En los reservorios convencionales maduros, donde la declinatoria es inminente, se necesitan realizar minuciosas planificaciones de fracturas para poder aumentar la producción. En muchos casos, y en función de las características del reservorio, el Fracplan de bombeo requiere la mezcla de altas concentraciones de Agente de sostén para alcanzar una Conductividad óptima de Fractura. Se requieren fluidos de fractura con reologías adecuadas para transportar el Agente de sostén evitando los arenamienos o también llamados Screen Out. Observando la forma en que se producían los Screen Out surgió la duda: ́́¿si las viscosidades del gel para transportar el propante analizado en el laboratorio es correcta, porque tenemos operaciones de fractura fallida? ́́Para encontrar la respuesta se realizaron muchos ensayos de laboratorio donde se demuestra que la temperatura con la cual el fluido ingresa a los punzados hace que el diseño original a temperatura del reservorio no será el correcto a medida que la operación avanza. Adicionalmente, en una tubería a caudal de fractura, el esfuerzo de corte es muy alto, por ejemplo, en tuberías de 2 7/8 a 16-18 bpm ronda los 1850 1/seg. ¿¿Entonces el fluido diseñado para la temperatura de reservorio sometido a esa velocidad de corte pudo recuperar la viscosidad al ingresar al reservorio??. El presente trabajo muestra el desarrollo de la investigación con ejemplos reales con las cartas de fracturas, geles sometidos a distintas velocidades de cortes y soluciones finales.