En el desarrollo de reservorios no convencionales es crítico realizar una correcta gestión del recurso agua. Por un lado, se requieren grandes volúmenes de agua dulce para realizar las estimulaciones hidráulicas que precisan este tipo de reservorios y, por otro lado, se debe disponer el agua de producción salina (o de flowback) que acompaña el petróleo producido. Actualmente, el agua de producción se inyecta en pozos sumideros profundos perforados para tal fin. Como consecuencia, la industria busca reutilizar el agua de producción como fluido de fractura en las estimulaciones de pozos nuevos. Los fluidos de fractura deben cumplir varios requisitos: ser capaces de producir fracturas, de suspender y transportar el agente de sostén dentro de estas, generar baja fricción en las cañerías, ser fáciles de preparar en el campo, minimizar la generación de residuos que afecten la conductividad de la fractura, entre otros. Estos requisitos se cumplen mediante el agregado de polímeros en concentraciones óptimas al agua. Actualmente, para la estimulación de yacimientos no convencionales se emplean poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (HPAM); dando lugar a fluidos de fractura que se conocen como HVFR (High Viscosity Friction Reducers). El comportamiento de estos es especialmente sensible a la salinidad del agua, por lo que la principal incertidumbre está relacionada con la factibilidad de generar fluidos de buena calidad utilizando las nuevas fuentes de agua. El objetivo de este trabajo fue evaluar la viabilidad técnica de utilizar agua de flowback en las estimulaciones hidráulicas en Vaca Muerta. Para esto, se realizaron ensayos en laboratorio con el objetivo de anticipar el impacto que tendrá su uso en el comportamiento del fluido de fractura y evaluar cualquier efecto negativo en la producción futura de los pozos. Se determinó la viscosidad de polímeros comerciales en diferentes calidades de agua. Se estudió el efecto de los distintos iones presentes en el agua sobre la performance de los fluidos. Se encontraron diferencias entre los polímeros analizados. Además, se estudió la posible de formación de materiales gomosos (gummy bears), estabilidad de emulsiones y daño en la conductividad de fractura. Se analizó también la efectividad del uso de ruptores para la prevención de estos daños. El estudio se completó con pilotos en campo. Los resultados muestran que es factible utilizar agua de producción en las fracturas hidráulicas de Vaca Muerta. Se generó una guía con evaluaciones que se deben realizar y precauciones a tener para la utilización de agua flowback.