Hidrocarburos convencionales y no convencionales

Las fuentes de energía en el mundo provienen mayoritariamente de la explotación de hidrocarburos. En los últimos años se dio a conocer un nuevo tipo de yacimiento, denominado no convencional, en comparación con los tradicionalmente explotados o convencionales.

Con frecuencia, las personas imaginan que los hidrocarburos se formaron a partir de los restos de los grandes dinosaurios, que habitaron el planeta hace millones de años. La idea es equivocada, pero encierra algunas pistas, la teoría es que los hidrocarburos se formaron a partir de restos de seres vivos, no necesariamente dinosaurios. Esta teoría, conocida como “orgánica”, considera que el petróleo y el gas se generaron en ambientes acuáticos, a partir de material orgánico proveniente de microorganismos (fundamentalmente plancton), cuya abundancia en los océanos superaba entonces y supera hoy, por mucho, a todas las otras formas de vida. A medida que los microorganismos morían, se acumulaban en el lecho de estuarios, mares y lagos, mezclados con otros materiales; una capa sobre otra, en un proceso de miles a millones de años. Los que estaban abajo se iban hundiendo por el peso de nuevos sedimentos acumulados sobre ellos. Estos restos orgánicos, entonces, quedaron sometidos a condiciones de elevada presión y temperatura, en un ambiente de ausencia de oxígeno (ambiente anóxico). Millones de años de grandes presiones y temperaturas, en ausencia de oxígeno, empezaron a producir cambios en la materia orgánica.

1- Depósitos en el fondo de una cuenca sedimentaria

2- Transformación de la materia orgánica

3- Migración de gas y petróleo

Aquellos innumerables microorganismos que alguna vez habían habitado las aguas se convirtieron primero en un material parafinoso, conocido como kerógeno, para luego transformarse en compuestos líquidos y gaseosos: petróleo y gas, a este proceso se lo conoce como “catagénesis”. La roca en la que se produjo este proceso de sedimentación y transformación se conoce como “roca generadora”.

A partir de que la roca madre alcanza una temperatura en torno a los 90°C, el kerógeno comienza a ser transformado en hidrocarburo líquido. En este caso se dice que la roca madre ingresa en ventana de petróleo. El petróleo así generado se va acumulando en los poros, incrementando paulatinamente su volumen y presión hasta que es expulsado hacia las rocas circundantes. Cuando la roca madre alcanza los 130°C comienza a producir hidrocarburo gaseoso, ingresando en ventana de gas y empobreciéndose gradualmente en kerógeno residual.

Una de las características principales de esta roca generadora es su relativa baja porosidad y escasa permeabilidad. Es decir que, en la roca generadora, el petróleo y el gas se encuentran encerrados en millones de poros microscópicos, sin contacto entre ellos. Por este motivo, los hidrocarburos no pueden desplazarse por el interior de la formación ni escapar de ella. Pero la corteza terrestre se mueve, y esos movimientos, sumados al propio proceso de generación de los hidrocarburos, fueron rompiendo la roca generadora y produciendo innumerables fisuras. A través de estas pequeñísimas fisuras, parte de los hidrocarburos pudo escapar. Las fisuras, entonces, se convirtieron en verdaderos caminos por los cuales una parte del petróleo y del gas contenidos en la roca generadora pudo liberarse de ella y comenzar a migrar hacia otras formaciones, más porosas y permeables.

Como los hidrocarburos son menos densos que el agua de formación (agua contenida en las rocas), estos tienden a moverse en un camino preferentemente ascendente a través de la columna sedimentaria; en este proceso de migración (o desplazamiento) pueden encontrar rocas reservorio, porosas y permeables, que los alojen y si, además, encuentran algún elemento o barrera que sirva de sello impermeable, se pueden acumular. Al conjunto de roca reservorio y roca sello con capacidad para alojar y retener a los hidrocarburos se lo denomina trampa.

El volumen de hidrocarburo en una trampa o acumulación depende de las características, configuración y extensión de la misma.

Estimulación por fractura hidráulica en formaciones no convencionales

Los hidrocarburos "convencionales", que se han explotado tradicionalmente desde hace más de un siglo, son exactamente los mismos que los llamados no convencionales. La principal diferencia es la forma en que se encuentran almacenados, tanto el gas como el petróleo.

Para un yacimiento convencional el hidrocarburo se encuentra alojado en una formación permeable es decir, cuyos poros están interconectados entre sí. Al igual que en una esponja, los fluidos (el gas y el petróleo) pueden moverse entre los poros. Dicho de otro modo, pueden "viajar" por el interior de esas formaciones, cuando comienza el proceso de extracción. Eso es un yacimiento de hidrocarburos convencionales: una roca reservorio permeable, cuyos hidrocarburos almacenados provenientes de una roca madre (donde se generaron), quedaron atrapados, después de la migración, en la roca reservorios que se encuentra sellada por una capa impermeable. Todo lo que difiere de este esquema es considerado un hidrocarburo "no convencional".

En la Argentina, cuando hablamos de no convencionales, nos referimos a dos tipos de hidrocarburos: los de las formaciones shale, como Vaca Muerta, y los de las formaciones tight. En ambos casos, se trata de formaciones muy compactas. Las tight, de baja permeabilidad. Las shale, directamente impermeables.

En el caso del shale (que los geólogos identifican como lutitas y margas), son las denominadas rocas madre, porque en ellas se formó el hidrocarburo a partir del depósito de materia orgánica en el lecho de lagos y mares. En ellas, a lo largo de millones de años, la materia orgánica atrapada (restos de microorganismos, algas, animales, etc.), por efecto de la presión, temperatura y ambiente sin oxígeno, se convirtió en gas y petróleo.

Como el gas y el petróleo se encuentran distribuidos en millones de poros microscópicos que, a diferencia de los reservorios convencionales, no están interconectados entre sí y, por lo tanto, no pueden desplazarse por el interior de la formación, es necesario generar artificialmente vías para que puedan fluir hacia el pozo.  Se trata, en definitiva, de abrir las diminutas fisuras en la roca generadora, creadas por la naturaleza durante la formación de los hidrocarburos, y hoy cerradas por el peso de kilómetros de roca depositados sobre ella.

Para eso se utiliza una técnica denominada estimulación hidráulica, fractura hidráulica o fracking, en inglés, desarrollada hace casi 80 años, y utilizada regularmente en nuestro país durante el último medio siglo (para mejorar la permeabilidad de los yacimientos convencionales), y que consiste en inyectar a presión un fluido formado básicamente por agua y arena (99,5%), más el agregado de algunos aditivos químicos (0,5%), extremadamente diluidos.

Una vez que la fisura se genera por la acción de la presión del agua, es necesario garantizar que no se vuelvan a cerrar, una vez que la presión disminuya. Es por eso que al agua se le agrega un "agente de sostén" (arenas especiales), que ingresa en las fisuras y las apuntala para impedir que vuelvan a cerrarse. A partir de ese momento, por esas fisuras abiertas del orden de 2 mm de espesor, y apuntaladas por los granos de arena, pueden fluir los hidrocarburos hacia el pozo, para permitir su extracción.

La extracción de hidrocarburos convencionales y no convencionales tiene muchos puntos en común (la perforación del pozo, y la extracción por ejemplo), y sólo difieren en que los segundos requieren, sí o sí, estimulación hidráulica (fracking), más allá de que desde hace varias décadas se utiliza en pozos convencionales como una forma de incrementar la producción de los pozos.

Definiciones

Explotación no convencional de Hidrocarburos

Extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos mediante técnicas de estimulación no convencionales aplicadas en yacimientos ubicados en formaciones geológicas de rocas esquisto o pizarra (shale gas o shale oil), areniscas compactas (tight sands, tight gas, tight oil), capas de carbón (coal bed methane) y/o caracterizados, en general, por la presencia de rocas de baja permeabilidad.

Explotación Convencional de Hidrocarburos

Se denomina así a la extracción de hidrocarburos líquidos y/o gaseosos provenientes de formaciones convencionales que pueden ser areniscas, carbonatos u otras litologías donde el flujo hacia el pozo se realiza a través del sistema poroso de la formación.

Exploración no convencional

Búsqueda de petróleo o gas en formaciones no convencionales

Pozos no convencionales

Perforaciones que se realizan en los reservorios no convencionales. En estos pozos, de tipo vertical u horizontal, es necesario realizar estimulaciones o fracturas hidráulicas a fin de generar la permeabilidad y transmisibilidad necesaria para la producción de los fluidos.

Pozos convencionales

Perforaciones que se realizan en los reservorios convencionales. En estos pozos, puede o no ser necesario realizar estimulaciones o fracturas hidráulicas a fin de mejorar la permeabilidad y transmisibilidad necesaria para la producción de los fluidos

Agua de retorno (flowback)

Es el fluido que se genera producto de la estimulación hidráulica de un pozo y retorna total o parcialmente a la superficie.

Aditivos de Fractura

Toda sustancia que se adiciona al agua de fractura.

Características del proceso de Fracking

La Fracturación hidráulica es una técnica utilizada desde hace más de 60 años en millones de pozos de exploración y producción de hidrocarburos en todo el mundo. La técnica permite mejorar la extracción de los hidrocarburos almacenados en los poros de las rocas que tienen una baja permeabilidad, es decir, en aquellas rocas cuyos poros están poco o nada interconectados entre sí. Consiste en producir pequeñas fracturas en la roca, para favorecer y aumentar esta interconexión, permitiendo que el gas o petróleo fluya hacia el pozo y de ahí hasta la superficie.

Se trata, en definitiva, de generar las condiciones que, a veces y de un modo natural, se presentan en ciertos yacimientos de hidrocarburos que tienen porosidad y permeabilidad mayores.

Vaca Muerta: Que es y como nace?

¿Qué es Vaca Muerta?

Vaca Muerta es una formación rocosa de más de 35.000 km², algo así como el tamaño de Bélgica, se extiende por 4 provincias, Neuquén, Río Negro, Mendoza y La Pampa.

Su mayor parte está a más de 3000 metros de profundidad, en este pedazo de tierra están el 40% del gas y el 60% del petróleo no convencionales del país. Es la reserva más importante de Argentina y la 2º de gas a nivel mundial. Hay más gas no convencional que en todo Rusia, y más petróleo no convencional que en Venezuela, dos de los países con mayores reservas del mundo.

Vaca Muerta es tan importante porque en los últimos 150 años la población mundial se quintuplicó y el consumo de energía creció 50 veces.

El gas y el petróleo, junto al carbón son las fuentes de energías más utilizadas en el mundo, ya que producen el calor y la electricidad que necesitamos para cargar la batería del celular, poner ropa a lavar, calentar la comida o utilizar un medio de transporte. El 95% de todo el mundo depende del petróleo y del gas para su funcionamiento.  La energía renovable de Argentina generada por parques eólicos y paneles solares entre otras fuentes, se estima que en 2025 llegue al 20%, el 80% restante va a seguir dependiendo de los hidrocarburos, energía hidráulica y energía nuclear. El 65% del gas de todo el país lo consumen las fábricas para producir y las centrales eléctricas para generar la luz que necesitamos.

Para tener una idea, hacer un pozo en 2014 demandaba 41 días con una inversión de U$S16 millones, en 2019 tardan alrededor de 25 días, y el costo se redujo a U$S 10 millones, se redujo en un 37%. Todas esas inversiones equivalen a U$S 250 mil millones durante los próximos 30 años. Se calcula que en Vaca Muerta las reservas probadas del yacimiento podían estimarse en torno a 27 mil millones de barriles, hay enterrados alrededor de U$S 2,5 billones, algo así como 4 veces el valor anual de toda la economía de Argentina.

Porque es tan importante? Tiene 4 propiedades geológicas que la distinguen como una formación de shale única en el mundo:  importante cantidad de Carbón Orgánico Total (TOC), alta presión, buena permeabilidad y gran espesor. A su vez, a diferencia de lo que ocurre con otras formaciones de shale, se encuentra alejada de centros urbanos, lo que facilita notablemente las operaciones. Otra ventaja es que se encuentra a una profundidad mayor a los 2.500 metros, muy por debajo de los acuíferos de agua dulce, lo cual hace más segura su extracción y disminuye los riesgos ambientales. Además porque multiplica por 5 las reservas de petróleo y por  14 las de gas, porque podría abastecer el consumo de energía de todo el país durante 150 años.

En gran parte de esta gran extensión del subsuelo, donde se desarrolla la formación Vaca Muerta, es factible desarrollar la técnica de extracción de shale gas y shale oil.

Deberá llamarse “yacimiento” a cada trampa, estratigráfica, estructural o combinada, que llevará el nombre y la sigla de pozo, de acuerdo con la Resolución 1040/09 sobre nomenclatura de pozos.

Otro detalle interesante es que frecuentemente los geólogos e ingenieros de idioma inglés llaman a la litología de la formación Vaca Muerta como “esquistos”.

En realidad, aquí vuelve a surgir un desencuentro idiomático. Las rocas se clasifican en cuatro grupos con características propias: ígneas, sedimentarias, metamórficas y piroclásticas.

Las sedimentarias tienen sus planos de estratificación sin alterar térmicamente, mientras que las metamórficas, al haber estado sometidas a un intenso calor, adquieren la característica física donde los planos de estratificación pasan a denominarse esquistosidad. Un ejemplo cotidiano de ello son las lajas de pizarra para techo.

Sin embargo, ello no quita, que por comentarios personales de técnicos del Servicio Geológico de los Estados Unidos, en América del Norte, existan algunos yacimientos cuyos hidrocarburos provienen de niveles que poseen esquistosidad.

Un poco de historia

Vaca Muerta es una formación sedimentaria depositada en un mar de edad jurásica, en la Cuenca Neuquina. Fue denominada “Formación Quintuco” en 1931 por el estadounidense Charles Edwin Weaver (1880-1958), doctor en Geología y Paleontología, quien descubrió hace casi 90 años, la presencia de una nueva roca generadora en las laderas de la sierra de la Vaca Muerta mientras realizaba estudios de campo para la Standard Oil of California (actual Chevron). Esta formación está constituida por sedimentitas denominadas margas bituminosas, debido a su alto contenido de materia orgánica.

Primeros hallazgos en Neuquén y estudios de Pablo Groeber

Años más tarde, en 1946, el Dr. Pablo Groeber (nacido en la Estrasburgo temporalmente alemana, 1885-1964) coincidió con Weaver en la importancia de esta formación, cuando realizaba el levantamiento geológico de la región noroccidental de Zapala y comprobó que todos los fósiles (ammonites) que se hallaban en las sedimentitas de la formación Vaca Muerta eran de edad jurásica.

Es normal, cuando se realiza el control geológico de un pozo, que al entrar en la formación Vaca Muerta, se retire un fragmento de cutting y se lo exponga a la llama de un mechero: inmediatamente arderá con una llama rojiza, signo de su contenido y riqueza de materia orgánica.

Continuando con el levantamiento geológico, tanto Weaver como Groeber comprobaron que al ir hacia el Norte, pasaba en solución de continuidad, o sea,  a mayor presencia de arcilitas y margas bituminosas, con similares características a las anteriores, pero con fósiles (ammonites) de edad cretácica.

Corte sur a norte de la Cuenca Neuquina, donde se indica la sección sedimentaria, en la cual se podría realizar explotación de tipo no convencional.

Seguridad y ambiente

La industria hidrocarburífera siempre está bajo la lupa, en este sector no hay margen para las distracciones, porque una equivocación puede significar la vida de un trabajador, la contaminación de la naturaleza y el costo de millones de dólares para la compañía.

La producción de petróleo y gas se considera una de las actividades más riesgosas. Y la extracción no convencional, en particular, tiene aún mayores complejidades, ya que utiliza la técnica de fractura hidráulica (fracking) para romper la roca y liberar los hidrocarburos que no pudieron escapar a las "trampas", donde generalmente están situados los convencionales, dada la impermeabilidad del terreno (es compacto como un mármol).

El mecanismo de estimulación hidráulica necesita de mucha agua y mucha arena, no solo para generar las pequeñas fisuras por las que se filtrarán los fluidos, sino para mantenerlas abiertas. Este proceso se genera a más de 3000 metros de profundidad y, a diferencia del método convencional, se necesita que los pozos sean perforados en forma de "L". Al hablar del fracking, surgen varias preocupaciones que tienen que ver con la cantidad de agua utilizada, la contaminación de la napa subterránea y su incidencia en los sismos. La estimulación se realiza a 3 km de profundidad, mientras que los sismos se generan a entre 100 y 200 kilómetros. Es muy difícil que se estimule una falla geológica y eso produzca un sismo.

Con respecto a la contaminación del agua y su uso, se dice que las probabilidades de que la extracción afecte la napa de agua dulce es 0,1% en un millón, ya que los acuíferos se encuentran a pocos metros de la superficie. El proceso está monitoreado, lo que no significa que no pueda pasar, pero la contaminación del agua se genera principalmente por el crecimiento de la población en la zona.

Aun con todas las medidas de seguridad que se llevan adelante, los derrames de hidrocarburos son un problema en la actividad. En los últimos 4 años hubo 3368 incidentes ambientales producidos por la industria, del cual, el 80% provino de los yacimientos convencionales de la cuenca neuquina. El último derrame de magnitud fue el que se produjo en el yacimiento Bandurria, de YPF. Neuquén  sancionó a la compañía con una multa de $32,9 millones y la suspensión de la licencia ambiental para ese yacimiento.

En los yacimientos se lleva adelante un estricto proceso de regulaciones en temas de seguridad. La actividad petrolera es riesgosa, tiene que haber controles. Se verifican las condiciones en las que están trabajando, las máquinas y herramientas utilizadas, el hábitat y los uniformes.

Proceso: desde la locación hasta la producción del pozo

La construcción de la locación: sitio acondicionado donde se instalarán todos los equipos e instalaciones necesarias para realizar la perforación para el caso de pozos convencionales únicos es de 80 x 80 metros, para pozos no convencionales, que en general son locaciones múltiples puede alcanzar 150 x 150 metros.

Las locaciones deben ser secas, lo que significa que no existe contacto de fluidos con el suelo, los fluidos utilizados en las instalaciones del pozo quedan dentro de tanques, que luego son tratados y, luego, reciclados o eliminados, lo que reduce la posibilidad de que algún fluido que se utilice durante la perforación y posterior estimulación, no provoquen afectación del suelo o de los acuíferos.

Perforación del pozo: los pozos de acuerdo a su trayectoria se clasifican en Vertical; Horizontal; Desviado o Multilateral de acuerdo a la estructura y características del yacimiento. Para los Yacimientos convencionales se utiliza generalmente pozos verticales, horizontales o desviados. En el caso de yacimientos no convencionales, como en la formación Vaca Muerta, el pozo se inicia como vertical hasta llegar a la formación deseada (entre 2000 y 3000 m de profundidad) para luego perforar en forma horizontal a lo largo de la formación.

Entubamiento del pozo: cada vez que se perfora un pozo, para cualquier actividad, se atraviesan, si los hubiera, los acuíferos cercanos a la superficie, que son los que generalmente se utilizan para obtener agua potable. Cuando estos acuíferos son atravesados, se perfora unos 200 mts adicionales y se procede a entubar el pozo con una cañería llamada de entubación (guía). Posteriormente se cementa esta cañería en la zona entre la misma y el pozo, desplazando el cemento del interior del casing y haciéndolo subir por el espacio entre la cañería y el pozo, hasta la superficie. Se deja que el cemento fragüe y se corren perfiles llamados CBL, que miden la calidad del mismo y la adherencia de este a la cañería y a la formación. De esta forma se asegura la aislación de la formación con agua de consumo. Mientras este control no se verifique y estemos seguros de la calidad del cemento, el pozo no se puede seguir perforando. Si está correcto, se sigue perforando hasta la formación productiva. En caso de encontrarse otros acuíferos de agua salada, estos también deben ser aislados con cemento para evitar que la salinidad corroa el casing. Estos se detectan corriendo en el pozo perfiles que nos permiten identificar estas formaciones. Una vez, llegado el trepano a la formación productiva, se perforan unos cien metros adicionales y se entuba el pozo con una cañería similar a la guia, pero de menor diámetro. Luego se cementa de la misma forma que la guía, pero solo en la zona de la formación y unos 100 mts. por encima . Después de fraguado el mismo, se corre nuevamente un perfil CBL para verificar que la formación productiva esté perfectamente aislada. De esta forma se evita cualquier tipo de contaminación.

Punzado del pozo: Finalizado el entubamiento y cementación y nuevamente comprobada la hermeticidad del pozo respecto de sus paredes, se toma información sobre las características de la formación productiva. Con esa información se decide que partes de la formación productiva se van a abrir al pozo y esto se hace a través de pequeñas perforaciones de no más de 1 a 2 cm de diámetro. Este procedimiento se denomina punzado y se hace con herramientas especiales que se bajan al pozo y se disparan desde superficie.

Fracturación de la formación productiva: El agua con agente de sostén y aditivos se inyecta a una presión suficiente que permita producir pequeñas fisuras en la roca, para generar un aumento de la permeabilidad. El agua inyectada va acompañada de arena que permite que estas fisuras no se cierren, una vez que han sido abiertas por la fracturación, y entre 8 y 12 aditivos que facilitan la misma, en concentraciones muy bajas. La longitud de las fisuras está en el orden de los 250 metros en forma horizontal y entre 40 y 80 metros verticales. El proceso de fracturación se hace una sola vez en la vida del pozo.

En cuanto a las fisuras que se producen en la estimulación hidráulica, en la Argentina, la mayoría de las rocas generadoras de hidrocarburos comienza a ser explotable por debajo de los 2500 metros de profundidad. Los acuíferos para agua de uso doméstico por lo general se encuentran a menos de 300 metros por debajo de la superficie, separados de las formaciones generadoras de hidrocarburos por numerosas formaciones impermeables. Verticalmente las fisuras no superan los 80 metros, existe una distancia que supera ampliamente los 2300 metros entre estas y los acuíferos. Por lo tanto es imposible que haya contacto entre las fisuras y los acuíferos de agua dulce.

A lo largo del proceso de fractura, y para garantizar la total seguridad de las operaciones, las operadoras controlan en tiempo real las presiones del fluido de fracturación, que depende de las características de las formaciones y miden la microsismicidad en profundidad, con instrumentos especiales para verificar la calidad de las fisuras.

Producción del Pozo: Las múltiples fisuras que se realizan en el pozo (dependiendo la cantidad de la superficie de formación expuesta al pozo), se realizan en etapas, terminada una etapa se coloca un tapón que impide que el hidrocarburo y el flowback circule por la tubería y pueda llegar a la superficie. Concluido el proceso de fractura se retiran los tapones paulatinamente y el pozo devuelve parte del fluido inyectado, acompañado del hidrocarburo y agua originalmente presente en la roca. Al cabo de unas horas o días, dependiendo de cada caso, el pozo ya está listo para producir un flujo de hidrocarburo durante años o décadas. El flowback es tratado en tanques y en caso de no ser necesario su uso para otras fracturas, se procede a inyectarlo en la formación productiva.

Finalizado el proceso se retiran los tapones y el pozo devuelve parte del fluido, hidrocarburo y agua presente en la roca.

Pozo listo para producir durante años

Tratamiento de aguas (flowback) en tanques

Mitos y verdades

Además del uso energético de los recursos, los hidrocarburos tienen un gran impacto en la vida cotidiana. Sin embargo ¿qué se sabe y qué no sobre la producción en Vaca Muerta? A continuación, las respuestas a los principales interrogantes.

¿La estimulación hidráulica compromete el abastecimiento del agua?

La respuesta es que no. En Neuquén, por ejemplo, se utiliza el 0.01% del caudal de los ríos frente al 5% utilizado en el riego y consumo humano. El 95% restante continúa su curso normal.

¿En la producción se utilizan químicos peligrosos?

En la Argentina se utilizan solamente de tres a doce aditivos en muy bajas concentraciones, que jamás entran en contacto con el agua dulce. Estos químicos se pueden encontrar en productos de usos cotidianos, como helados, quesos, bebidas y artículos de higiene personal, entre otros. Por eso, la respuesta en no.

¿La extracción de hidrocarburos no convencionales está prohibida en casi todos los países?

No. En todo el mundo existen 42 países con recursos no convencionales. La Argentina es el cuarto país (detrás de Rusia, Estados Unidos y China) con este potencial. Solo Francia y Bulgaria, que no cuentan con ningún antecedente en  la perforación de este tipo de pozos, prohibieron su extracción. Otros países como Inglaterra y España levantaron estas restricciones y comenzarán a implementar esta técnica, que en EE.UU impulsó la creación de más de dos millones de puestos de trabajo.

¿La estimulación hidráulica provoca terremotos?

La intensidad de la actividad sísmica proveniente de la inyección es de 100.000 veces menor a lo detectable por los seres humanos. En Estados Unidos, por ejemplo, ya se ha utilizado esta técnica en más de 70.000 pozos y no existe ningún caso comprobado de terremotos. La respuesta es no.  

¿Las napas de agua corren riesgo alguno?

No corren riesgos. En la Argentina los hidrocarburos no convencionales se encuentran separados por los acuíferos por más de 2.5 kilómetros de roca. Además, las napas se protegen de la vida útil del pozo con caños de acero llamados casing y varias capas de cemento, un material completamente inerte e inocuo para la roca y el agua. Todos los componentes e instalaciones que se realizan están probados sobre un 25% de su resistencia.

¿Es cierto que con el petróleo se pueden fabricar bolsas, cepillos de dientes y pinturas, entre otras cosas?

Verdadero. El 90% de todo lo que se utiliza a diario se fabrican con productos que provienen del petróleo. Bolsas, botellas, celulares, relojes, ropa, detergentes, pinturas, fertilizantes, crema de enjuague, pasta de dientes, entre otros.

¿Es cierto que para el 2040 las energías renovables ocuparán casi el 15% de la matriz energética mundial?

Según estiman los especialistas, para aquél año casi el 15% de la matriz energética mundial serán las energías renovables. Mientras que la energía proveniente de combustibles fósiles seguirá ocupando un alto porcentaje, más del 80%.

Conclusión

Durante los últimos años ganaron fuerza las tecnologías de generación eléctrica clasificadas como renovables, como la eólica (viento) o la fotovoltaica (radiación solar), sin embargo, dados los obstáculos tecnológicos que existen al día de hoy, se considera que los hidrocarburos seguirán siendo el sostén de los sistemas energéticos. Todas las fuentes de energía son necesarias, el desarrollo de fuentes de generación eléctrica renovables tiene entre sus virtudes la baja o nula emisión de gases de efecto invernadero. Esto las hace deseables, así como el concepto de que la diversificación vuelve más robusta a una matriz energética, sin embargo, estas fuentes son un complemento, pero no una alternativa. Sucede que las tecnologías fotovoltaica y eólica no pueden asegurar hoy una provisión de energía suficiente ni constante, son intermitentes, generan electricidad sólo en la medida que haya viento o radiación solar suficiente. Las redes de transporte y distribución actuales no admiten más de un 20% de fuentes intermitentes de generación eléctrica, por eso, estos sistemas funcionan sólo cuando existen otras fuentes de generación más previsibles y constantes, como los hidrocarburos, el carbón y la energía nuclear. La Argentina no consume casi carbón, más del 50% de su matriz energética es el gas natural (cinco veces menos contaminante que el carbón). Gracias a los hidrocarburos se ha podido reemplazar el carbón y la madera (tala de bosques) para generar energía, por ejemplo. La constante evolución en la eficiencia de los motores y generadores que funcionan en base a hidrocarburos, han reducido las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en forma drástica en los últimos años.

Los hidrocarburos, han impulsado la más espectacular mejora en la calidad de vida de la humanidad desde fines del siglo XIX, tanto por la disponibilidad de energía (transporte, calefacción, cocina, industria), como de nuevos materiales presentes en cualquier aspecto de nuestras vidas cotidianas.