Informe Final AGAT. Análisis de Ingeniería. Pozo : Tizon-201(Intervalo m) Activo de Exploración: Integral Samaria Luna.

EXPLORACION Y PRODUCCION Análisis de Ingeniería Pozo : Tizon-201(Intervalo 6503 6515 m) Activo de Exploración: Integral Samaria Luna Región: Sur Orden de Trabajo: OT-145 Ítems: 8.3 y 8.7 ANALISIS PVT AGAT AGAT Sindicato Agrario 109 - Col. Adolfo López Mateos Villahermosa, Tabasco - MEXICO - C.P. 86040 Tel 52 (993) 314 2216 - Fax 52 (993) 312 7985 AGAT Laboratories Ltd. AGAT International Limited 3801-21st Street N.E. - Calgary, Alberta, CANADA - T2E 6T5 - Teléfono: (403) 299-2077

. Tizon 201 (Intervalo 6503 6515 m) Página 2 TABLA DE CONTENIDO RESUMEN... 3 PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL... 5 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO... 6 RESULTADOS... 8 CONTROL DE CALIDAD... 10 TABLA 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS... 10 TABLA 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD... 10 TABLA 2: RESUMEN DEL ANÁLISIS PVT... 11 TABLA 3: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN DE FLUIDO DE YACIMIENTO A 182.83 C... 12 FIGURA 1: RELACIÓN PRESIÓN-VOLUMEN A TEMPERATURA YACIMIENTO, 182.83 C... 14 TABLA 4: SEPARACIÓN FLASH UNA ETAPA (FLUIDO DE YACIMIENTO)*... 15 TABLA 5: SEPARACIÓN FLASH DOS ETAPAS (FLUIDO DE YACIMIENTO)... 16 TABLA 6: PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 17 FIGURA 2: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO DE ACEITE A LA TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 18 FIGURA 3: VOLUMEN DIFERENCIAL RELATIVO TOTAL A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 19 FIGURA 4: GAS EN SOLUCIÓN A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 20 FIGURA 5: FACTOR DE COMPRESIBILIDAD DEL GAS (Z)... 21 FIGURA 6: FACTOR DE EXPANSIÓN DEL GAS... 22 TABLA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 23 FIGURA 7: DENSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 24 TABLA 8: VISCOSIDAD DEL GAS DE LA PRUEBA DE LIBERACIÓN DIFERENCIAL... 25 FIGURA 8: VISCOSIDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 26 FIGURA 9: GRAVEDAD DEL GAS A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 27 TABLA 9: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 28 FIGURA 10: VISCOSIDAD DEL ACEITE A TEMPERATURA DE YACIMIENTO, 182.83 C... 29 TABLA 10: ESTUDIO DE AGOTAMIENTO A 182.83ºC... 30 FIGURA 11: FRACCIÓN MOLAR DE LOS COMPONENTES... 31 APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO... 32 APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR... 34 APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR... 36 APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH... 39 APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH... 41 APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO... 44 APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION... 47

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 3 RESUMEN Este informe presenta los resultados del estudio de los fluidos de yacimiento (análisis PVT) efectuado en AGAT Laboratories Ltd para muestras de yacimiento del pozo Tizon -201. La Tabla 1 Resume la información de pozo y muestreo recolectada el 26 de Noviembre de 2004 cuando se tomaron muestras del separador. La tabla 2 incluye los resultados del control de calidad realizado a las muestras de separador del pozo Tizon-201. Una prueba de presión de apertura y un análisis de la composición de gas se realizaron, una relación presión-volumen y una prueba de separación flash de una etapa fueron realizadas a cada muestra de condensado para asegurar de esta forma que estas fueran representativas. Las muestras de aceite y gas, también se analizaron utilizando cromatografía. Después del control de calidad, Las muestras de aceite y gas del separador fueron recombinadas a un GOR de 662.8 m 3 /m 3 a una temperatura de Yacimiento de 182ºC (condiciones especificadas por el cliente). La densidad del aceite vivo se midió y se obtuvo un valor de 0.4478 g/cc. En la prueba de separación flash (separación instantánea) de una etapa se encontró que la relación gas aceite (GOR) es 668.36 m 3 /m 3, y el fluido recombinado mostró una presión de saturación de 360.59 Kg/cm 2 (5129 psia). El aceite residual de la separación flash de una sola etapa tiene una densidad de 0.8117 g/cc (42.67 API) a 15 C. La prueba de separación flash de dos etapas se realizo al fluido de yacimiento. La prueba de separación flash de dos etapas fue realizada para cuatro diferentes

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 4 condiciones de separador. Las condiciones de separador se mantuvieron mientras esta prueba se realizaba. La tabla 5 muestra el resultado de la prueba de separación de dos etapas. La prueba de liberación diferencial determinó que el FVF es 3.2693 y el GOR de solución es 676.00 m 3 /m 3. Las viscosidades de los gases liberados varían desde 0.03078 cp a 317.57 Kg/cm 2 hasta 0.01190 cp a 1 Kg/cm 2. El aceite residual de esta prueba tuvo una densidad de 0.8235 g/cc (40.16 API). La densidad del aceite de yacimiento a 182.83 C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc (para una presión de saturación de 360.59 Kg/cm 2 ), a 0.7285 g/cc (para una presión de 1 Kg/cm 2 ). La viscosidad del aceite de yacimiento a la presión de saturación de 360.59 Kg/cm 2 y a temperatura de yacimiento de 182.83 C fue 0.08 cp, y 0.415 cp a 1 Kg/cm 2.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 5 PROCEDIMIENTO EXPERIMENTAL Las pruebas de separación flash (separación instantánea) de una y dos etapas fueron realizadas para determinar la relación gas aceite (GOR). La densidad del petróleo vivo fue medida. La relación presión-volumen del fluido de yacimiento fue determinada para las presiones por encima y por debajo de la presión de saturación a temperatura de yacimiento para evaluar la expansión a composición constante. A partir de esta relación se determino el punto de burbuja usando la función Y. Las características de liberación diferencial del fluido de yacimiento fueron estudiadas por medio de una serie de diez (10) etapas de reducción de presión. En cada paso, el gas en equilibrio fue removido de la celda a presión constante para medir sus propiedades físicas y analizar su composición. El factor volumétrico de formación (FVF), el GOR de solución, el factor de compresibilidad del gas liberado y la densidad del aceite también fueron medidos y calculados en cada etapa. La viscosidad del fluido de yacimiento fue medida utilizando un viscosímetro magnético en una serie de 12 etapas de reducción de presión, 4 puntos encima de la presión de saturación y 8 puntos entre presión de saturación y cero de presión. La viscosidad del fluido de yacimiento se midió con un viscosímetro magnético.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 6 DESCRIPCIÓN DEL EQUIPO Una celda visual de PVT Temco capaz de soportar una presión de 70000 kpa, tiene una capacidad 500 cc y ha sido calibrada para determinar el volumen interno. Los fluidos en la celda son presurizados inyectando aceite hidráulico a través de la celda visual para reducir el volumen efectivo. Una bomba automática es usada para desplazar el pistón que a la vez desplaza el fluido de interés dentro de la celda visual. Un Manómetro de alta presión monitorea la presión en la celda visual. El horno es montado en un eje giratorio y puede rotar 180 mediante un motor y una cadena, puede girar continuamente o por intervalos. Esto permite que el fluido de yacimiento sea mezclado en la celda visual. La parte frontal del horno también esta equipada con un vidrio a prueba de explosión lo que facilita la observación de la celda visual y el termómetro sin disturbar las condiciones de la prueba. Las bombas que se utilizan en la prueba son Temco de desplazamiento positivo con una capacidad de presión de inyección de 69000 KPa y con una exactitud de 0.01 cc. Un simulador de separador (de una o dos etapas) se empleó para medir el gas producido y los volúmenes de líquido de la prueba de separación. El volumen de gas es medido en un Brooks-meter (exactitud 0.5 cc) conectado al sistema. Los volúmenes de gas son corregidos a condiciones estándar de 1.03 kg/cm 2 (101.325 kpa) y 15 C y son usados con el volumen medido de aceite para determinar el GOR. Muestras del gas producido están sujetas a un análisis composicional usando cromatógrafos de gas Varían y Hewlett Packard. Muestras de aceite y gas son sometidas a un análisis de columna capilar usando un cromatógrafo Hewlett Packard 5890 equipado con una columna capilar Megabore, con un diámetro de 530 µm.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 7 Este análisis provee las fracciones molares para C 1 a C + 30 aromáticos y compuestos cíclicos. Este análisis puede ser usado con el análisis de gas, el GOR medido, y un programa de recombinación computarizado para obtener la composición inicial de una sola fase a condiciones pre-flash. La viscosidad se determina usando un viscosímetro magnético calibrado. El fluido fluye a través del viscosímetro usando una bomba Ruska motorizada y la presión se mantiene con un regulador de presión. El viscosímetro magnético es montado dentro de un horno de temperatura controlada para mantener las condiciones térmicas deseadas. Un controlador (con una precisión de ±0.5 C) se utiliza para controlar la temperatura y un termómetro interno provee una lectura exacta de la temperatura del sistema. Ventiladores en el horno aseguran una distribución pareja de la temperatura en el sistema. La densidad del petróleo vivo se determina por medio del desplazamiento de un volumen conocido dentro de un cilindro de presión (hecho de acero inoxidable). El volumen y el peso del cilindro son medidos con precisión antes del muestreo. El cilindro se llena con el fluido de yacimiento sin alterar la presión, luego se pesa en una balanza de precisión (0.001 g) y se determina la densidad del fluido.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 8 RESULTADOS Las muestras del pozo Tizon-201 fueron tomadas del separador con una presión de separación de 65.86 kg/cm 2 (937 psi) y una temperatura de separador de 47.36 C. Las Tablas 1 A y 1B muestran la información obtenida del control de calidad de las muestras. La Tabla 2 es un resumen de los resultados obtenidos en este estudio. La prueba de separación flash (separación instantánea) de una sola etapa del fluido de yacimiento recombinado (ver Tabla 4) determinó que el GOR es 668.36 m 3 /m 3 desde el yacimiento a condiciones de tanque de almacenamiento (stock tank) y que el factor volumétrico de formación (FVF) es 3.2970. La densidad del aceite residual de la separación flash de una sola etapa es 0.8117 g/cc a 15 C. La Tabla 2 contiene la información pertinente a la relación presión-volumen del fluido de yacimiento a 182.83 C, incluyendo los volúmenes relativos y la función Y. Esta función se obtiene a partir de una regresión lineal usando el método de mínimos cuadrados. Esta aproximación se utiliza para confirmar el punto de burbuja que se determina visualmente y se calcula como se muestra a continuación: Y = ( P P) sat V P V sat 1 Donde: P = presión (kg/cm 2 ) P sat = presión de saturación (kg/cm 2 ) V = volumen (cc)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 9 V sat = volumen a presión de saturación (cc) La relación P-V se presenta también en la figura 1. La Tabla 6 y las Figuras 2 a 7 muestran varias propiedades determinadas a partir de las pruebas que se le hicieron al gas y al aceite obtenidos en la liberación diferencial por debajo del punto de burbuja. Estas propiedades incluyen volúmenes relativos, densidades de aceite, GORs, gravedades de gas, factores de desviación, FVFs, factores de expansión para el gas. El GOR y FVF a presión de saturación fueron determinados como 676.00 m 3 /m 3 y 3.2693 respectivamente y la densidad del fluido residual es 0.8235 g/cc (40.16 API) a 15 C. La densidad del aceite a 182.83 C esta dentro del rango de 0.4478 g/cc (a presión de saturación de 360.59 Kg/cm 2 absoluta) a 0.7285 g/cc a 1 Kg/cm 2 absoluta (ver Tabla 7 y Figura 7). Las viscosidades de los gases liberados debajo de la presión de saturación varían desde 0.03078 cp (a 317.57 Kg/cm 2 absoluta) a 0.01190 cp (a 1 Kg/cm 2 absoluta), ver Tabla 8 y Figura 8. Los datos de Viscosidades fueron calculados usando la correlación de Carr, Kobayashi y Burrows, Trans AIME 1954. La gravedad del gas fue calculada en cada etapa de liberación y se encontró que está dentro del rango de 0.810 a 1.340 g/cc. Los resultados se muestran en la Figura 9. La viscosidad del aceite a 182.83 C que se encuentran en la Tabla 9 y Figura 10 están entre 0.080 cp (a presión de saturación 360.59 Kg/cm 2 ) y 0.4150 cp (a 1 Kg/cm 2 ). La Tabla 10 y la Figura 11 muestran las fracciones molares de los componentes para cada etapa de la prueba de liberación diferencial.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 10 CONTROL DE CALIDAD Tabla 1A. INFORMACIÓN DE POZO Y MUESTRAS Muestra # Cilindro Tipo de Muestra Condiciones de Muestreo Presion, kg/cm2 Temperatura, ºC Volumen de Muestra Litros Presion de Apertura 1 92 HOO486 Gas 65.86 47.36 20 64.20 @ 23ºC Tabla 1B. RESULTADOS DEL CONTROL DE CALIDAD Muestra # Cilindro GOR(m 3 /m 3 ) Condiciones de Muestreo Volumen de Muestra Presion, kg/cm2 Temperatura, ºC Litros Presion de Apertura 1 VH-63 65.86 47.36 49.84 65.38 91.55 2 TAMPS 49 65.86 47.36 50.33 64.68 90.29

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 11 Tabla 2: Resumen del Análisis PVT Temperatura de yacimiento, C ( F) 182.83 361.09 Presión de saturación, Kg/cm 2 absoluta (psia) 360.59 51.29 Propiedades del aceite saturado (aceite a punto de burbuja) Densidad, g/cc 0.4478 Volumen específico, cc/g 2.2331 Viscosidad (1) a 360.59 Kg/cm 2 (5129 psia), cp 0.080 Factor Volumétrico de Formación, Prueba de Liberación Diferencial, m 3 /m 3 3.2639 Factor Volumétrico, Prueba de Separación Flash de una sola etapa m 3 /m 3 3.2970 Relación Gas/Aceite Prueba de Liberación Diferencial, m 3 /m 3 676.0 Relación Gas/Aceite en el Separador Prueba de Separación Flash de una sola etapa m 3 /m 3 668.36 Compresibilidad del Aceite Saturado, Co (cc/cc/kg/cm 2 10-4, cc/cc/psia 10-5 ) De 360.59 a 424.29 Kg/cm 2 absoluta (5129 a 6035 psia) 5.58 3.92 De 360.59 a 401.79 Kg/cm 2 absoluta (5129 a 5715 psia) 6.47 4.55 De 360.59 a 374.94 Kg/cm 2 absoluta (5129 a 5333 psia) 6.96 4.90 Expansión Térmica Volumen a Temperatura de Yacimiento 182.83ºC/ Volumen a 15 C 1.463

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 12 Tabla 3: Relación Presión-Volumen de Fluido de Yacimiento a 182.83 C Presión Volumen Relativo Función Y Kg/cm 2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada 424.29 6035 0.9645 419.09 5961 0.9649 401.79 5715 0.9734 393.50 5597 0.9782 382.25 5437 0.9851 374.94 5333 0.9900 371.28 5281 0.9925 364.11 5179 0.9975 360.59 5129 1.0000 357.36 5083 1.0030 2.9760 2.9675 353.98 5035 1.0063 2.9700 2.9476 350.75 4989 1.0095 2.9556 2.9287 347.52 4943 1.0128 2.9296 2.9097 344.42 4899 1.0162 2.9050 2.8915 338.66 4817 1.0226 2.8632 2.8576 332.89 4735 1.0295 2.8198 2.8238 329.52 4687 1.0336 2.8048 2.8039 321.22 4569 1.0448 2.7359 2.7552 309.55 4403 1.0614 2.6839 2.6867 295.49 4203 1.0851 2.5896 2.6041 280.16 3985 1.1149 2.4979 2.5141 258.93 3683 1.1657 2.3699 2.3894 236.99 3371 1.2327 2.2413 2.2605 219.56 3123 1.3001 2.1404 2.1581 204.51 2909 1.3718 2.0524 2.0698 191.58 2725 1.4461 1.9777 1.9938 180.33 2565 1.5213 1.9176 1.9277 171.05 2433 1.5955 1.8610 1.8732 162.47 2311 1.6726 1.8130 1.8228 154.73 2201 1.7503 1.7731 1.7774

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 13 Presión Volumen Relativo Función Y Kg/cm 2 (Psia) (V/Vsat) Experimental Ajustada 147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370 141.52 2013 1.9135 1.6946 1.6998 135.75 1931 1.9950 1.6646 1.6659 130.69 1859 2.0762 1.6346 1.6362 125.77 1789 2.1608 1.6085 1.6073 121.41 1727 2.2394 1.5896 1.5817 117.19 1667 2.3165 1.5777 1.5569 113.39 1613 2.3943 1.5635 1.5346 109.74 1561 2.4720 1.5530 1.5131 147.84 2103 1.8309 1.7319 1.7370 Notas: 1. P sat = Presión de Saturación = 360.59 kg/cm 2 absoluta (5129 psia) 2. V sat = Volumen de fluido de yacimiento a presión de saturación 3. Función -Y = (P sat - P)/[P ((V/V sat ) - 1)] 4. Ajustada Y = 5.8732 10-3 P+0.86864 (donde P es en kg/cm 2 ) 5. Coeficiente de correlación r 2 = 0.99908

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 14 Figura 1: Relación Presión-Volumen a Temperatura Yacimiento, 182.83 C 3.00 y = 5.8732E-03x + 8.6864E-01 R 2 = 9.9908E-01 3.50 2.50 3.00 Volumen Relativo, V/Vsat 2.00 1.50 1.00 0.50 2.50 2.00 1.50 Función Y 0.00 1.00 0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 Presión (kg/cm 2 ) Relacion PV Función Y Psat = 360.59kg/cm2 Smoothed Y-Function

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 15 Tabla 4: Separación Flash Una Etapa (Fluido de Yacimiento)* Desde Lib-Diferencial @ 182.83 C Desde Primera Etapa Flash @ 182.83 C Relación Gas/aceite (1) 676.00 m 3 /m 3 668.36 m 3 /m 3 Factor Volumétrico de Formación (2) 3.2693 3.2970 Factor de Merma (Shrinkage Factor) (3) 0.3059 0.3004 Densidad del Fluido (4) 0.8235g/cm 3 0.8117 g/cm 3 Notas (1) Relación Gas/Aceite: Metros cúbicos de gas producidos a 1.033 Kg/cm 2 y 15 C por metros cúbicos de aceite en tanque de almacenamiento a 15 C. (2) Factor Volumétrico de Formación: Volumen en metros cúbicos de aceite de yacimiento a 199.95 Kg/cm 2, (absoluta) y 182.83 C para producir un metro cúbico de aceite a condiciones de tanque de almacenamiento a 15 C. (3) Factor de Merma: Volumen de fluido a condiciones de tanque de almacenamiento a 15 C por unidad de volumen de aceite a condiciones de yacimiento. (4) Densidad de Fluido: Densidad del fluido a condiciones de tanque de almacenamiento. * Los datos de la separación flash están con referencia a los volúmenes de fluido de yacimiento a la presión de saturación (punto de burbuja). Los datos de la relación gas aceite en solución (GOR) flash y el factor volumétrico flash (B o ) deben ser ajustados para presiones por debajo y encima de la presión de saturación.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 16 Tabla 5: Separación Flash Dos Etapas (Fluido de Yacimiento) Etapa 1 Etapa 2 Totales P = 80 Kg/cm2 T= 70º C P = ATM T= 19ºC Relación Gas/aceite (1) 427.57 124.94 552.51 Factor Volumétrico de Formación 2.1341 1.1873 2.534 Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.4686 0.8422 0.3947 Densidad del Fluido 0.8051g/cm 3 Etapa 1 Etapa 2 Totales P = 50 Kg/cm2 T= 70º C P = ATM T= 19ºC Relación Gas/aceite 453.35 103.56 556.91 Factor Volumétrico de Formación 2.3359 1.1236 2.624 Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.4218 0.8900 0.3811 Densidad del Fluido 0.80323 g/cm 3 Etapa 1 Etapa 2 Totales P = 30 Kg/cm2 T= 70º C P = ATM T= 19ºC Relación Gas/aceite 497.10 84.57 581.66 Factor Volumétrico de Formación 2.5854 1.0191 2.635 Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.3868 0.9813 0.3795 Densidad del Fluido 0.80223 g/cm 3 Etapa 1 Etapa 2 Totales P = 0 Kg/cm2 T= 65º C P = ATM T= 19ºC Relación Gas/aceite 586.92 1.69 588.60 Factor Volumétrico de Formación 2.6410 1.013 2.675 Factor de Merma (Shrinkage Factor) 0.3786 0.9872 0.3738 Densidad del Fluido 0.80114g/cm 3

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 17 Tabla 6: Prueba de Liberación Diferencial a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C Densidad del Volumen Volumen Relación Gravedad Gravedad Z Factor Factor de Presión Aceite Relativo Relativo Gas-Aceite Del Gas del gas Factor de Volumétrico Expansión Kg/cm 2 (g/cc) de Aceite Total En Acumulada Desviación (5) De Formación Del Gas Solución (3) 424.29 0.4601 3.1822 419.09 0.4578 3.1981 374.94 0.4490 3.2612 360.59 0.4478 3.2693 3.2693 676.00 317.57 0.5200 2.2464 3.4235 390.92 0.847 0.847 0.9301 0.0042 238.14 282.13 0.5707 1.8442 3.5276 278.35 0.839 0.845 0.9001 0.0048 209.69 247.12 0.6017 1.6428 3.6477 215.15 0.826 0.842 0.8916 0.0053 189.34 211.82 0.6217 1.5243 3.7550 175.58 0.840 0.842 0.8575 0.0063 159.66 176.67 0.6472 1.4077 3.8899 138.70 0.810 0.840 0.8583 0.0076 131.15 141.52 0.6664 1.3200 4.0687 107.38 0.819 0.839 0.8545 0.0091 110.35 106.36 0.6820 1.2497 4.3048 81.26 0.857 0.839 0.8542 0.0124 80.84 71.63 0.6972 1.1876 4.6697 57.63 0.835 0.839 0.8849 0.0187 53.51 36.34 0.7085 1.1275 5.5720 32.66 0.953 0.844 0.9182 0.0369 27.13 0.91 0.7285 1.0521 40.0232 0.00 1.340 0.868 0.9934 1.0643 0.94 Notas: 1. Centímetros cúbicos de aceite a la presión y temperatura indicada por centímetros cúbicos de aceite residual a 15 C. 2. Centímetros cúbicos de aceite más gas liberado a la presión y temperatura indicada por centímetros cúbicos de aceite residual a 15 C. 3. Centímetros cúbicos de gas a 1.033 kg/cm 2 absoluta y 15 C por centímetros cúbicos de aceite residual a 15 C. 4. Centímetros cúbicos de gas a la presión y temperatura indicada por centímetros cúbicos de gas a 1.033 kg/cm 2 absoluta y 15 C. 5. Factor Z del análisis de gas de cada una de las etapas de las liberaciones diferenciales

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 18 Figura 2: Volumen Diferencial Relativo de Aceite a la Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 3.600 3.100 Volumen Diferencial Relativo (m 3 /m 3 ), Bo 2.600 2.100 1.600 1.100 0.600 0.100 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 Presión (kg/cm 2 )

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 19 Figura 3: Volumen Diferencial Relativo Total a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 45.00 40.00 Volumen Diferencial Relativo Total (m 3 /m 3 ), Bt 35.00 30.00 25.00 20.00 15.00 10.00 5.00 0.00 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 Pressión (kg/cm2)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 20 Figura 4: Gas en Solución a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 800 700 600 Gas en Solución (m 3 /m 3 ) 500 400 300 200 100 0 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 Presión (kg/cm2)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 21 Figura 5: Factor de Compresibilidad del Gas (Z) 1.00 0.98 0.96 Factor de Compresibilidad del Gas (Z) 0.94 0.92 0.90 0.88 0.86 0.84 0.82 0.80 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 Presión (kg/cm2)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 22 Figura 6: Factor de Expansión Del Gas 250 200 Factor de Expansión del gas 1/Bg 150 100 50 0 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 Presión (kg/cm2)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 23 Tabla 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C Presión Densidad Kg/cm 2 Psia g/cm 3 424.29 6035 0.4601 419.09 5961 0.4578 401.79 5715 0.4546 393.50 5597 0.4524 382.25 5437 0.4512 374.94 5333 0.4490 360.59 5129 0.4478 317.57 4517 0.5200 282.13 4013 0.5707 247.12 3515 0.6017 211.82 3013 0.6217 176.67 2513 0.6472 141.52 2013 0.6664 106.36 1513 0.6820 71.63 1019 0.6972 36.34 517 0.7085 1.32 19 0.7285 Nota: 1. Las densidades arriba del punto de burbuja están calculadas a partir de los datos obtenidos en la relación presión-volumen.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 24 Figura 7: Densidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 0.800 0.780 0.760 0.740 0.720 0.700 0.680 Densidad del aceite (g/cc) 0.660 0.640 0.620 0.600 0.580 0.560 0.540 0.520 0.500 0.480 0.460 0.440 0.420 0.400 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 Presión (Kg/cm 2 )

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 25 Tabla 8: Viscosidad del Gas de la Prueba de Liberación Diferencial Nota: Presión Viscosidad (1) (Kg/cm2) (Psia) (cp) 317.57 4517 0.03078 282.13 4013 0.02808 247.12 3515 0.02399 211.82 3013 0.02287 176.67 2513 0.01988 141.52 2013 0.01783 106.36 1513 0.01618 71.63 1019 0.01476 36.34 517 0.01359 0.91 13 0.01190 1. Los valores se calcularon utilizando la composición de los gases liberados y la correlación de Carr, Kobayashi and Burrows: Trans. AIME, 1954

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 26 Figura 8: Viscosidad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 3.50E-02 3.00E-02 2.50E-02 2.00E-02 1.50E-02 1.00E-02 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Presión (kg/cm2)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 27 Figura 9: Gravedad del Gas a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C Gravedad del Gas 1.40 1.200 1.30 1.20 1.10 1.00 1.100 1.000 0.900 0.90 0.80 0.70 0.60 0.800 0.700 0.600 0.50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 Presión (kg/cm2) 0.500 Individual Gas Gravity Cumulative Gas Gravity

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 28 Tabla 9: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C Presión Viscosidad del Aceite (1) (Kg/cm2) (psia) (cp) 436.40 6207 0.086 408.20 5806 0.085 393.86 5602 0.083 371.64 5286 0.081 360.60 5129 0.080 348.16 4952 0.080 324.61 4617 0.083 296.20 4213 0.101 268.99 3826 0.119 239.68 3409 0.135 203.89 2900 0.159 162.97 2318 0.191 121.42 1727 0.230 78.88 1122 0.290 51.11 727 0.321 23.27 331 0.366 0.91 13 0.415 Nota 1. Medida utilizando un viscosímetro magnético.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 29 Figura 10: Viscosidad del Aceite a Temperatura de Yacimiento, 182.83 C 0.50 0.40 Viscosidad (cp) 0.30 0.20 0.10 0.00 0.00 50.00 100.00 150.00 200.00 250.00 300.00 350.00 400.00 450.00 500.00 Presión (kg/cm 2 )

Tabla 10: Estudio de agotamiento a 182.83ºC Hydrocarbon Analyses o f Produced Gas Phase Mol Percent Component 360.59** 317.57 282.13 247.12 211.82 176.67 141.52 106.36 71.63 36.34 0.91 0.91* Hydrogen 0.00 0.29 0.30 0.30 0.29 0.26 0.22 0.18 0.14 0.09 0.07 0.00 Nitrogen 0.01 0.91 0.20 0.17 0.68 0.50 0.10 0.10 0.39 0.22 0.16 0.00 Carbon Dioxide 3.22 3.57 3.54 3.61 3.66 3.73 3.85 4.05 4.36 4.75 4.84 0.00 Methane 63.28 74.62 75.80 76.17 75.05 76.41 75.95 72.57 69.98 62.05 34.67 0.00 Ethane 8.07 8.78 8.61 8.68 8.82 8.85 9.15 10.29 11.64 14.58 19.21 0.00 Propane 2.01 2.13 2.16 2.39 2.47 2.48 2.54 3.19 3.72 5.25 9.52 0.04 Iso-Butane 3.61 3.73 3.54 3.48 3.60 3.36 3.51 4.32 5.01 6.84 14.92 0.07 n-butane 0.91 0.85 0.80 0.73 0.73 0.64 0.71 0.88 0.98 1.33 3.74 0.31 Iso-Pentane 1.74 1.57 1.49 1.32 1.30 1.14 1.25 1.54 1.59 2.16 6.44 0.56 n-pentane 1.27 0.74 0.70 0.61 0.61 0.51 0.55 0.61 0.55 0.72 2.22 1.00 Hexanes 4.15 0.93 0.90 0.76 0.78 0.63 0.68 0.73 0.61 0.79 2.27 3.53 Heptanes Plus 11.73 1.88 1.96 1.78 2.01 1.49 1.49 1.54 1.03 1.22 1.94 94.49 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 100.00 Gas Properties Relative Density 0.847 0.839 0.826 0.840 0.810 0.819 0.857 0.865 0.953 1.340 Relative Weight C7+ 106.7 106.9 107.1 107.5 107.4 107.1 107.3 106.7 106.5 105.1 Deviation Factor - Z 0.9301 0.9001 0.8916 0.8575 0.8583 0.8545 0.8542 0.8849 0.9182 0.9934 Gas Phase Produced- Cumulative 12600 17576 20369 22118 23748 25132 26287 27331 28435 29879 Petroleum Liquid, gal/m3 Propane Plus 1.48e-01 1.45e-01 1.47e-01 1.44e-01 1.26e-01 1.32e-01 1.55e-01 1.59e-01 2.14e-01 4.83e-01 Butanes Plus 1.28e-01 1.24e-01 9.00e-02 1.20e-01 1.02e-01 1.07e-01 1.24e-02 1.22e-01 1.63e-01 3.91e-01 Pentanes Plus 7.54e-02 7.48e-02 5.58e-02 7.04e-02 5.60e-02 5.86e-02 6.44e-02 5.40e-02 6.92e-02 1.77e-01 * Equilibrium Liquid Composition**Wellstream Composition;

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 31 Figura 11: Fracción Molar de los Componentes Fracción Molar de los componentes 1.0000 0.1000 Fracción Molar 0.0100 Series2 N2 CO2 C1 C2 C3 IC4 NC4 IC5 NC5 C6 C7+ H2 0.0010 0.0001 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Etapa de la Liberación Diferencial

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 32 APENDICE 1: P V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 33 P. V. T. INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO, POZO Y MUESTREO Campo Ubicación (Provincia) Samaria Luna Región Sur Características del Yacimiento Formación JSK Presión original de yacimiento, kg/cm 2 (psi) 873.77(12428) Temperatura original de yacimiento, C ( F) 182.83 (361.09) Densidad del Aceite Original (a 15 C) Kg/m 3 N.A Características del Pozo Nombre del Pozo Profundidad del muestreo Ubicación del pozo Última presión de entrada en el orificio inferior (psig) Última presión de entrada en el orificio inferior, C ( F) Agua producida en el pozo Estado del Pozo Tizon-201 N.A N.A N.A N.A N.A Produciendo Condiciones de Muestreo (Muestras de Fondo) Fecha del tomado de Muestras NOV 26 de 2004 Muestras tomadas por PEMEX Presión de Separador, kg/cm 2 (psig) 65.86 (936.7) Temperatura de Separador, C ( F) 47.36 (117.25) Temperatura Ambiente, C ( F) N/A

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 34 APENDICE 2: GAS DEL SEPARADOR

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 35 COMPOSICION DEL GAS GAS DEL SEPARADOR NOMBRE DEL POZO: Tizon-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION Sur COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.35 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 80.54 ETANO 8.73 PROPANO 3.36 ISOBUTANO 0.52 BUTANO NORMAL 1.07 ISOPENTANO 0.30 PENTANO NORMAL 035 HEXANO 0.30 HEPTANO Y MÁS PESADOS 0.31 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 20.8 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 104.7 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm 2 47.65 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA C O -55.55 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.718 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) PROPANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) BUTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) PENTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) HEXANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) MAS PESADOS (Galones/m3) MAS PESADOS (Bls/1p3) 3.2e-02 2.1e-05 5.9e-03 4.0e-06 1.1e-02 8.0e-06 3.8e-03 2.6e-06 4.4e-03 3.0e-06 4.3e-03 2.9e-06 5.2e-03 2.9e-06 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p 3 ) 1169.90 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.7514

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 36 APENDICE 3: LIQUIDO DEL SEPARADOR

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 37 COMPOSICIÓN DEL ACEITE LIQUIDO DEL SEPARADOR NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.08 BIÓXIDO DE CARBONO 2.14 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 18.96 ETANO 6.98 PROPANO 6.05 ISOBUTANO 1.63 BUTANO NORMAL 3.87 ISOPENTANO 1.97 PENTANO NORMAL 2.70 HEXANO 4.51 HEPTANO Y MÁS PESADOS 51.11 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA 105.8 DENSIDAD 725.1 Kg/m 3 API @ 15 o C 63.5 DENSIDAD RELATIVA 0.7257 EQUIVALENCIA DE GAS 162.0 PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD 811.0 Kg/m 3 DENSIDAD RELATIVA 0.8117 API @ 15 o C 42.8 MASA MOLECULAR RELATIVA 169.5 Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.0690) (C7+: 0.4872).

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 38 PUNTO DE EBULLICIÓN COMPONENTE FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN RANGO ( o C ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA 36.1-68.9 HEXANOS C6 0.0440 0.0359 0.0392 68.9-98.3 HEPTANO C7 0.0676 0.0796 0.0778 98.3-125.6 OCTANOS C8 0.0684 0.0918 0.0875 125.6-150.6 NONANOS C9 0.0542 0.0817 0.0762 150.6-173.9 DECANOS C10 0.0530 0.0886 0.0813 173.9-196.1 UNDECANOS C11 0.0367 0.0675 0.0612 196.1-215.0 DODECANOS C12 0.0272 0.0544 0.0487 215.0-235.0 TRIDECANOS C13 0.0241 0.0523 0.0464 235.0-252.2 TETRADECANOS C14 0.0159 0.0370 0.0325 252.2-270.6 PENTADECANOS C15 0.0122 0.0305 0.0266 270.6-287.8 HEXADECANOS C16 0.0076 0.0201 0.0175 287.8-302.8 HEPTADECANOS C17 0.0077 0.0216 0.0187 302.8-317.2 OCTADECANOS C18 0.0046 0.0138 0.0118 317.2-330.0 NONADECANOS C19 0.0027 0.0086 0.0074 330.0-344.4 EICOSANO C20 0.0025 0.0082 0.0069 344.4-357.2 HENEICOSANOS C21 0.0022 0.0075 0.0063 357.2-369.4 DOCOSANOS C22 0.0012 0.0045 0.0038 369.4-380.0 TRICOSANOS C23 0.0008 0.0029 0.0024 380.0-391.1 TETRACOSANOS C24 0.0008 0.0031 0.0026 391.1-401.7 PENTACOSANOS C25 0.0005 0.0022 0.0018 401.7-412.2 HEXACOSANOS C26 0.0003 0.0012 0.0010 412.2-422.2 HEPTACOSANOS C27 0.0001 0.0006 0.0005 422.2-431.7 OCTACOSANOS C28 0.0001 0.0004 0.0003 431.7-441.1 NONACOSANOS C29 0.0001 0.0003 0.0002 441.1- MAS TRIACONTANOS C30+ 0.0000 0.0000 0.0000 PUNTO DE EBULLICIÓN SUSTANCIA AROMÁTICA FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN RANGO ( o C ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA 80.0 BENCENO C6 0.0068 0.0063 0.0048 110.6 TOLUENO C7 0.0242 0.0262 0.0204 136.2 ETILBENCENO C8 0.0039 0.0049 0.0038 138.4-144.4 XILENOS C8 0.0381 0.0475 0.0367 169.90 1,2, 4 C9 0.0117 0.0166 0.0128 PUNTO DE EBULLICIÓN NAFTENOS FRACCIÓN FRACCIÓN FRACCIÓN RANGO ( o C ) MOLAR MOLECULAR VOLUMÉTRICA 48.9 CICLOPENTANO CC5 0.0011 0.0007 0.0007 72.2 METILCICLOPENTANO MCC5 0.0090 0.0089 0.0079 81.1 CICLOHEXANO CC6 0.0081 0.0080 0.0069 101.1 METILCICLOHEXANO MCC6 0.0189 0.0218 0.0191 Los valores de C6+ están basados en la fracción de masa y en la fracción molar calculada. Se asume un recobro total de hidrocarburos del sistema cromatográfico.

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 39 APENDICE 4: ANÁLISIS DEL GAS DE LA PRIMERA ETAPA FLASH

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 40 COMPOSICION DEL GAS PRIMERA ETAPA FLASH NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT-145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.02 BIÓXIDO DE CARBONO 3.80 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 74.42 ETANO 9.51 PROPANO 2.34 ISOBUTANO 4.24 BUTANO NORMAL 0.94 ISOPENTANO 1.69 PENTANO NORMAL 0.76 HEXANO 0.85 HEPTANO Y MÁS PESADOS 1.16 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA (Total Gas) 24.2 MASA MOLECULAR RELATIVA (C7+) 105.5 PRESIÓN PSEUDO CRÍTICA kg/ cm 2 46.95 TEMPERATURA PSEUDO CRÍTICA C O -38.65 DENSIDAD RELATIVA (AIRE = 1) 0.837 PROPANO LÍQUIDO (Galones/m3) PROPANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) ISOBUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) ISOBUTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) BUTANO LÍQUIDO (Galones/m3) BUTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) ISOPENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) ISOPENTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) PENTANO LÍQUIDO (Galones/m3) PENTANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) HEXANO LÍQUIDO (Galones/m3) HEXANO LÍQUIDO (Bls/p 3 ) MAS PESADOS (Galones/m3) MAS PESADOS (Bls/1p3) 2.3e-02 1.5e-05 4.9e-02 3.3e-05 1.0e-02 7.1e-06 2.2e-02 1.5e-05 0.1e-02 6.6e-06 1.2e-02 8.3e-06 2.0e-02 1.3e-05 CAPACIDAD CALORÍFICA (BTU/p 3 ) 1362.86 PRESIÓN DE VAPOR (Kg/cm2) 0.8199

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 41 APENDICE 5: ANÁLISIS DEL ACEITE DE LA PRIMERA ETAPA FLASH

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 42 COMPOSICIÓN DEL ACEITE PRIMERA ETAPA FLASH NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.00 BIÓXIDO DE CARBONO 0.00 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 0.00 ETANO 0.00 PROPANO 0.17 ISOBUTANO 0.13 BUTANO NORMAL 0.75 ISOPENTANO 2.01 PENTANO NORMAL 4.11 HEXANO 22.49 HEPTANO Y MÁS PESADOS 70.34 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA 156.1 DENSIDAD 793.5 Kg/m 3 API @ 15 o C 46.7 DENSIDAD RELATIVA 0.7942 EQUIVALENCIA DE GAS 120.2 PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD 825.5 Kg/m 3 DENSIDAD RELATIVA 0.8262 API @ 15 o C 39.8 MASA MOLECULAR RELATIVA 187.4 Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.2419) (C7+: 0.6864).

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 44 APENDICE 6: ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO)

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 45 COMPOSICIÓN DEL ACEITE ANÁLISIS DEL FLUIDO DE YACIMIENTO (LIQUIDO EN EQUILIBRIO) NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No.1 REGION SUR COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.00 BIÓXIDO DE CARBONO 0.00 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 0.00 ETANO 0.00 PROPANO 0.04 ISOBUTANO 0.07 BUTANO NORMAL 0.31 ISOPENTANO 0.56 PENTANO NORMAL 1.00 HEXANO 3.53 HEPTANO Y MÁS PESADOS 94.49 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA 182.4 DENSIDAD 823.4Kg/m 3 API @ 15 o C 40.2 DENSIDAD RELATIVA 0.8241 EQUIVALENCIA DE GAS 106.7 PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD 828.8Kg/m 3 DENSIDAD RELATIVA 0.8295 API @ 15 o C 39.1 MASA MOLECULAR RELATIVA 188.4 Los cálculos para C6 y C7 están basados en el grupo de puntos de ebullición. Si el grupo de números de carbono se hubiera hecho, las fracciones molares serían (C6 : 0.0632) (C7+: 0.9170).

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 47 APENDICE 7: WELLSTREAM COMPOSITION

Tizon 201 ( Intervalo 6503 6515 m ) Página 48 COMPOSICIÓN WELLSTREAM - FLUIDO DE YACIMIENTO NOMBRE DEL POZO: TIZON-201 ORDEN DE TRABAJO: OT- 145 MUESTRA: No. 1 REGION SUR COMPONENTE % MOLAR NITROGENO 0.01 BIÓXIDO DE CARBONO 3.22 ÁCIDO SULFHÍDRICO 0.00 METANO 63.28 ETANO 8.07 PROPANO 2.01 ISOBUTANO 3.61 BUTANO NORMAL 0.91 ISOPENTANO 1.74 PENTANO NORMAL 1.27 HEXANO 4.15 HEPTANO Y MÁS PESADOS 11.73 TOTAL 100.00 MASA MOLECULAR RELATIVA 44.9 DENSIDAD 535.1 Kg/m 3 API @ 15 o C 132.4 DENSIDAD RELATIVA 0.5356 EQUIVALENCIA DE GAS 281.8 PROPIEDADES OBSERVADAS DE C 7+ DENSIDAD 820.9 Kg/m 3 DENSIDAD RELATIVA 0.8216 API @ 15 o C 40.6 MASA MOLECULAR RELATIVA 184.5