pensar que no se va a destruir la infraestructura de Oriente Medio o que si se permiten parálisis serán las que menos reduzcan la capacidad productiva. Eso, o que una reorganización del flujo petrolero exitosa tiene más importancia que destruir cierta capacidad productiva. O que esperan controlar el territorio en el futuro y tener cash para meterle hasta que la TRE lo permita.
- acelerar la reducción del consumo: combustible caro destruye demanda e impulsa sustitutos.
- reorganizar el acceso para los elegidos por el poder.
- facilitar políticas impopulares como restricciones.
Pero si destruyes permanentemente 5 Mb/d de capacidad productiva porque los yacimientos se paralizan y obstruyen y reduces la demanda en 3 Mb/d, tienes un problema.
Los flujos de agua entre capas y los de parafinas o asfaltenos te pueden hacer perder mucha capacidad productiva si dejas de explotar el pozo (Managing Risk and Reducing Damage From Well Shut-Ins). También puede ceder la roca e incomunicar depósitos. También es complicado manejar el rearranque.
Para las limpiezas, mantenimientos, etc. está bien calculado para no perder mucho. Si te vuelan el oleoducto y no decides inundar el desierto con petróleo que ya no puedes almacenar, la parálisis tiene mayores efectos. Se puede compensar invirtiendo mucho dinero en el pozo, pero la viabilidad económica es un problema.
De momento, en el Informe de la EIA de este septiembre, en la página 4, vemos esta parálisis:
(imagen visible para usuarios registrados)
Este cuarto trimestre todavía pronostican 5,7 Mb/d paralizados y 2,7 el el primer trimestre del 27. Por supuesto, teniendo en mente que no volverán a bombardearse infraestructuras y que somos muy buenos arreglándolas.
No se nos olvide que utilizar los equipos y contratistas especializados en estas reparaciones hace que no estén trabajando en las ampliaciones o nuevos yacimientos, con el correspondiente efecto en lo ya proyectado.
Turiel nos dice que se va a perder bastante con lo que ya está pasando. Según él, ya en abril decía que lo actual suponía una pérdida de 1 ó 2 Mb/d para siempre. Calcula que con 13 Mb/d parados se perdería en torno al 8-15% de esa producción para siempre. Eso con el deterioro de los pozos por parálisis. Luego comenta que el daño a la infraestructura añadiría otro 4% de la producción mundial, en su artículo de abril.
Esto nos empujaría a pensar que no se va a destruir la infraestructura de Oriente Medio o que si se permiten parálisis serán las que menos reduzcan la capacidad productiva. Eso, o que una reorganización del flujo petrolero exitosa tiene más importancia que destruir cierta capacidad productiva. O que esperan controlar el territorio en el futuro y tener cash para meterle hasta que la TRE lo permita.
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
Volviendo al tema del shale oil y el caos actual. Centrándonos en LTO y no en la roca con kerógeno. El LTO da buena gasolina pero poco diesel, por eso se mezcla con el alquitrán venezolano y canadiense.
Según los artículos de Turiel, que lleva 15 años escribiendo sobre ello:
Estás cambiando un yacimiento de larga duración por un sistema de perforación continua. Una roca convencional tiene suficiente permeabilidad para que el petróleo migre hacia el pozo. En el shale esa comunicación es muy pequeña: se perfora verticalmente, luego horizontalmente, y se fractura la roca para que haya vías para que fluya. Pero esta fracturación sólo comunica un volumen limitado de roca.
Eso hace que la producción inicial sea muy elevada (además de carísima), pero que después caiga muy rápidamente hasta tener sólo producción residual.
Según él, típicamente un pozo de fracking obtiene aproximadamente el 80% de su producción total durante sus dos primeros años y luego deja de explotarse después de 5 años.
Por eso pide diferenciar entre analizar un pozo o analizar una cuenca. Puede ser que los pozos caigan deprisa pero la cuenca siga aumentando, porque se ponen suficientes pozos nuevos.
Lo que llama cinta rodante del shale es: variación de la producción de la cuenca = producción de los pozos nuevos − declive de todos los pozos antiguos.
Crece con los pozos nuevos, llega la meseta cuando se igualan, declive brutal cuando los nuevos no compensan. Por eso hay que perforar continuamente. Por eso decía que se necesita entre 10 y 100 veces más pozos que en la explotación convencional para mantener una producción comparable. Hay que correr cada vez más deprisa para poder quedarte en el mismo sitio. Y es todo muy sensible al coste del capital, el equipo disponible y las proyecciones de los inversores.
Además, lógicamente vas a explotar primero lo más rentable. La geología te explica que hay zonas muy diferentes en coste/beneficio. Por lo tanto ha habido una carrera entre las mejoras tecnológicas y el deterioro de la calidad geológica media. Hay que reconocer que ha sido espectacular cómo han conseguido extraer tanto, y aun más complicado, cómo lo han financiado a pérdidas.
La viabilidad física dura más que la viabilidad financiera, por la necesidad de meter todo el beneficio a nuevos pozos para mantener o aumentar la producción (no hay mucho flujo de caja libre).
También entraron los DUC, fracturar pozos ya explotados con la perforación convencional. Añadir producción sin pagar todo el coste y tiempo de un nuevo pozo. Se han consumido mucho más deprisa de lo que se reponían.
Si analizamos el fracking en USA (Production decline curve analysis of the shale oil wells - de Petroleum Science):
El estudio selecciona en 2024 una muestra de 36.534 pozos. Dicen que su máximo es los primeros meses y después caen con fuerza. En los pozos de las 3 cuencas vemos que desde el 100% del máximo, en un año se ha perdido el 58,5% de los de la cuenca de Bakken, el 69,7% de los de Eagle Ford y el 67,3% de los de Permian. En tres años queda el 19%, 11% y 12%, y bajamos en torno al 3% en 9 años.
Por todo esto, ahora es cuando le toca darse la vuelta al asunto. La reducción del inventario, el agotamiento de las localizaciones más rentables y la menor rentabilidad de perforar desde cero te llevan a un descenso brutal, incluso con los precios del petróleo altos permitiendo que entre inversión. Turiel nos apunta al declive desde este 2026, y ya decía que el máximo podía haber sido octubre de 2025.
Primero tienes los límites de no encontrar nuevos pozos para sustituir los secos, y luego el problema financiero de la deuda y mala rentabilidad. Los subsidios y exenciones de Trump desde 2017 han permitido seguir hasta ahora con el fracking, pero la TRE en declive te acaba reventando.
Turiel dice que el declive va a ser muy rápido y acusado porque al ser pozos de corta duración mantener la meseta actual ya es un imposible.
En noviembre de 2025 la EIA nos decía que ya se había pasado de una situación en la que perforar producía enorme crecimiento neto a otra en la que prácticamente todo el esfuerzo actual solo sirve para sustituir el declive y estar en meseta. Y los DUC se están reduciendo mucho (en Permian de 1.272 de Q1 2025 a 828 en Q2 de 2026).
En el STEO de este septiembre del 2026 ya nos dicen que en el Permian los pozos recién completados producen +450 kb/d pero la pérdida de los existentes es -467,3 kb/d. Q2 del 2026.
La solución para estirar el chicle es que los pozos sean más profundos y meter más dinero para nuevos pozos menos rentables. Ambas financieramente imposibles con el precio por barril que teníamos antes del conflicto con Irán.
Y llegó el asesinato de Ali Khamenei en febrero. Y a precios actuales la EIA ha aumentado la producción prevista de este shale, y volvemos a crecer en lugar de meseta/descenso.
No sabemos cuánto tiempo les queda a estas cuencas, pero sí sabemos que en 2025 según la EIA eran un 11% de la producción de petróleo crudo mundial. Empezó en 2006 con 0,36 Mb/d, llegó a 4 Mb/d en 2015, casi 8 en 2019 y 9,3Md/d en 2025.
Si el declive es acusado, cuando llegué supondrá MUCHOS problemas.
Según los artículos de Turiel, que lleva 15 años escribiendo sobre ello:
Estás cambiando un yacimiento de larga duración por un sistema de perforación continua. Una roca convencional tiene suficiente permeabilidad para que el petróleo migre hacia el pozo. En el shale esa comunicación es muy pequeña: se perfora verticalmente, luego horizontalmente, y se fractura la roca para que haya vías para que fluya. Pero esta fracturación sólo comunica un volumen limitado de roca.
Eso hace que la producción inicial sea muy elevada (además de carísima), pero que después caiga muy rápidamente hasta tener sólo producción residual.
Según él, típicamente un pozo de fracking obtiene aproximadamente el 80% de su producción total durante sus dos primeros años y luego deja de explotarse después de 5 años.
Por eso pide diferenciar entre analizar un pozo o analizar una cuenca. Puede ser que los pozos caigan deprisa pero la cuenca siga aumentando, porque se ponen suficientes pozos nuevos.
Lo que llama cinta rodante del shale es: variación de la producción de la cuenca = producción de los pozos nuevos − declive de todos los pozos antiguos.
Crece con los pozos nuevos, llega la meseta cuando se igualan, declive brutal cuando los nuevos no compensan. Por eso hay que perforar continuamente. Por eso decía que se necesita entre 10 y 100 veces más pozos que en la explotación convencional para mantener una producción comparable. Hay que correr cada vez más deprisa para poder quedarte en el mismo sitio. Y es todo muy sensible al coste del capital, el equipo disponible y las proyecciones de los inversores.
Además, lógicamente vas a explotar primero lo más rentable. La geología te explica que hay zonas muy diferentes en coste/beneficio. Por lo tanto ha habido una carrera entre las mejoras tecnológicas y el deterioro de la calidad geológica media. Hay que reconocer que ha sido espectacular cómo han conseguido extraer tanto, y aun más complicado, cómo lo han financiado a pérdidas.
La viabilidad física dura más que la viabilidad financiera, por la necesidad de meter todo el beneficio a nuevos pozos para mantener o aumentar la producción (no hay mucho flujo de caja libre).
También entraron los DUC, fracturar pozos ya explotados con la perforación convencional. Añadir producción sin pagar todo el coste y tiempo de un nuevo pozo. Se han consumido mucho más deprisa de lo que se reponían.
Si analizamos el fracking en USA (Production decline curve analysis of the shale oil wells - de Petroleum Science):
El estudio selecciona en 2024 una muestra de 36.534 pozos. Dicen que su máximo es los primeros meses y después caen con fuerza. En los pozos de las 3 cuencas vemos que desde el 100% del máximo, en un año se ha perdido el 58,5% de los de la cuenca de Bakken, el 69,7% de los de Eagle Ford y el 67,3% de los de Permian. En tres años queda el 19%, 11% y 12%, y bajamos en torno al 3% en 9 años.
Por todo esto, ahora es cuando le toca darse la vuelta al asunto. La reducción del inventario, el agotamiento de las localizaciones más rentables y la menor rentabilidad de perforar desde cero te llevan a un descenso brutal, incluso con los precios del petróleo altos permitiendo que entre inversión. Turiel nos apunta al declive desde este 2026, y ya decía que el máximo podía haber sido octubre de 2025.
Primero tienes los límites de no encontrar nuevos pozos para sustituir los secos, y luego el problema financiero de la deuda y mala rentabilidad. Los subsidios y exenciones de Trump desde 2017 han permitido seguir hasta ahora con el fracking, pero la TRE en declive te acaba reventando.
Turiel dice que el declive va a ser muy rápido y acusado porque al ser pozos de corta duración mantener la meseta actual ya es un imposible.
En noviembre de 2025 la EIA nos decía que ya se había pasado de una situación en la que perforar producía enorme crecimiento neto a otra en la que prácticamente todo el esfuerzo actual solo sirve para sustituir el declive y estar en meseta. Y los DUC se están reduciendo mucho (en Permian de 1.272 de Q1 2025 a 828 en Q2 de 2026).
En el STEO de este septiembre del 2026 ya nos dicen que en el Permian los pozos recién completados producen +450 kb/d pero la pérdida de los existentes es -467,3 kb/d. Q2 del 2026.
La solución para estirar el chicle es que los pozos sean más profundos y meter más dinero para nuevos pozos menos rentables. Ambas financieramente imposibles con el precio por barril que teníamos antes del conflicto con Irán.
Y llegó el asesinato de Ali Khamenei en febrero. Y a precios actuales la EIA ha aumentado la producción prevista de este shale, y volvemos a crecer en lugar de meseta/descenso.
No sabemos cuánto tiempo les queda a estas cuencas, pero sí sabemos que en 2025 según la EIA eran un 11% de la producción de petróleo crudo mundial. Empezó en 2006 con 0,36 Mb/d, llegó a 4 Mb/d en 2015, casi 8 en 2019 y 9,3Md/d en 2025.
Si el declive es acusado, cuando llegué supondrá MUCHOS problemas.
Última edición:
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
Aunque la dimensión de energía/recursos sea tan importante para el teatro en el que vivimos, no podemos ser reduccionistas y obviar: 1) la conciencia como recurso supremo (qué piensan las personas y por ende hacia dónde dirigen su energía) y 2) el dinero inmaterial vertebrador (el más espiritual e iniciático de los bienes mundanos).
En estos conflictos y contextos que comentamos el asunto monetario no es menor.
En estos conflictos y contextos que comentamos el asunto monetario no es menor.
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
Vendiendo peak oil desde 1970 algún día acerterán.
Si te hubieses leído el hilo o las cosa de las que te ríes sabrías que el del petróleo convencional fue en 2005 y del no convencional en 2018.
Llevo escuchando las mismas afirmaciones infundadas desde niño y ya tengo canas. No necesito escuchar una vez más la vieja canción para reconocer la música.Si te hubieses leído el hilo o las cosa de las que te ríes sabrías que el del petróleo convencional fue en 2005 y del no convencional en 2018.
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
Vamos, que no te enteras o directamente te da igual entenderlo pero quieres seguir con tus cositas.Llevo escuchando las mismas afirmaciones infundadas desde niño y ya tengo canas. No necesito escuchar una vez más la vieja canción para reconocer la música.
Ya, te enteras tú que eres más listo y no te dejas engañar por la realidad. Es todo una conspiración de los poderes que mueven el mundo en absoluta coordinación y armonía.Vamos, que no te enteras o directamente te da igual entenderlo pero quieres seguir con tus cositas.
Eso o la navaja de Ockham
Hator-Pentalpha
Ur-Lodge
- Desde
- 3 Jun 2024
- Mensajes
- 227
- Fruta
- 795
Ya, te enteras tú que eres más listo y no te dejas engañar por la realidad. Es todo una conspiración de los poderes que mueven el mundo en absoluta coordinación y armonía.
Eso o la navaja de Ockham
El peak oil del petróleo convencional fue en 2005 y el del no convencional en 2018. El resto, tu imaginación.
Le falta a su análisis una demanda en declive por nuevas fuentes de energía que compiten con el petroleo y una población mundial decreciente que también demandará menos energía.El peak oil del petróleo convencional fue en 2005 y el del no convencional en 2018. El resto, tu imaginación.
NORDWAND
Será en Octubre
Se podría decir que ya nos encontramos en este punto.
Estadísticas del foro
El blog de burbuja.info
-