La inyección de gas al yacimiento realizada en los campos petroleros es un método muy efectivo como técnica de recobro mejorado (EOR) (Lake, 1989). Sin embargo, este método posee falencias bajo ciertas circunstancias volviéndose ineficiente; un ejemplo de esto es la canalización del gas que por fenómenos de movilidad entre los fluidos y heterogeneidades de la roca, como la presencia de fracturas naturales en esta (ver figura 1), el gas crea canales preferenciales de flujo (Clancy, Gilchrist, & Kroll, 1981). Con el transcurso de los años se han realizado estudios para optimizar un grupo de fluidos que puede hacerle frente a este problema, estos fluidos son conocidos como fluidos divergentes, y es aquí donde las espumas ocupan un rol importante. Los fluidos divergentes se han inyectado a los yacimientos, ya sea para mejorar la relación de movilidad entre los fluidos de la formación (Heller, 1984) o mejorando la eficiencia de barrido taponando los canales preferenciales de flujo atenuando la canalización del gas, generando un incremento considerable en el recobro de los fluidos del yacimiento (Llave, Chung, Louvier, & Hudgins, 1990).