ATENTOS A LAS INQUIETUDES Y DUDAS QUE GENERA LA EXPLOTACIÓN DE RECURSOS PROVENIENTES DE RESERVORIOS NO CONVENCIONALES, INAUGURAMOS ESTA SECCIÓN EN DONDE PODÉS DEJAR TU CONSULTA. LOS ESPECIALISTAS EN EL TEMA RESPONDERÁN TODAS LAS PREGUNTAS

Pablo Marcovecchio
Buen día: Estoy trabajando en la presentación de un proyecto en la universidad para producir en Argentina Goma Guar.- Según un informe publicado en IAPG la concentración de este producto en el liquido de fractura es de un 0,25% aproximadamente.- Mis consultas son: a) En un pozo promedio en Vaca Muerta cuantos m3 de liquido de fractura se utilizan para realizar el fracking: ¿es mayor a 10.000 m3 por pozo? b) ¿Es siempre necesario que el liquido de fractura contenga goma guar?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Hola Pablo, muchas gracias por tu consulta. La goma guar es un producto natural, derivado de la semilla de la guar (Cyamopsis tetragonoloba), y tiene infinidad de aplicaciones, especialmente en la industria alimenticia.   En la Argentina es muy utilizada en la extracción de hidrocarburos no convencionales por un motivo muy sencillo, que vamos a repasar aquí.   Extraer gas o petróleo de las formaciones shale implica generar microfisuras en dichas formaciones, mediante una técnica llamada “estimulación hidráulica”, “fractura hidráulica” o “fracking”. Para ello, se inyecta a gran presión una mezcla formada básicamente por agua y arena (99,5% del total). Mediante el agua a presión se abren las microfisuras, y la arena luego impide que estas fisuras vuelvan a cerrarse, por eso se le llama a la arena, “agente de sostén”.   ¿Por qué se usa la goma guar? Porque para llevar la arena hasta las fisuras es necesario que todo el fluido se convierta en un gel. De esta manera se intenta que la arena se distribuya lo más uniformemente posible en el fluido, durante las operaciones (si el fluido fuese líquido, entonces la arena tendería a decantar en el fondo y sería difícil llevarla hasta el interior de las microfisuras). Aunque existen otros métodos, menos utilizados en el país, que no requieren del uso de goma guar, sino de reductores de fricción junto con arena de menor granulometría (y, por lo tanto, más liviana).   Dicho esto, empezamos a responder tus preguntas. La primera es la cantidad de agua necesaria para cada pozo. Este es un dato muy variable, que va a depender del pozo, de la formación estimulada, etc. Por ejemplo, un pozo horizontal, con 15 etapas de fractura podría requerir entre 12.000 y 15.000 m3 de fluido de fractura (de 800 m3 a 1000 m3 por fractura). Dado que en la Argentina estamos en una etapa exploratoria, la mayor parte de los pozos que se están haciendo hoy en Vaca Muerta, sin embargo, suelen ser verticales en su mayoría, y tienen 5 etapas de fractura, con una demanda de 4000 a 5000 m3 de fluido. Es posible que superada la etapa exploratoria actual, los pozos tiendan a ser horizontales y con un requerimiento mayor de fluido.   La segunda pregunta es si es siempre necesario que el fluido contenga goma guar. Lo que es siempre necesario es que posea un gelificante o algún método para transportar el agente de sostén (la arena) a las fisuras. Y la goma guar presenta varias ventajas. Una de ellas es su amigabilidad con el medio ambiente, además de su gran poder de arrastre. Normalmente, un 0,5% del fluido de fractura corresponde a diversos aditivos químicos. En general, en la Argentina, del total de aditivos, el 50% corresponde a ácido clorhídrico y el 25% a la goma guar.
Daniel Erasmo
Hola. Quisiera saber si en la Argentina hay problemas asociados con la erosión por arena, ya sea originada en pozos de baja consolidación, o por el efecto de los proppant o agentes de sostén. En el primer caso, ¿se puede definir la ubicación geográfica de este problema? En el segundo caso, ¿en qué condiciones se produce?. En ambos casos, ¿Cómo se minimiza el efecto de erosión?. Muchas gracias.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Daniel. Muchas gracias por tu contacto. Si entendimos bien tu pregunta, se refiere a problemas de erosión en instalaciones de superficie (líneas, válvulas, etc.) debido a la producción de arena de formación y a la producción de agentes de sostén luego del proceso de fractura hidráulica.   En la Argentina hay problemas puntuales de producción de ambos, pero se controlan de tal manera que no impliquen problemas de erosión.   Los reservorios que producen arena de formación son reservorios relativamente someros y productores de petróleo. Los encontramos en la Cuenca del Golfo de San Jorge, y también en la Cuenca Neuquina. Como son pozos que producen líquidos, y a bajo caudal, no generan erosión. Igualmente, la producción de arena es un problema para las instalaciones (taponamiento) y el método más utilizado como prevención es mediante fracturas hidráulicas chicas con agente de sostén resinado curable.    En cuanto a la producción de agente de sostén, esto se da en varios yacimientos a lo largo del país. El problema no tiene la misma intensidad en todos los casos, y hay diferentes mecanismos para salvarlo. Nuevamente, lo más fácil es prevenir la producción del agente de sostén con agentes de sostén resinados curables sobre el final de las fracturas.    El riesgo de erosión existe especialmente en los pozos de altos caudales, y más aún si producen gas. En estos pozos, durante la producción se controlan, en forma permanente, el caudal y la presión en boca de pozo, con lo cual se trabaja con caudales que no generen erosión.    A propósito, un agente de sostén resinado curable, al que hacemos referencia, es un agente de sostén como arena natural o cerámica, recubierto de una fina película de resina parcialmente curada. Cuando este material es inyectado en la formación -en la fractura- la  resina reacciona por efecto de la temperatura y termina de curarse, con lo cual los granos del agente de sostén quedan pegados entre sí como lo son los granos de arena de los filtros que se usan en los hogares. Este “filtro” impide el movimiento y, por lo tanto, minimiza la producción tanto de la arena de formación como de los demás agentes de sostén, que están más adentro la fractura.
Lucia Orellano
Hola, quería saber cuáles son las fuentes de información para calcular los volúmenes de agua requeridos para la explotación no convencional de un yacimiento. Puntualmente, el dato que dice: "Es posible hablar de un rango que va desde 5000 m3 a 30.000 m3 de agua". Muchas gracias!
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Muchas gracias, Lucía, por tu pregunta. La cantidad de agua que se usa en la explotación de los recursos hidrocarburíferos alojados en formaciones shale es bastante variable y depende tanto de la formación geológica que se desea estimular (fracturar), como del tipo de pozo. También hay un componente tecnológico que tiende a que la industria requiera cada vez de menos cantidad de agua. En términos generales podemos decir, por la experiencia en el campo, que al día de hoy son necesarios alrededor de 800 m3 a 1000 m3 de agua por etapa de fractura. Esto quiere decir que un pozo promedio, vertical, con 5 etapas de fracturas a Vaca Muerta -es el tipo de pozo habitual, en la actual etapa exploratoria-, va a requerir de entre 4000 m3 y 5000 m3 de agua. Sin embargo, también se están haciendo -aunque en menor medida- pozos horizontales. Estos últimos pueden tener hasta 15 etapas de fractura, lo que eleva la cantidad de agua a un promedio de entre 12.000 m3 y 15.000 m3. El dato de 30.000 m3 de agua, que ponemos como límite máximo del rango, en realidad, tiene que ver con algún pozo aislado que se hizo en una etapa muy inicial de la exploración y que requirió de esa cantidad. Pero en modo alguno es lo habitual. De todas maneras, tal como explicamos al inicio de esta respuesta, la tendencia es a un requerimiento cada vez menor de agua.
Horacio Lazarte
Estimados, en principio agradezco este espacio. Mi consulta es si se conoce el EUR por pozo para Vaca Muerta en promedio para shale oil y shale gas. En el primer caso tenía el dato que eran 115000 M3 en 25 años, pero no se si es correcto. ¿Hay algún dato de producción anual promedio por pozo? esto para saber cuantos pozos se va a requerir.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Hola Horacio. Muchas gracias por su contacto. Lamentablemente, el EUR por pozo (recuperación final estimada) es un dato que las empresas suelen manejarlo en forma reservada. Como instituto técnico, no contamos con dicha información que, quizás, pueda obtener dirigéndose directamente a alguna de ellas. Un cordial saludo!
Martín Fernandez
Hola! Tengo tres consultas. Quisiera saber si en Argentina actualmente se explota el shale gas. También me genera inquietud la medida q usan, esos "barriles equivalentes de petroleo" a que hacen referencia? Por último quisiera saber que es el tight oil y su diferencia con el shale. Espero su respuesta!
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Martín. Muchas gracias por tu contacto. Vamos a responder cada pregunta por separado. 1)      Quería saber si en la Argentina ya se explota shale gas En efecto, en la Argentina ya se explota shale gas. Si bien es cierto que la mayor parte de los pozos hechos a la formación shale Vaca Muerta tienen por objetivo el shale oil, algunos extraen gas, y hay casos en que dichos pozos están en producción, como en el yacimiento El Orejano. 2)      me genera inquietud la medida que usan…, esos "barriles equivalentes de petroleo" a que hacen referencia Se trata de una medida de energía, que suele usarse cuando se necesita unificar, por ejemplo, cantidades de petróleo y gas (que se miden con unidades distintas). En este caso, un barril equivalente de petróleo equivale a la energía liberada cuando se quema un barril de petróleo (alrededor de 159 litros de petróleo), teniendo en cuenta que las distintas calidades hacen que esta medida no siempre sea exacta. Luego, el barril equivalente de petróleo equivale a unos 170 m3 de gas natural. 3)      Quisiera saber que es el tight oil y su diferencia con el shale. Este es un punto interesante, que tiene que ver con cuestiones que hacen a la traducción entre el inglés y el español. Para nosotros, el petróleo alojado en formaciones shale, como Vaca Muerta, es el "shale oil". Sin embargo, en los países de lengua inglesa se refieren a este recurso como "tight oil". Nosotros utilizamos el término "tight gas" para nombrar no al gas proveniente de las formaciones shale ("shale gas"), sino al proveniente de formaciones de arenas compactas, algo más permeables que las formaciones shale, pero que por su baja permeabilidad requieren también de fracking. En definitiva, nuestro "shale oil" es el mismo que los norteamericanos llaman "tight oil".
carlos farah
¿Hay algún estudio que indique si hay petroleo en la provincia de Córdoba, en la República Argentina?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Muchas gracias, Carlos, por su contacto. La posibilidad de la existencia de hidrocarburos explotables comercialmente en la provincia de Córdoba es un anhelo de vieja data. Lamentablemente, los trabajos más recientes muestran que dicha posibilidad es remota. El trabajo más reciente al respecto se encuentra dentro del Plan Exploratorio Argentina, de YPF, que a través de un convenio con la provincia -firmado en 2009-, y con la asistencia de universidades locales (entre ellas la Universidad Nacional de Córdoba y la de Río Cuarto), compilaron toda la información geológica existente, para someterla a nuevos análisis. Esa información incluye los estudios de sísmica y los análisis de sedimentos de pozos exploratorios existentes, entre muchos otros. Concretamente, se analizó la información de las cuencas sedimentarias Bolsón de las Salinas, Chacoparanaense y General Levalle, quedando afuera las de Laboulaye y Mercedes. Según los resultados del Plan, de la información analizada no surge la existencia ni la sospecha de sistemas petroleros que puedan ser aprovechados comercialmente. Esto no cierra por completo las posibilidades para la provincia de Córdoba pero, sin duda, la considera muy lejana. Por otra parte, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas no tiene conocimiento sobre ningún proyecto por parte de ninguna compañía de iniciar trabajos de exploración en dicha provincia.
jorge horacio ledesma
Sabemos que las fracturas se hacen después de los 2000 metros de profundidad. Pero, ¿qué pasa durante la perforación en las zonas de pérdida total, con el fluido de perforación que se pierde entre los 500 y 1000 metros? ¿Afectan la napa?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
Hola Jorge. Muchas gracias por tu contacto. Llamamos "zona de pérdida total" a regiones del subsuelo muy permeables o fracturadas, capaces de admitir -podríamos decir "absorber" sólo para que se entienda mejor- gran cantidad de fluidos. En efecto, durante la perforación se utilizan lodos especiales, y buena parte de esos lodos pueden quedar en las formaciones que se encuentran en las zonas de pérdida total. Entendemos que tu pregunta apunta a si existe la posibildad de que dichos lodos alcancen luego las napas freáticas, ubicadas a menor profundidad. La respuesta es no.  Cuando se inicia la perforación es el momento en el que se atraviesan los acuíferos de agua dulce -cuando los hay- ya que a grandes profundidades el agua se torna salada. Normalmente, los acuíferos de agua dulce no van más allá de los 300 metros de profundidad. En ese momento, tras atravesar el acuífero y continuar algunos cientos de metros para establecer una zona de seguridad, se instala una "cañería de seguridad" (que incluye el cementado entre el exterior de la cañería y la formación) para aislar el interior del pozo del exterior, incluso de un eventual acuífero. Esta es una barrera entre las zonas de pérdida total y los acuíferos. La perforación continúa, luego, por las zonas de pérdida total. Lógicamente, antes de que se continúe con el encamisado definitivo para dichas zonas, parte del lodo de perforación queda en las formaciones de la zona de pérdida total. Entonces, uno puede hacerse la siguiente pregunta: ¿no podrían estos lodos que quedaron en las formaciones de la zona de pérdida total, alcanzar luego los acuíferos? No, porque entre dicha zona y los acuíferos existe mucha sedimentación y también sellos naturales de arcilla, que son impermeables. Aún así, es bueno recordar que en la enorme mayoría de las operaciones se utilizan lodos base agua, que están compuestos de agua y bentonita; es decir, no se trata de sustancias que podrían contaminar o disminuir la calidad de agua de un acuífero.
Hernán López
Hola. Yo sé que Vaca Muerta y Los Molles (que tienen 583 TCF de shale gas y unos 20.000 millones de barriles estimados) son rocas generadoras de la Cuenca Neuquina. Y ahora también se habla de la formación Agrio. Ahora bien, ¿existen otras formaciones con shale gas y shale petróleo en la Cuenca Neuquina? Oigo hablar de Mulichinco y Quintuco, por ejemplo. ¿Hay shale ahí o no?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Gracias, Hernán, por tu pregunta. Las grandes rocas generadoras de la Cuenca Neuquina son, sin duda, Vaca Muerta y Los Molles. Especialmente, Vaca Muerta. Recientemente se ha anunciado un pozo exploratorio con buenos resultados en la Formación Agrio, que también es generadora y se ubica en el norte de la Cuenca (norte de Neuquén y sur de Mendoza). En cambio, Muchilinco y Quintuco no lo son. Muchilinco es una arena convencional que presenta en algunos casos baja permeabilidad y de ahí que pueda confundirse con tight (arenas compactas), aunque estrictamente no pertenece a esa categoría. Quintuco es una formación fronteriza con Vaca Muerta que se presenta con características diversas (caliza, caliza arenosa o caliza calcárea, según la zona y la profundidad). Sin embargo, carece de materia orgánica. Precisamente, la ausencia de materia orgánica permite diferenciarla de Vaca Muerta, en situaciones en que los límites son difusos.
Luis Schvartz
Me gustaría si pudieran brindarme un poco de información sobre los avances en la exploración de hidrocarburos no convencionales en la provincia de Entre Ríos. Desde ya, muchas gracias.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Hola Luis. Muchas gracias por su contacto. En el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas no tenemos conocimiento de que exista ningún proyecto de exploración de hidrocarburos, hoy, en la provincia de Entre Ríos ni tenemos conocimiento de que la propia provincia haya delineado algún tipo de plan exploratorio. La posibilidad de explotar hidrocarburos no convencionles en la Mesopotamia argentina tomó forma a partir de la publicación del informe "World shale gas and shale oil resource assessment" por parte de la agencia de información energética de Estados Unidos, en 2011, en el que se atraibuian importantes recursos técnicamente recuperables de shale gas a nuestro país en diversas cuencas, entre ellas la Chacoparanaense, sobre la cual se ubica la provincia de Entre Ríos. La actualización de 2013, sin embargo, atribuye a dicha cuenca un potencial muy muy bajo (3 billones de pies cúbicos de shale gas de un total país de 802 billones de pies cúbicos) y en un área muy pequeña ubicada en el extremo norte de la provincia de Misiones, muy lejos de Entre Ríos.
Cesar Santos
Estimados: deseo recibir información analítica de la arena utilizada en Vaca Muerta, la cual contenga aspectos cuantitativos y cualitativos de la misma. Muchas gracias.
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
César: su pregunta es bastante amplia. Pero para comenzar le recomendamos leer dos artículos de la revista Petrotecnia que, justamente, tratan la temática del agente de sostén (la arena). Puede encontrarlos en los siguientes links: http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena1.pdf  y http://www.petrotecnia.com.ar/agosto12/sin_publicidad/LaArena2.pdf Desde luego, en caso de persistir alguna duda, estamos a su disposición para una nueva consulta.  
Tom Millar
En sus operaciones shale, ¿han utilizado sensores permanentes de presión, temperatura y vibraciones para monitorear la operación de fractura? ¿Podrían compartir algunas experiencias de cómo los han instalado y la información que les proveen para mejorar o controlar la operación? ¿Cuáles son las operadoras en Argentina que actualmente están desarrollando el campo shale?
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Hola Tom. Gracias por tu consulta. Vamos por partes, porque se trata de varias preguntas en una. Siempre que se hace cualquier operación de este tipo en la que se bombea fluido es necesario medir y registrar la presión en la superficie. En todas las operaciones de fractura se registra la presión en superficie, en boca de pozo. Esta información nos sirve para calcular también la presión en el fondo de pozo; o sea, la presión en la zona de fracturas. Para controlar la calidad del fluido se hace una medición de la temperatura del agua en pileta, pero no como medición continua, sino como un registro esporádico. La temperatura en el fondo del pozo no se mide, porque es una información que no reviste relevancia. Al referirte a las “vibraciones”, imaginamos que tu pregunta se relaciona con registrar eventos de microsismicidad, en tiempo real, para medir las fracturas. En ese caso, se trata de un registro que se lleva a cabo en pozos específicos, seleccionados estratégicamente en relación con todo el yacimiento. Para medir la presión y la temperatura en fondo de pozo durante una fractura en un pozo de shale se puede utilizar fibra óptica, junto con camisas y packer hinchable. Si se quiere medir solo la presión real en fondo del pozo, se puede bajar un coil tubing como cañería muerta (dead string) y bombear por el espacio anular coil-tubing/casing. Respecto de las empresas operadoras que hoy exploran formaciones shale en Argentina, la lista incluye YPF, Total, Pan American Energy, Shell, Tecpetrol, Pluspetrol, Gas y Petróleo de Neuquén, Petrobrás, Wintershall, Chevron, ExxonMobil y Medanito, entre otras. 
Mariano Berken
Hola. Estoy investigando las perspectivas de la explotación del shale en Argentina con fines académicos. Desde ya agradezco por el espacio. Van algunas preguntas: -Agua superficial vs agua subterránea salobre Tengo entendido que la disponibilidad de agua en la cuenca Neuquina no es un problema debido a la presencia de tres ríos caudalosos (Neuquén, Limay y Colorado). El marco regulatorio neuquino prohibe el uso de agua subterráneas aptas para el uso humano, pero que se permite la utilización de repertorio de aguas salobres. Hasta donde se, Total ya hizo ensayos exitosos de fractura hidráulica con este tipo de recursos hídricos. Hay otras empresas que estén intentando usar este tipo de agua? Por qué? Trae algún beneficio económico por no necesitarse cañerías/transporte de agua para fractura hasta los pozos? -Pozos verticales vs. horizontales Hace pocos días se anunció triunfalmente que los costos de perforación de Vaca Muerta ya se acercaban a los de Eagle Ford en EEUU (http://shaleseguro.com/vaca-muerta-se-acerca-eagle-ford-en-costos-de-pozo/). Si no me equivoco, la comparación está siendo hecha entre pozos verticales en Neuquén y pozos horizontales en Eagle Ford, lo cual es un poco precipitado dado que la EUR de un pozo horizontal es considerablemente superior a la de un pozo vertical. Se que la formación de Vaca Muerta tiene un espesor que permite realizar pozos verticales, lo cual no es necesariamente cierto en las formaciones estadounidenses. Sin embargo, es valida la comparación? Cuales son los principales obstáculos que dificultan reducir el costo de los pozos horizontales en Argentina? -Normas técnicas para el aislamiento de pozos Los riesgos de contaminación más importantes de la fractura hidráulica se concentran en las secciones del tubo cercanas a los acuíferos subterráneos. Tengo entendido que no hay ninguna norma técnica obligatoria que especifique cómo aislar los pozos para evitar la contaminación de acuíferos. Por lo que se, las practicas recomendadas del IAPG son usadas como referencia en el pais y se consideran suficientes para proteger los recursos hídricos. Cual es el nivel de aceptación y de respeto de este tipo de guías? Existe algún motivo para crear una guia de recomendaciones específicas para el fracking para evitar fugas? -Fugas de gas Las fugas de gas metano (que algunos en Estados Unidos estudios estiman en hasta 8-9% del gas producido) tienen consecuencias graves para el calentamiento global. Tengo entendido que las mismas son más frecuentes en pozos no convencionales que en convencionales. Cómo se está tratando este problema en la Argentina? Muchas gracias!
RESPUESTA DEL EXPERTO EN SHALE
 Hola Mariano. Gracias por el contacto y las preguntas. Vamos a ir por partes, porque son varias preguntas en una...     Tengo entendido que la disponibilidad de agua en la cuenca Neuquina no es un problema debido a la presencia de tres ríos caudalosos (Neuquén, Limay y Colorado). El marco regulatorio neuquino prohibe el uso de agua subterráneas aptas para el uso humano, pero que se permite la utilización de repertorio de aguas salobres. Hasta donde se, Total ya hizo ensayos exitosos de fractura hidráulica con este tipo de recursos hídricos.  ¿Hay otras empresas que estén intentando usar este tipo de agua? ¿Por qué? ¿Trae algún beneficio económico por no necesitarse cañerías/transporte de agua para fractura hasta los pozos?  El Instituto Argentino del Petróleo y del Gas no está autorizado a brindar informaciones de empresas en particular. Sin embargo, podemos decirte que sí existen otras empresas que están trabajando en esa línea, ya sea porque en los territorios en donde operan existen acuíferos con salinidades superiores a las consideradas por la regulación o porque están experimentando la fractura con agua de retorno. Los beneficios son logísticos y de costos, además que se reduce la demanda de agua fresca.       Hace pocos días se anunció triunfalmente que los costos de perforación de Vaca Muerta ya se acercaban a los de Eagle Ford en EEUU (http://shaleseguro.com/vaca-muerta-se-acerca-eagle-ford-en-costos-de-pozo/). Si no me equivoco, la comparación está siendo hecha entre pozos verticales en Neuquén y pozos horizontales en Eagle Ford, lo cual es un poco precipitado dado que la EUR de un pozo horizontal es considerablemente superior a la de un pozo vertical. Se que la formación de Vaca Muerta tiene un espesor que permite realizar pozos verticales, lo cual no es necesariamente cierto en las formaciones estadounidenses. Sin embargo, ¿es valida la comparación? ¿Cuales son los principales obstáculos que dificultan reducir el costo de los pozos horizontales en Argentina? Nuevamente, deberíamos referirnos a una empresa en particular, lo que excede nuestra posibilidad de respuesta. Sin embargo, sí podemos contarte que los pozos horizontales  son mas caros que los verticales en todo el mundo, porque generalmente tienen mayor longitud, lo cual genera más días de operación. A eso es necesario sumarle que para el tramo horizontal se agrega el costo de la ingeniería direccional y el alquiler de sus herramientas, cuya tarifa diaria es casi igual a la del equipo perforador. En otras palabras, durante la perforación de la sección horizontal el costo diario del pozo prácticamente se duplica.   Los riesgos de contaminación más importantes de la fractura hidráulica se concentran en las secciones del tubo cercanas a los acuíferos subterráneos. Tengo entendido que no hay ninguna norma técnica obligatoria que especifique cómo aislar los pozos para evitar la contaminación de acuíferos. Por lo que se, las practicas recomendadas del IAPG son usadas como referencia en el pais y se consideran suficientes para proteger los recursos hídricos. ¿Cuál es el nivel de aceptación y de respeto de este tipo de guías? ¿Existe algún motivo para crear una guia de recomendaciones específicas para el fracking para evitar fugas? En efecto, Mariano, no hay una norma técnica unificada, y esto se relaciona con la heterogeneidad de la geología que tienen que atravesar los pozos. Sin embargo, lo más parecido a una norma técnica general podría ser la práctica recomendada API 75. En nuestro país, además de las reglas del arte de la perforación y de las prácticas recomendadas del IAPG, cada provincia  tiene normas propias, de acatamiento obligatorio, para evitar la migración de fluidos en los pozos de unas capas a otras. Y en caso de duda, siempre se opta por la norma más exigente.      ¿Cómo se trata el problema (de las fugas de gas en los pozos?) en la Argentina? El tema de las fugas de gas metano en los yacimientos se remonta a un informe de la Universidad de Cornell, publicado en 2011, en el que se estimaba pérdidas de entre un 3,6% a un 7.9%. Dicho informe, sin embargo, fue muy cuestionado en su momento debido a la utilización de parámetros erróneos y de datos no certificados por la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos (EPA). Recientemente, la Environmental Defense Found (EDF), con más de 700.000 miembros alrededor del mundo, llevó adelante una serie de 16 estudios sobre el tema, en coordinación con 90 universidades, que abarcaron el análisis de 489 pozos de shale gas, unicdos en 190 yacimientos de todo Estados Unidos. El estudio fue publicado en la revista científica Proceedings of the National Academy of Sciences, junto con la Escuela de Ingeniería de la Universidad de Texas y muestra que la mayoría de las locaciones contaban con equipamiento que permite reducir las emisiones furtivas de metano en un 99%, al punto tal que el propio autor del trabajo de Cornell, el Dr Robert Howart, calificó los resultados como "buenas noticias". De todas maneras, en nuestro país se utiliza equipamiento de última generación y, de hecho, ninguna operadora desea tener fugas de gas metano. Como dato extra, la ganadería, por lejos, es la actividad que más metano antropogénico aporta a la atmósfera, según la FAO.