Los ensayos y la posterior aplicación comenzaron a principios del año 1998 y se prolongaron hasta principios del año 2003.
La Ventana, descubierto en el año 1957, produce de la formación Barrancas, reservorios TRC (Tope del Conglomerado Rojo) que tiene una porosidad promedio del 18% y una permeabilidad promedio de 370 mdarcy y BRC (Base del Conglomerado Rojo) que tiene igual porosidad que el TRC pero con una permeabilidad promedio de 50 mdarcy, y de la formación Río Blanco, reservorios VC (Víctor Claro), VO (Víctor Oscuro) y LRB (Lower Río Blanco) que tienen una porosidad promedio del 20% y una permeabilidad promedio de 200 mdarcy. Este yacimiento tenía en el año 1998, 230 pozos productores activos a través de los cuales producía a superficie 37400 m3/día de fluido total, 2140 m3/día de petróleo con un GOR (Gas Oil Ratio) de 30 m3/m3 y 35260 m3/día de agua.
El volumen total de agua producida era tratado y reinyectado a través de un sistema de recuperación secundaria que inundaba las arenas de la formación Barrancas y Río Blanco con 85 pozos inyectores simples y múltiples. Vizcacheras, descubierto en el año 1963, produce de las formaciones Papagayos que tiene una porosidad promedio del 23% y una permeabilidad promedio de 1000 mdarcy y Barrancas que tiene una porosidad promedio del 18% y una permeabilidad promedio de 350/500 mdarcy. Este yacimiento tenía en el año 1998, 162 pozos productores activos a través de los cuales producía a superficie 34900 m3/día de fluido total, 1737 m3/día de petróleo con un GOR de 31 m3/m3 y 33163 m3/día de agua. Del total del agua producida, sólo 16650 m3/día eran tratados y reinyectados a través de un sistema de recuperación secundaria compuesto por 19 pozos que inyectaban el agua en la formación Barrancas. Los 16513 m3/día restantes, se disponían en piletas de infiltración y evaporación.
La formación Papagayos no era sometida a procesos de mantenimiento de presión debido a que tenía un fuerte empuje natural de agua. De acuerdo a la descripción resumida de ambos yacimientos, la aplicación de la tecnología DOWS se presentaba en ese momento como un desafío interesante que podría minimizar los costos de inversión y mantenimiento y a la vez reducir los riesgos ambientales y extender la vida de los pozos produciendo económicamente desde reservorios maduros. Este análisis también provee información reportada en Enero de 1999 por Argonne National Laboratory juntamente con CH2M-Hill y Nebraska Oil and Gas Conservation Commissión (Veil et al. 1999) de la investigación realizada sobre la factibilidad técnica, legalidad y viabilidad económica de la tecnología DOWS en América del Norte. El conocimiento de esta información nos permitió comparar los resultados obtenidos en nuestras aplicaciones y establecer coincidencias y similitudes con los resultados conseguidos en otras partes del mundo.
