@fer_cota No, no, no, no.
Primero, es muy probable que esos 500 millones de barriles de crudo equivalente (mmbce) de recursos en sitio, se conviertan en unos 100-200 mmbce de RESERVAS 3P.
De ahí, apenas unos 25-35 mmbce seràn reserva probada, de donde sale la producción.
Primero, es muy probable que esos 500 millones de barriles de crudo equivalente (mmbce) de recursos en sitio, se conviertan en unos 100-200 mmbce de RESERVAS 3P.
De ahí, apenas unos 25-35 mmbce seràn reserva probada, de donde sale la producción.
@fer_cota Asumiendo un factor de recuperación de 15% (estoy siendo generoso) entonces hablamos de unos 4 millones de barriles de crudo equivalente.
Ahora, sabemos que es parecido a Ixachi y es más gas natural que crudo. De esos 4, quizá 1 millón sea de crudo, probablemente ligero
Ahora, sabemos que es parecido a Ixachi y es más gas natural que crudo. De esos 4, quizá 1 millón sea de crudo, probablemente ligero
@fer_cota De ese millón, por las pruebas iniciales de producción, arrancará en 4 mil barriles diarios (kbd) para subir hasta 7.5 kbd cuándo haya 11 pozos de producción.
Costos? Dado que es un campo HPHT (Alta presión, alta temp), cada pozo cuesta unos 40 mmd.
Costos? Dado que es un campo HPHT (Alta presión, alta temp), cada pozo cuesta unos 40 mmd.
@fer_cota Esos 11 pozos + infraestructura = un poco más de 550 millones de dólares.
Como puse, 7.5 kbd x 50 dlls/b x 365 = 136.5 mmd al año.
Quitando impuestos, queda un flujo libre de $54.7 mmd.
Tardaría 10 años en recuperar el costo y empezar a generar ganancias.
Como puse, 7.5 kbd x 50 dlls/b x 365 = 136.5 mmd al año.
Quitando impuestos, queda un flujo libre de $54.7 mmd.
Tardaría 10 años en recuperar el costo y empezar a generar ganancias.
@fer_cota Si se baja el precio a, digamos, 45 dlls/b... se tardaría 11 años.
Cada 5 dólares de caída, es un año más para alcanzar el breakeven.
Cada 5 dólares de caída, es un año más para alcanzar el breakeven.
