Orientador : Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-14T02:37:32Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Miura_Kazuo_M.pdf: 5501537 bytes, checksum: 6b8c871df98eac2adfbeb9992f04cc68 (MD5) Previous issue date: 1992 / Resumo: A elaboração e atualização de documentos técnicos, tais como procedimentos operacionais,normas de segurança e outros são essenciais para a manutenção da memória institucional de uma empresa. Assim, por exemplo, a análise de boletins diários pode fornecer informações tais como falhas ocorridas, procedimentos operacionais correntes e estimativas de custo, que são conhecimentos fundamentais para esta elaboração e atualização. Mas, em geral, estas informações formam a base de dados em linguagem natural, o que dificulta bastante a sua análise devido ao volume destas informações e pela profusão de estilos literários encontrados nestes textos. Este estudo apresenta um método alternativo para a aquisição destes conhecimentos, a partir da base de dados em linguagem natural, pelo uso de uma ferramenta computacional baseado em redes neurais e aprendizado evolutivo. Os resultados obtidos com a aplicação deste método, em banco de dados em serviço de completação de poços, uma das atividades na indústria de petróleo, também são apresentados neste trabalho. Estes resultados mostram que esta ferramenta pode facilitar enormemente a explicitação da memória institucional, tornando o seu manejo muito mais eficiente e adaptável / Abstract: The institutional memory is one major asset of a company. It has been kept by editing and reviewing the technical documents, such as, procedural manuais and safety guidelines. Editing these technical documents, one should have primary knowledge about current operational procedures and fault modes, that can be got through daily reports analysis. However, in most of the cases, these reports are stored in natural language data bases, whose no automatic knowledge acquisition method is presently known. This study introduces an alternative approach to acquire the primary knowledge from natural language data bases, by using a computational tool based on neural nets. The results obtained with the application oí this approach on well completion service data base, in the petroleum industry activity, are presented. These results support proposition that the tool can easily make explicit the institutional memory and that one can effectively and efficiently handle this knowledge / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Humberto Lima , Osvair Vidal Trevisan / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia de Campinas / Made available in DSpace on 2018-07-15T06:11:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rabinovitz_Andre_M.pdf: 1427627 bytes, checksum: 2bac3a901682870fc71f7fa6dea676a9 (MD5) Previous issue date: 1989 / Resumo: A perfuração de poços de petróleo é uma atividade que envolve custos elevados. Daí a necessidade de proceder-se a uma análise técnica e econômica para fundamentar as decisões de perfurá-los. Quanto mais parâmetros de avaliação relevantes forem utilizados nesta análise, mais precisos serão os resultados obtidos. Este trabalho apresenta um método que permite fazer a avaliação de novas propostas de perfuração, levando em consideração a produção de óleo e de gás associado, a heterogeneidade dos reservatórios, a interferência entre o poço a perfurar e poços adjacentes e a antecipação de produção causada pelo novo poço. Os resultados da análise variam, principalmente com o grau de heterogeneidade do reservatório, com a distância horizontal entre poços e com os preços de venda e custos de produção do óleo e do gás. Também exerce uma grande influência nos resultados, a antecipação de produção causada pelo novo poço. Um programa de computador, correspondente ao método proposto, foi desenvolvido para estudar a viabilidade da perfuração de novas locações em campos de petróleo parcia1mente desenvolvidos. Alguns exemplos são apresentados no final deste trabalho. / Abstract: The drilling of oil wells is an expensive activity. The high costs involved bring up the nacessity of carrying an economical and technical analysis prior to the decision of drilling the wells. The more evaluation parametars are usad in the analysis, the more precise the results will be. This work presents a method that allows the evaluation of new drilling proposals, taking into account the production of oil and associated gas, the reservoir heterogeneity, the interference between wells and the production antecipation due to the new well. The results of the analysis vary, mainly, with the degree Of reservoir heterogeneity, with the horizontal di stance between wells and with the market price and production costs of both oil and gas. The acceleration of production has also a strong influence on the results. A computer program, based on the proposed method, was developed to study the feasibility of drilling new wells in partially developed oil fields. Some examples are presentad at the end of the work. / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Celso Kazuyuki Morooka / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-24T00:34:18Z (GMT). No. of bitstreams: 1 DiazGaleano_Yadira_M.pdf: 5380684 bytes, checksum: c0d734fdf9e2a4e9df56ef8c604a328d (MD5) Previous issue date: 1998 / Resumo: O objetivo principal do presente trabalho é estudar e desenvolver uma metodologia que permita a elaboração de projetos para o desenvolvimento de campos de petróleo. Para isto é necessário observar a integração de aspectos humanos, tecnológicos e econômicos que são parâmetros de grande importância nos projetos de engenharia. Utilizou-se o conceito da espiral de projeto para coordenar, de uma forma lógica e racional, os vários aspectos e atividades envolvidas no desenvolvimento do campo, e o método de análise hierárquica para tomada de decisões. O desenvolvimento do campo de petróleo é dividido nos ciclos de estudo de viabilidade, projeto preliminar, projeto final, implementação do projeto, produção e abandono do campo. Os principais componentes para cada ciclo são aspectos externos, critérios ambientais, gerenciamento do reservatórios, perfuração, completação e intervenção de poços, sistemas de produção, sistemas de exportação e análise econômica e de risco. A metodologia proposta estabelece um esquema geral de planejamento e mostra um conjunto de procedimentos aplicáveis a qualquer campo / Abstract: The main scope of this work is to study and develop a methodology which allows the elaboration of project for oilfield development. Therefore it is necessary to consider the integration of the human, technological and economical issues that are important parameters in the engineering project. The spiral concept was applied for the project in order to coordinate, in a reasonable and logical way, the activities involved in the field development, as well as the hierarchical analysis method for the decision making process. The development of an oil field is divided in viability study, preliminary project, final project, project implementation, production and field abandonrnent cycles. The main components for each cycle are external aspects, environmental criteria, reservoir management, and drilling, completation and well workover, production systems, exportation systems, and risk and economical analysis. The proposed methodology establishes a general scheme for planning and it presents applicable procedures for any field / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Orientador: Chang Hung Kiang / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-07-18T22:52:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Rodriguez_MonicaRebelo_M.pdf: 9695545 bytes, checksum: dae43a1be94894b4d9ad2b8d4113f941 (MD5) Previous issue date: 1993 / Resumo: Fluidos como a água e o gás sulfidrico (HzS) são encontrados em campos de petróleo e podem prover importantes informações sobre os reservatórios. Os elevados teores de HzS estão comumente associados a seqüências carbonático-evaporiticas. Como as bacias da margem continental leste brasileira são constituídas por tais seqüências, é possível encontrar acumulações deste gás. Esta associação litológica influencia a geração daquele gás, pois o sulfato a ser reduzido provém dos evaporitos e as rochas carbonáticas catalisam estas reações de redução. A determinação da origem do HzS é de fundamental importância para a exploração dos campos de petróleo, pois conhecendo-se o processo gerador pode-se minimizar os danos causados por este gás ácido, assim como evitar a formação de maiores quantidades. Três mecanismos geradores deste gás sao conhecidos: biogênico /r(BSR) , termoquímico (TSR) e craqueamento da matéria orgânica. Neste estudo determinou-se a gênese bacteriana do HzS (BSR) para o reservatório Ada Fm. Macaé (Bacia de Campos), e o (craqueamento da matéria orgânica e TSR para o reservatório B da Fm. Guarujá Inferior (Bacia de Santos). O reservatório A se caracteriza por apresentar baixa temperatura (65°C), pela presença de óleo biodegradado, influxo pretérito de água meteórica portadora de nutrientes H2S em baixos (2.000ppm, média) . de Teores o reservatório B apresenta duas populações com teores distintos. A de baixos teores (15ppm, em média) foi interpretada como resultante do craqueamento térmico da matéria orgânica, por apresentar isótopos de enxofre bastante negativos (534S de -21%õ CDT), por não apresentar cimento de sulfato na rocha reservatório, por conter baixos teores de águas e estar associado a óleo de aI to API. A sulfato nas segunda população, com teores máximos da ordem de 8.000ppm de H2S, foi interpretada como TSR devido à presença de minerais de barita na rocha, consideráveis presença volumes de metano gás é condensado em temperaturas superiores a 135°C. A das juntamente o produzidas águas amostragem com hidrocarboneto do reservatório A foi efetuada sistematicamente e com confiabilidade. Determinou-se os parâmetros físico-químicos e as concentrações de cada espécie, os quais foram introduzidos no programa de modelagem geoquímica SOLMINEQ.88. Modelagem esta que permitiu caracterizar genética e qualitativamente os fluidos do reservatório, bem como monitorar a movimentação do aqüífero de fundo e o sentido preferencial do fluxo. Reconheceu-se que o aqüífero do campo A, no qual localiza-se o reservatório A, resulta da mistura natural de dois tipos de águas. Na porção oeste as águas são de origem intersticial e dividem o espaço poroso com o óleo, apresentando H2S dissolvido e forte influência do aqui fero de fundo. Na região leste há uma falha profunda, resultante da movimentação halocinética, que atualmente serve de duto para fluidos de salinidade mais elevada. A presença de minerais carbonáticos (dolomita e calei ta), prevista na modelagem geoquímica como resultado de interações entre rocha e fluido, é corroborada pelas análises petrográficas. Os resultados deste estudo demonstram que a modelagem geoquímica é uma ferramenta eficaz para, com baixos custos, realizar o monitoramento do comportamento do aquífero / Abstract: Reservoir fluids from two basins - Campos and Santos - of East Brazil margin have been studied. Samples from over 16 wells have been utilized in the fluid characterization. Water and hydrogen sulphide (H_) are fluids with large distribution in petroleum fields and may provide important informations for reservoir studies. High H2S concentratios are normally associated with carbonates and evaporites, a typical association of the post-rift sediments of eastern Brazil continental margin. Three mechanisms - biogenic (BSR), thermochemical (TSR) and thermal decomposition of organic matler - have been identified in the Campos and Santos basins. Bacterial genesis of H2S (BSR) is responsible for its occurrence in reservoir A of Macaé Formation (Campos Basin). Thermal decomposition and TSR are responsible for H2S occurrence in reservoir B of Lower Guarujá Formation (Santos Basin). Reservoir A is characterized by having low temperature (65°C), presence of biodegraded oil and low H2S contents (average of 2000ppm). Reservoir B has two populations with distincts concentrations of H2S. The low H2S group (average of ISppm) shows very negative values of sulfur isotope (õ_ of -21 %o CDD, abscence of sulfate cements and waters with low sulfate, associated with high API oi!. The high H2S group, with maximum concentration around 8000ppm, is interpreted as being product of TSR. Barite, considerable quantity of methane and presence of- condensate gas in temperatures higher than 135°C are the main evidence of this processo In reservoir A (Campos Basin), heterogeneous distribution of formation water, with salinities ranging from 70000 ppm to 90000 ppm, results from natural mixing of deep saline waters with those of the oilfied aquifer. The spatial distribuition of chemical species indicates invasion of saline waters through major bounding faults / Mestrado / Geologia de Petroleo / Mestre em Geoengenharia de Reservatorios

Orientadores: Kelsen Valente Serra, Fernando Rodriguez de la Garza / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-20T05:55:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Ferraz_MarcoTuliodeCarvalho_M.pdf: 3357554 bytes, checksum: 4d0a1c735cb7541d0782bd72e93323bd (MD5) Previous issue date: 1991 / Resumo: O objetivo deste trabalho é a análise do comportamento de um reservatório de gás em solução, submetido ao mecanismo de segregação gravitacional, durante a fase de recuperação primária. O sistema físico contempla a análise bidimensional de um reservatório cilíndrico, com o poço no centro, produzindo da porção inferior do mesmo. Foi analisado o fluxo de óleo e gás na presença de água conata imóvel. Efeitos capilares são desprezados e efeitos gravitacionais são considerados. O fluido pode ser descrito pelo modelo Beta. Resultados são gerados por um simulador comercial totalmente impléito. Essencialmente, este estudo é uma analogia dos trabalhos de Serra, Chen e Poston e Lima, com maior enfoque nos aspectos de segregação gravitacional. Aspectos do comportamento de reservatórios submetidos à segregação gravitacional, são mostrados, com análise acerca de alguns parâmetros que a controlam. Dentro de algumas limitações, o uso de pseudo-funções nas equações de fluxo multifásico, leva a formas lineares, análogas à solução do líquido de baixa compressibilidade e propriedades constantes. Fazendo uso destas definições e hipóteses acopladas às curvas tipo de Fetkovich, comparações são feitas quando da obtenção de parâmetros do reservatório, para as análises com e sem o uso das pseudo-funções. Os resultados obtidos mostram que o uso das pseudo-funções reduzem bastante as não linear idades presentes nas equações de fluxo multifásico / Abstract: The main purpose of this work is to study the behavior of a solution ¿ gas reservoir under a gas-cap drive during natural depletion. The physical system consists of a two-dimensional cylindrical reservoir, with a well at the center, producing from its lower portion. We consider the flow of oil and gas in the presence of gravitacional effects. Capillary effects are negleted. The fluid behavior can be described by the Black-Oil model (13 - model). Results are generated from a commercial multipurpose reservoir simulator. Essentially, this work is similar the ones developed by Serra, Chen and Poston and Lima, but with more emphasys to gravity segregation in two-dimensional flow. Aspects of the behavior of reservoirs under gravity segregation are shown, with some analysis of the parameters which control the mecanism.Under certain conditions the use of pseudo-functions in the multiphase flow equations, give linear aspects similar to the solution of low compressibility liquid. Using these approaches and definitions and the type curve of Fetkovich, comparisions are made to obtaining reservoirs parameters, with and without the use of pseudo- functions / Mestrado / Mestre em Engenharia de Petróleo

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2016. / Made available in DSpace on 2017-04-04T04:08:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 344655.pdf: 1117941 bytes, checksum: a45c92ea3c17a0805934928a27206a2e (MD5) Previous issue date: 2016 / A otimização da produção de poços de petróleo operados por injeção contínua de gás (gas-lift) sob restrições de roteamento e pressão é um problema que tem sido bastante abordado na literatura técnica.Na busca por uma representação da relação em regime permanente entre variáveis do processo, recorre-se, frequentemente, a funções algébricas. Funções essas derivadas a partir de um conjunto de dados obtidos de medições reais ou de simuladores fenomenológicos do processo. Dois métodos são comumente usados para aproximar essas relações: modelos não lineares e lineares por partes. Modelos não lineares são resolvidos por abordagens "caixa-preta" ou fazem uso de substituições obtidas por meio de ajustes nas funções que envolvem o problema, o que permite resolver problemas difíceis.Já os modelos lineares por partes são bastante eficientes no sentido de permitirem que se alcance ótimos globais, entretanto, inserem no problema de otimização um número elevado de variáveis quando são utilizadas muitas curvas para a representação do modelo.Nessa dissertação é proposta uma abordagem genérica para a solução do problema a partir de aproximações lineares ou quadráticas côncavas para curvas de produção de poços e funções lineares ou quadráticas convexas para curvas de queda de pressão. O resultado é uma formulação em Programação Convexa Inteira Mista a qual é mais compacta e permite que se alcance o ótimo global. No entanto, utilizando somente aproximações lineares para curvas de produção de poços e queda de pressão, o modelo se torna de Programação Linear Inteira Mista, o qual é mais eficiente quando aplicado a modelos com um menor fatiamento do domínio.Duas formulações foram desenvolvidas e suas eficiências foram analisadas em termos de análise computacional para um campo de petróleo sintético representativo. Além disso, demonstra-se que essas formulações são equivalentes e podem ser utilizadas para a solução do problema de otimização da produção de petróleo.<br> / Abstract : The optimization of oil wells operated by gas-lift under facility, routing and pressure constraints is a problem that is being addressed in the technical literature. Due to the presence of unknown functions that are not given in explicit form, two methods are commonly used to approximate such relations: nonlinear and piecewise-linear models. The nonlinear methods fall into derivative-free or black-box approaches, or make use of surrogates obtained by curve fitting procedures, which can entail solving challenging problems. Piecewise linear models are efficient in order to reach globally optimal solutions, but their models tend to get very large because of the number of variables inserted in the problem.In this work, it is proposed a generic approach relying on linear or concave quadratic approximations for well production curves and linear or convex quadratic functions for pressure drops combining all possibilities of approximations. The result is a Mixed-Integer Convex Programming (MICP) formulation which is more compact and allows the global optimum to be reached. However, using only linear curves for well production and pressure-drop curves the model becomes a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) formulation which is more efficient when applied in smaller domain divisions.Two formulations were developed and their performance were assessed by means of computational analysis for a representative synthetic oil field.

Orientadores: Celso Kazuyuki Morooka, Cesar Luiz Palagi / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T08:19:30Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Castro_GuilhermeTeixeirade_M.pdf: 7314205 bytes, checksum: c8eac6279b7cca09ce83b41c51b59e60 (MD5) Previous issue date: 1999 / Resumo: No Brasil até a bem pouco tempo, a exploração e produção de petróleo eram monopólio do estado, porém com a abertura do mercado faz-se necessário implementar algumas mudanças, afim de que a industria nacional possa sobreviver a esta alteração de cenário. O objetivo deste trabalho é o de propor um modelo para gerenciamento de campos de petróleo baseado nos exemplos de maior sucesso citados na literatura. Após uma breve dissertação sobre as etapas técnicas contidas na fase da explotação, é feita uma descrição da evolução por que passaram as companhias de petróleo, que foram de um modelo puramente funcional e com ênfase apenas na engenharia de reservatório, para um modelo baseado em times multidisciplinares com unidades de negócio. O trabalho cobre uma variada gama de tópicos, indo desde os cuidados com a implementação do novo modelo até como os times agregam valor, selecionam as oportunidades, determinam o risco e solicitam recursos. Este trabalho apresentada também uma metodologia de processo decisório, que através do uso de funções utilidades e da teoria de multi-atributos, consegue abordar de maneira lógica e racional outras visões além do risco financeiro. A aplicação desta teoria é ilustrada através de um exemplo bastante atual na área de explotação de petróleo, a partir de um cenário de um campo em águas profundas com potencial de produção de 100.000 barris/dia, é necessário definir o melhor sistema de produção dentre as seguintes opções: uma plataforma Semi Submersível, ou um FPSO (Floating, Production Storage and Offloading), ou ainda uma TLP (Tension Leg Platform). O problema foi estruturado considerando o riscos técnicos do projeto e faz-se a análise da melhor opção de desenvolvimento levando em consideração os riscos tecnológicos, de segurança, ambientais e financeiros de cada alternativa / Abstract: In Brazil until few years ago the petroleum exploration and production were state's monopoly, with the opening of the market became necessary implements some changes, to create conditions to the national industry can survive in this new scenery. The objective ofthis work is to propose a model for petroleum fields management based on the examples with more success mentioned in the literature. After a brief dissertation about the technical stages contained in the exploitation phase, the paper describes the petroleum companies evolution, explaining why they changed from a functional model with emphasis just in the reservoir engineering, for a model based on multidisciplinary teams with business units. The work cover a varied range of topics, going from the cares with the new model implementation to how the teams aggregate value, select the opportunities, determine the risk and request budget. This work also describes a decision process methodology, using utility functions and multi-attributes theory, this approach presents in a logical and rational way other visions besides the financial risk. The application of this theory is illustrated through a current example in the area of petroleum exploitation. In a scenery of a field in deep waters with 100.000 bbl/day production potential, it is necessary to define the best production system between the following options: a Semi Submersible Platform, or a FPSO (Floating, Production Storage and Oflloading), or a TLP (Tension Leg Platform). The problem was structured considering the project technical risks and makes the analysis of the best development option taking in consideration the technological, safety, environmental and financial risks of each altemative / Mestrado / Mestre em Egenharia do Petroleo

Orientador: Denis Jose Schiozer / Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica / Made available in DSpace on 2018-07-26T10:22:57Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Loschiavo_Roberto_M.pdf: 1960992 bytes, checksum: 93224b80a26a3ab83d1f106f1074a9a4 (MD5) Previous issue date: 1999 / Mestrado

Orientador: José Alexandre de Jesus Perinotto / Coorientador: Maria Gabriela Castillo Vincentelli / Banca: Lucas Veríssimo Warren / Banca: Sergio Antonio Cáceres Contreas / Resumo: A maioria dos estudos que abordam os sistemas petrolíferos da Bacia de Campos se restringe a análises de âmbito regional, enfocando a delimitação de áreas propícias à geração de hidrocarbonetos. Neste contexto, o presente trabalho visa apresentar uma avaliação qualitativo-quantitativa, em escala local, dos sistemas petrolíferos identificados na porção sudoeste da Bacia de Campos, representada por oito campos petrolíferos. Inclui a caracterização petrofísica e dos mecanismos responsáveis pela formação dos principais plays locais, bem como a delimitação dos pod's de geração e estimativa do volume de hidrocarbonetos gerados. O banco de dados utilizado consiste nos perfis geofísicos e pastas de 45 poços, bem como 50 linhas 2D, totalizando 876 km lineares de dados sísmicos. Para o desenvolvimento deste trabalho, foi elaborado o Modelo Estratigráfico-Estrutural da região, que inclui: interpretação e correlação dos níveis estratigráficos e elaboração de seis seções estruturais; correlação rocha - perfil para delimitação dos possíveis intervalos geradores; análise petrofísica e avaliação da rocha geradora; e interpretação do arcabouço sismoestratigráfico. Em seguida, utilizou-se um modelo de velocidades para conversão tempo - profundidade das feições delimitadas nos dados 2D, possibilitando a confecção dos mapas de contorno estrutural e isópacas, em profundidade, para os níveis estratigráficos de interesse. A segunda etapa, denominada Análise de Sistemas Petrolíferos, envolve a delim... (Resumo completo, clicar acesso eletrônico abaixo) / Abstract: Nowadays, most of the petroleum systems studies performed on Campos Basin are related to regional scale, but the local hidrocarbon generation has not been studied until now. This work aims to present a qualitative-quantitative evaluation, on a local scale, of the petroleum systems identified in the Southwest portion of Campos Basin. It includes petrophysical characterization and description of the main elements responsible for the presence of eight oil fields on the evaluated area's as well as the delimitation of possible active pods and volumetric estimation of local hydrocarbons generated. The database includes well logs and well folders from a total of 45 wells, in addition to 50 2D seismic lines that were interpreted, in a total of 876 linear km analyzed data. The study began with the construction of the Stratigraphic-Structural Model for the region, which includes: geophysical interpretation and correlation of the stratigraphic data, resulting in six structural sections; rock - profile correlation for possible hydrocarbon generating intervals; petrophysical analysis and evaluation; and interpretation of the seismostratigraphic framework. Then, a velocity model was used for time - depth conversion, wich enables obtaining the structural and isopach maps, in depth scale, for the main stratigraphic horizons. The second stage, defined as Petroleum System Analysis, involves the delimitation of local active pod's, based on isopach and structural maps, TOC and geothermal gradien... (Complete abstract click electronic access below) / Mestre

La producción de petróleo del Lote 8, operado actualmente por Pluspetrol, proviene principalmente de los reservorios Cetico, Pona y Vivian de edad Cretácica. Se ha probado también producción restringida en el reservorio Pozo Basal del Terciario. Los parámetros petrofísicos de estos reservorios no son realmente homogéneos, sino que están controlados por procesos diagenéticos que influyen en la calidad de los mismos. Con el objetivo principal de reconocer estos procesos diagenéticos que controlan los parámetros petrofisicos de la roca reservorio Pona, se planteo la necesidad de efectuar un estudio diagenético, para lo cual se evaluaron 30 secciones delgadas de este reservorio, correspondientes a los yacimientos: Pavayacu, Corrientes y Yanayacu, comprendidos entre las profundidades de 2809.50 m. a 3523.33 m. Se realizaron estudios microscópicos en cada sección delgada evaluada: unos de carácter petrográfico y otros propiamente diagenéticos, complementados con una descripción general macroscópica de los núcleos seleccionados correspondientes a este reservorio. La petrografia sedimentaria de las areniscas del reservorio Pona, se realizo en 15 núcleos convencionales, con una descripción litológica, incluyendo las características sedimentológicas, los cuales son mostrados en 7 láminas. El estudio petrográfico, básicamente del tipo microscópico, relacionado a la composición mineralógica se realiza mediante el análisis modal (conteo de puntos), así como para las características petrográficas (texturales) y el estimado de la porosidad visual (aparente). Los análisis de los tipos de contacto y parámetros de empaque nos permitieron interpretar el grado de compactación en esta roca reservorio, los cuales son presentados en 14 gráficos. El estudio diagenético comprende: la inclusión de la roca reservorio en tres modelos diagenéticos, la identificación y reconocimiento de los procesos diagenéticos (primarios y secundarios) que han afectado a esta roca reservorio, asimismo se presenta una discusión de los resultados obtenidos, para intentar dar una explicación satisfactoria de los procesos diagenéticos ocurrentes en las areniscas del reservorio Pona. Se ha realizado un análisis general de los parámetros petrofisicos de esta roca reservorio, principalmente de la porosidad con el incremento de la profundidad de soterramiento. Se comparan los valores hallados de porosidad visual con los valores de porosidad de los registros de densidad (Density Log). Se intenta asimismo discriminar la porosidad (primaria y secundaria), basándose en el reconocimiento de algunos criterios petrográficos en las muestras de estas areniscas reservorio. Como resultado de la integración de todos los análisis efectuados se hace referencia de la ocurrencia de los principales factores diagenéticos y su relación con los parámetros petrofisicos del reservorio Pona. Se ha encontrado evidencias de los procesos diagenéticos en estas areniscas reservorio, como: Compactación, Autigénesis y Cementación (Procesos Primarios) y Descementación (Proceso Secundario) principalmente de la calcita en las muestras correspondientes a los yacimientos Corrientes y Yanayacu. Estos procesos son los que estarían controlando la porosidad y permeabilidad del reservorio Pona, conjuntamente con un factor importante que es la matriz arcillosa intersticial, que tiene una persistente a notable presencia y que podría caracterizar a este reservorio. Si bien es cierto que estos finos intersticiales reducirían la calidad de los parámetros petrofisicos en el reservorio Pona, también estarían produciendo la inhibición de la compactación, pudiendo atribuírsele el efecto moderado de la compactación en las areniscas del reservorio Pona (lineamiento NNW – SSE), encontrado en la mayoría de las muestras evaluadas.