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Recuperación secundaria
A través de los años, los ingenieros en petróleo han aprendido que la aplicación de técnicas para el mantenimiento depresión en el reservorio puede producir más petróleo que el que se extrae por recuperación primaria únicamente. Mediante tales técnicas (conocidas como recuperación secundaría), la energía y el mecanismo de desplazamiento naturales del reservorio,responsables por la producción primaria, son suplementales por la inyección de gas o agua. El fluido inyectado no desplaza todo el petróleo. Una cantidad apreciable queda atrapada por fuerzas capilares en los poros de la roca reservorio y es pasada de largo. A esto se llama petróleo residual y puede ocupar de un 20 a un 50 por ciento del volumen del pozo. Además por las variaciones de permeabilidad, elagua inyectada puede saltear ciertas regiones portadoras de petróleo.
La eficiencia total de un procedimiento de desplazamiento depende no sólo del número y la ubicación de los pozos de inyección y productores y de las características del reservorio (permeabilidad y petróleo residual), sino también de la relativa inmovilidad de los fluidos desplazantes y del petróleo desplazado. Sí la relación demovilidad es menor que uno (es decir, cuando el fluido desplazante tiene menor inmovilidad que el desplazado) la eficiencia del arrastre o desplazamiento será alta y se removerá una gran cantidad de petróleo.

Existen varias razones por las cuales se realiza la recuperación secundaria:
Conservacionista: para evitar el desperdicio de la energía natural del yacimiento;
Económica: para recuperarvolúmenes adicionales de petróleo, llamados también reservas adicionales o secundarias;
Técnica: para reponer y mantener la presión del yacimiento.
En lo que hace a la inyección de gas cabe destacar, por ser pionero, el proyecto PIGAP (de inyección de gas a alta presión), el cual inyecta gas a una presión de 632,7 Kg/cm2 en el yacimiento Carito en el norte de Monagas (Venezuela), valor depresión nunca antes manejado en el mundo.Además de la recuperación secundaria, se suelen aplicar otros métodos llamados de recuperación terciaria o mejorada, tales como la inyección de anhídrido carbónico (CO2), solventes, de polímeros, o métodos térmicos tales como la inyección de vapor, o de combustión in situ. Atendiendo a su costo elevado, esta fase se lleva a cabo cuando los precios del crudo lavuelven económicamente factible.
Segunda etapa de producción de hidrocarburos durante la cual un fluido externo, como agua o gas, se inyecta en el yacimiento a través de pozos de inyección ubicados en la roca que tengan comunicación de fluidos con los pozos productores. El propósito de la recuperación secundaria es mantener la presión del yacimiento y desplazar los hidrocarburos hacia el pozo. Lastécnicas de recuperación secundaria más comunes son la inyección de gas y la inundación con agua. Normalmente, el gas se inyecta en el casquete de gas y el agua se inyecta en la zona de producción para barrer el petróleo del yacimiento. Durante la etapa de recuperación primaria, puede comenzar un programa de mantenimiento de la presión, pero es una forma de recuperación mejorada. La etapa derecuperación secundaria alcanza su límite cuando el fluido inyectado (agua o gas) se produce en cantidades considerables de los pozos productores y la producción deja de ser económica. El uso sucesivo de la recuperación primaria y la recuperación secundaria en un yacimiento de petróleo produce alrededor del 15% al 40% del petróleo original existente en el lugar.
BOMBAS
Son del tipo alternativas, dedesplazamiento positivo y pueden ser de simple o de doble
efecto. En la bomba de simple efecto; el émbolo buzo que impulsa el glicol está accionado por un conjunto motriz neumático que funciona con gas a presión.
Un sistema mecánico accionado por el cuerpo del émbolo buzo actúa sobre la válvula
de alimentación de gas la que deja pasar el fluido motor (gas), alternativamente en una y
otra...