Balance de Materiales para Yacimientos de Gas

La ecuación general de balance de materiales se puede modificar de tal forma que se puede ajustar perfectamente al análisis de un yacimiento de gas, ya sea seco o húmedo, además de esto es posible ayudarnos con las características de los gases reales e ideales para poder determinar parámetros necesarios en el estudio de este tipo de yacimientos.

Como bien se sabe un gas ideal es aquel que cumple las condiciones de que no existe interacción intermolecular, como por ejemplo fuerzas de atracción y repulsión, y un mol de este gas ideal ocupa el mismo volumen y además contienen el mismo número de moléculas a cualquier presión y temperatura.

Por el contrario los gases reales exhiben comportamientos que ameritan realizar correciones
si se pretende modelar el comportamiento de un gas real aplicando las ecuaciones para gases ideales, este el llamado factor de compresiblidad (Z) utilizado para corregir la ecuación de estado de gases ideales en función de las presiones y temperaturas críticas del gas o los gases en estudio, de la forma que la ecuación de estado para gases ideales será igual a:


Ahora bien, entrando un poco mas en lo que a yacimientos de gas se refiere tenemos que el Factor volumétrico de formación del gas (Bg) se puede definir como:
Bg= Volumen de Gas a condic
iones yacimiento / Volumen de Gas a condiciones estándar
Ahora, reemplazando por la ecuación de estado para gases reales se tiene que:

Y tomando las presiones y temperaturas estándar como 14,7 lpc y 520° Rankine respectivamente se tiene que el Factor volumétrico del gas en función del factor de compresibilidad, temperatura y presión del yacimiento será:

Ahora el balance de materiales para yacimientos de gas se puede iniciar mediante un balance de masa de la forma:
Masa inicial – Masa producida + Masa que entra = Masa remanente

También se tiene que el valor del GOES a través del método volumétrico será:
Y la ecuación de Balance de Materiales se escribe como:
A partir del volumen original


Y el número de poros disponibles

Y el balance molecular
Moles producidos (np) = moles iniciales (ni) – moles finales (nf)
A partir de eso y tomando en cuenta todas las relaciones anteriores la ecuación general de balance de materiales para yacimientos de gas quedaría de la forma:


Además existe otra forma de representar la ecuación general de balance materiales para yacimientos da gas en función de los términos de Bg conociendo que:

Se puede reescribir la ecuación general de la forma:

Agrupando términos queda que:

Y por ultimo sabiendo que G = Vi/Bgi la ecuación general de balance de materiales queda de la forma:


La ecuación general de balance de materiales para yacimientos de gas se puede escribir también en forma de una línea recta, haciendo:
F = GpBg + WpBw
Eg =Bg –Bgi
Resulta entonces que:
F =G*Eg +We y dividiendo todo entre Eg resulta la gráfica mostrada a continuación:
Otra forma seria graficar el gas producido (Gp) versus cada paso de presión dividido por su correspondiente factor de compresibilidad (P/z), (utilizando la primera EBM deducida) de la forma que la grafica se comportaría como una línea recta con pendiente negativa en el caso de que fuera un yacimiento volumétrico y el corte con el e
je horizontal sería el Gi (GOES) para un yacimiento no volumétrico el comportamiento es diferente, desviándose de la linealidad y no es posible observar un corte por lo que este método no es aplicable a yacimientos con acuíferos activos.Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos II. Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de Venezuela.

Cálculo de Reservas

En la ingeniería de yacimientos una de las tareas fundamentales es la cuantificación o estimación del volumen de hidrocarburos presente en el reservorio para ello existen un conjunto de métodos que facilitan esta tarea y es posible obte
ner un valor estimado o aproximado de la cantidad de hidrocarburos.
Entre los métodos para el cálculo de reservas están el determinístico y el probabilístico.

El método determinístico se basa en la aplicación de la ecuación general del calculo volumétrico donde los valores introducidos en la ecuación corresponden a un valor único y en aquellas propiedades donde se observen variaciones a lo largo de la extensión del reservorio (porosidad, saturación), se tomará un valor promedio para las mismas con el fin de obtener un valor único del volumen de hidrocarburos.
El método probabilístico en cambio se basa en la aplicación de modelos estadísticos tales como el método de monte-carlo en donde se obtiene una función de probabilidad dond
e es posible obtener diversos valores y registrar y acumular una frecuencia de distintos valores del POES o el GOES según corresponda y a partir de esto estimar un valor del volumen dentro de un rango en donde que corresponda a los mayores valores de frecuencia.

Reservas de Hidrocarburos
Una reserva de hidrocarburos puede definirse (
según el manual de “Definiciones y Normas de Reservas de Hidrocarburos” emitido por el antiguo ministerio de Energía y Minas) com
o los volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas que se puedan recuperar comercialmente de acumulaciones conocidas, desde una fecha determinada en adelante.

De acuerdo a ese documento las reservas de hidrocarburos se pueden clasificar de acuerdo al gráfico siguiente.

De esto se tienen entonces tres criterios para la clasificación de reservas:

Según Certidumbre de Ocurrencia:

Probadas: volúmenes de hidrocarburos estimados con un grado de certeza de alrededor de 90% y recuperables de yacimientos conocidos, con las técnicas de recuperación actuales.

Probables: volúmenes estimados con un grado de certeza de 50% y que pueden recuperarse bajo condiciones económicas y operacionales que lo permitan.

Posibles: volúmenes de hidrocarburos estimados cuyos datos geológicos e ingenieriles le dan un grado de certeza de al menos 10%

Según Facilidades de Producción

Desarrolladas: aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables de yacimientos por aquellos pozos e instalaciones de producción disponibles.

No Desarrolladas: aquellos volúmenes de hidrocarburos comercialmente que no pueden recuperarse de yacimientos por aquellos pozos e instalaciones de producción disponibles.

Según Método de Recuperación

Primarias: Aquel volumen de hidrocarburo que puede recuperarse por los distintos mecanismos de empuje del yacimiento tales como acuíferos, capa de gas, etc.

Suplementarias: Son los volúmenes de hidrocarburos adicionales que se pueden obtener si se aplican métodos de recuperación tales como inyección de fluidos, gas, etc.

Analisis de Balance de Materiales

Durante el proceso de producción de un yacimiento se puede obtener mucha información sobre las características del reservorio y a partir de estas es posible mediante métodos de predicción encontrar otros parámetros desconocidos y que pueden ayudar a pronosticar el comportamiento de un yacimiento a futuro o a unas condiciones determinadas, por lo general los datos requeridos para aplicar algún método de predicción son: Todo lo referente a la historia de producción ya sea Np, Gp, Wp, etc, además del comportamiento de presión versus tiempo y la data proveniente de análisis PVT en este caso: Bo, Bg, Bw, Rs vs. Tiempo.
Ya teniendo todo este conjunto de valores es posible determinar con cierto grado de incertidumbre los valores de POES (N), GOES (G), así como también los mecanismos e índices de producción que actúan en el reservorio (Io, Ig, Iw).

Uno de los métodos usualmente utilizados debido a su facilidad es el método de predicción de Schilthuis:
El cual necesita varias condiciones para poder ser aplicado las cuales son:

a.- Yacimiento Volumétrico
b.- Yacimiento Saturado cuya presión inicial es igual a la presión de burbuja, por lo que no hay capa de gas y Rsi = Rsb.
c.- Conocer las propiedades de los fluidos (Bo, Bg, Rs, o y g)
d.- POES a condicones normales (N)
e.- Saturación de Agua
f.- Datos de relación de Permeabilidades (Kg/Ko)

De acuerdo a esto la Ecuación de Balance de materiales queda de la forma:

N = Np(Bt +(Rp – Rsb)Bg)/(Bt – Bob)

Dividiendo toda la expresión entre N:

1 = (Np/N)(Bt +(Rp – Rsb)Bg)/(Bt – Bob) (I)

Donde Np/N y Rp no se conocen y se determinan por medio de iteraciones.
Procedimiento para aplicar el método:

1.- Numero de intervalos de presión y presiones a trabajar.

2.- Asumir un valor de ∆Np/N

3.- Calcular la producción acumulada de petróleo (Np/N) sumando todos los valores de ∆Np/N

4.- Calcular la saturación de líquido para la presión de interés

Sl = Sw + (1- Sw)(1 – Np/N)*Bo/Bob

5.- Determinar el valor de la relación de permeabilidades (Kg/Ko)

6.- Calcular la Relación Gas-Petróleo instantánea

Ri = Rs + KgoBo/KogBg

7.- Calcular el incremento de la producción de gas

∆Gp/N = ∆Np/N*(Ri(anterior) + Ri(actual))/2

8.- Calcular la producción de gas acumulada para la presión de interés siendo Gp/N la suma de todos los ∆Gp/N

9.- Calcular la relación gas-petróleo de producción Rp

Rp =Gp/Np

10.- Con los valores de Rp y Np/N se sustituyen en la ecuación (I) y si el resultado es aproximadamente 1 (entre 0.99 y 1.01) el procedimiento es correcto y puede pasar al otro intervalo de presión, sino vuelva al paso 2.

11.- Determine Np a partir del Np/N asumido.
Fuentes:
Clases de Ingeniería de Yacimientos II, Escuela de Ingeniería de Petróleo UCV.

Ecuación General de Balance de Materiales

La ecuación general de Balance de materiales se basa principalmente en el principio de conservación de la masa y mediante este e involucra tres aspectos fundamentales que se relacionan con el volumen de petróleo en el yacimiento de la forma que el volumen de petróleo remanente o restante en el yacimiento será igual al volumen de petróleo original o total en el reservorio menos el volumen de petróleo producido.
Imágenes yacimientos

Es importante destacar que se deben cumplir 2 condiciones fundamentales para poder aplicar la ecuación general de balance de materiales:

a.- Debe existir presión uniforme en todo el yacimiento
b.- Todos los fluidos presentes están en equilibrio termodinámico

Antes de definir la ecuación general de balance de materiales es necesario conocer varios términos para conocer el manejo de unidades y su significado:

N [MMBN] = Volumen inicial de petróleo a condiciones estándar


m [adimensional] = Es la relación entre el volumen de gas inicial en la capa de gas y el volumen de petróleo mas su gas disuelto.


Sw [adimensional] = Saturación de agua

Cw [psi^-1] = factor de compresibilidad del agua



Cf [psi^-1] = factor de compresibilidad de la formación


Np [MMBN] = Petróleo producido acumulado a condiciones estándar


Rp [MPCN/BN] = Relación gas-petróleo acumulada


NBoi [MMBY] = Volumen de petróleo y gas en solución a condiciones de yacimiento



mNBoi [MMBY] = Volumen inicial de gas libre en la capa de gas



NRsiBgi [MMBY] = Volumen de gas disuelto en el petróleo



G [MMMPCN] = Volumen total de Gas



Ahora se puede decir que la ecuación de balance de materiales se puede escribir como un elemento a un lado de la expresión denominado “Vaciamiento” que no es más que todo el volumen producido incluyendo crudo, gas y agua y el otro lado de la expresión se desarrolla teniendo en cuenta los diferentes mecanismos de producción existentes en el reservorio, a manera general la ecuación quedaría de la forma:


Vaciamiento= {Expansión del petróleo + gas en solución}
+ {Expansión de gas en la capa de gas}
+ {Expansión del agua connata}
+ {Reducción del volumen poroso}
+ {Influjo de Agua del Acuífero





Ahora desarrollando cada uno de los términos se tiene que:
Vaciamiento será:



Donde Wp es el volumen de agua producido


La expansión del Petróleo + Gas en solución:





La expansión del gas en la capa de Gas:



La expansión del agua connata y reducción del volumen poroso:




Influjo de agua del acuífero:


Ahora reemplazando todos los elementos anteriores nos queda que la ecuación general de balance de materiales para yacimientos de petróleo será:


La ecuación general de balance de materiales permite obtener muchas características del yacimiento así como también es posible mediante modificaciones de los parámetros que la componen obtener otros datos que no se tenían a principio del análisis también partiendo de la data de producción que se obtiene en el pozo.
Algunos de los métodos son:

Método de la línea recta
Propuesto por Van Everginden (1953) y Havlena-Odeh (1963)
Básicamente el método consiste en graficar un grupo de variables en función de otro:
En este caso las variables son:


F = Np(Bo + (Rp – Rs)Bg) + WpBw
Eo = Bo – Boi + (Rsi – Rs)Bg
Eg = Boi(Bg/Bgi – 1)
Efw = Boi((CwSwi + Cf)/(1 - Swi))ΔP


Donde F, Eo, Eg y Efw corresponden al vaciamiento, la expansión del petróleo, gas y de la formación respectivamente.
Ahora reescribiendo la Ecuación General de Balance de Materiales en función de los términos anteriores se obtiene que:


F = NEo + NmEg + N(1+m)Efw + We
F = N[Eo + mEg + (1+m)Efw] + We


Ahora graficando F – We vs. Et (Et= Eo + Eg + Efw) se obtiene una línea recta en donde la pendiente de la misma resulta ser el valor del petróleo original en sitio (N)

Este método puede simplificarse de acuerdo a las características del yacimiento de los cuales se tienen varios casos:
a.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas en solución y compactación del volumen poroso:
en este caso m=0 y We=0 (Volumétrico) entonces:


F = N[Eo + Efw]


b.- Yacimiento Volumétrico, empuje por gas disuelto y capa de gas presente:
Aquí se divide toda la expresión entre Eo (expansión del petróleo) y queda:


F/Eo = N + NmEg/Eo


Donde al graficar se obtiene que el punto de corte es N y la pendiente es el producto de Nm.


c.- Empuje por Agua, gas disuelto y compactación del volumen poroso:


F – We = N[Eo + Efw]


d.- Empuje por Agua, gas disuelto y capa de gas presente:
Similar a la expresión b pero existe We entonces:


(F – We)/Eo = N + NmEg/Eo


e.- Si únicamente existe empuje por agua y gas disuelto:


F/Eo = N + We/Eo


Aquí la pendiente es igual a 1 y el corte con la vertical indica el valor de N.

Índices de producción


La ecuación de balance de materiales se puede modificar de tal manera de poder determinar cuanto contribuye cada mecanismo de producción natural al proceso de empuje de hidrocarburos del yacimiento al pozo, por lo general son 3 los mecanismos de producción más importantes:
1.- Expansión del petróleo y su gas disuelto
2.- Expansión del Gas en la capa de gas
3.- Influjo de Agua.
En algunos casos también se considera el mecanismo de empuje generado por la compactación del volumen poroso pero por lo general suele ser una fracción muy pequeña. Ahora pasando el termino WpBw al otro lado de la expresión (ver ecuación de Balance de materiales materiales mas arriba) y reemplazando Bo + Bg(Rsi – Rs) por Bt la ecuación de balance de materiales queda de la forma:


N(Bt – Bti) + NmBti/Bgi(Bg – Bgi)= Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg)+(We – WpBw)


Ahora dividiendo la ecuación entre Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg) queda:


N(Bt – Bti)/ (Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg)) + NmBti/Bgi(Bg – Bgi)/(Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg)) + (We – WpBw)/(Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg))=1


Y se tiene entonces que el índice de producción por expansión de petróleo y gas disuelto (Io) es:


Io = N(Bt – Bti)/ (Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg))


Índice de producción por expansión del gas


Ig = NmBti/Bgi(Bg – Bgi)/(Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg))

Índice de producción por influjo de agua


Iw = (We – WpBw)/(Np(Bt + (Rp – Rsi)Bg))


Y la relación quedaría
Io + Ig + Iw =1


Fuentes:

Clases de Ingenería de Yacimientos II. Escuela de Ingeniería de Petróleo UCV

Mecanismos de Producción

Los mecanismos de producción corresponden a un conjunto de procesos que actuando en conjunto o separadamente permiten movilizar el hidrocarburo en el yacimiento para asi poder extraerlo y aprovecharlo en superficie.



Los mecanismos de producción se dividen en 2 tipos, Naturales e Inducidos:

Mecanismos de Producción Naturales:

Compresibilidad de roca y fluidos:


Compresibilidad de la roca (formación): Corresponde al cambio de volumen poroso (disminución) con respecto a una diferencia de presión existente ya sea por la perforación de un pozo o disminución de la sobrecarga sobre la formación.

Compresibilidad de los fluidos: como todo fluido real al existir un cambio en la presión del yacimiento existe una expansión o un cambio en el volumen del fluido debido a esta diferencia de presión para los líqu
idos ocurre en menor magnitud que en los gases.

Liberación de gas en solución

En un yacimiento subsaturado todo el gas que existe en el mismo se encuentra disuelto en el petróleo pero a medida que la presión disminuye la cantidad de gas que puede mantenerse en solución también va disminuyendo por lo que esa porción de gas se va liberando y puede llegar a ocurrir que se forme una fase continua compuesta por este gas liberado a tal punto de formar una capa de gas.


Segregación Gravitacional

En aquellos yacimientos con gran espesor o un alto buzamiento existe la posibilidad de que se produzca lo que se conoce como segregación gravitacional ya que por lo general el agua, el petróleo y el gas poseen densidades diferentes, razón por la cual tienden a separarse y formar capas en donde se acumulan cada uno de los elementos en este caso de la forma agua-petróleo-gas.

Empuje por capa de gas

En un yacimiento donde existe una capa de gas por encima de la capa de petróleo al existir un cambio de presión (disminución de la presión) esta capa de gas tiende a expandirse y debido a la característica de los gases de ser muy compresibles esta expansión genera una fuerza de empuje que obliga al petróleo a moverse.

Empuje hidráulico

Generalmente este mecanismo de empuje se presenta cuando existe un acuífero en el yacimiento en donde el volumen de petróleo es reemplazado por agua lo que genera una fuerza constante, siendo este mecanismo de producción uno de los mas efectivos ya que la caída de presión en el yacimiento nos es tan pronunciada, además de que se obtiene un alto factor de recobro del yacimiento.

Mecanismos de Producción Inducidos:

Inyección de Fluidos

Este mecanismo de producción artificial consiste ya sea introducir agua por debajo de la capa de petróleo o gas por encima de la mism
a (o ambos inclusive) con el fin de restablecer parte de la presión en el yacimiento y así lograr que el petróleo se mueva y producirlo.




Gráfico que muestra la eficiencia de cada mecanismo de producción natural (porcentaje de la presión del yacimiento contra eficiencia del recobro como porcentaje del petróleo original en sitio)



Fuentes:

Escobar Macualo, Freddy Humberto; "Fundamentos de Ingeniería de Yacimentos".

Clases de Ingeniería de Yacimentos II, Escuela de Ingeniería de Petróleo UCV.


Parámetros y Pruebas PVT

Parámetros PVT

Los parámetros PVT son un conjunto de valores que permiten relacionar los volúmenes de hidrocarburos presentes en el reservorio a las condiciones de presión y temperatura del mismo con los volúmenes de la misma masa a condiciones normales de presión y temperatura(14,7 lpca y 60°F). Estos parámetros son:

1.- Factor Volumétrico de Formación de Petróleo (βo): Se establece como el volumen de petróleo en barriles a condiciones de presión y temperatura del yacimiento ocupado por un barril de petróleo y su gas en solución a condiciones normales.

Gráfico βo vs. Presión


2.- Factor Volumétrico de Formación de Gas (βg): Se establece como la relación entre el volumen de cierta masa de gas a condiciones de yacimiento entre el volumen de esa masa a condiciones normales.

Gráfico βg vs. Presión



3.- Factor Volumétrico de Formación Total (
βt): Es el volumen en barriles a condiciones normales ocupado por un barril normal de petróleo mas su volumen de gas disuelto a una presión y temperatura cualquiera.

Gráfico βt vs. Presión


4.- Relación Gas en solución-Petróleo (Rs): Este parámetro se puede definir como el volumen de gas (en pies cúbicos) a condiciones normales que pueden disolverse en un barril de petróleo a las mismas condiciones, pero a una determinada presión y temperatura.


Gráfico Rs vs. Presión


5.- Relación Gas Petróleo en Producción (Rp): En este caso se define como el volumen de gas (en pies cúbicos)a condiciones normales producidos entre el volumen de petróleo también a condiciones normales producidos.




Gráfico Rp vs. Presión (En este caso la presión disminuye de izquierda a derecha)

Las gráficas anteriores corresponden a yacimientos de petróleo y se observa en todas un cambio en el comportamiento de la misma despues del punto de burbujeo, ya que es a partir de este punto (a una determinada presión y temperatura que depende de la composición del hidrocarburo) donde se comienza a liberar el gas que está disuelto en el petróleo modificando el comportamiento de las gráficas y generando lo que se llamaría un punto de inflexión en el trazado.

Pruebas PVT


Las pruebas PVT se realizan con la finalidad de conocer las caracteristicas del yacimiento p
ara así poder escoger el método más apropiado de producción y asi como también identificar otros parámetros importantes para la cuantificación y cálculo del volumen de hidrocarburos en el reservorio, existen 2 tipos de pruebas PVT:

a.- Liberación Instantánea o Flash:
En este tipo de prueba la composición total del sistema de estudio permanece constante a lo largo del proceso de disminución de presión.



b.- Liberación Diferencial:
Para este caso la cantidad total de materia va variando a medida que se disminuye la presión, es decir a medida que se va liberando gas dentro del cilindro este se va extrayendo.





Diagrama de Fases de Fluidos en el Yacimiento

Al momento de realizar alguna de las pruebas PVT explicadas anteriormente se puede obtener un diagrama Presión-Temperatura para el yacimiento donde es posible observar de manera mas facil y precisa el comportamiento de los fluidos que allí se encuentran, además de conocer ciertos parámetros que aplicando las tecnicas mas apropiadas de producción permiten obtener el mayor factor de recobro del reservorio.
Un diagrama de fases típico es el que se muestra a continuación:

De allí se pueden observar varios elementos importantes para el estudio de los yacimientos tales como:

a.- Curva de Burbujeo: Conjunto de puntos antes del punto critico que corresponden a valores de presión y temperatura en donde se libera la primera burbuja de gas en el yacimiento (básicamente en yacimientos de petróleo negro).

b.- Curva de Rocío: Conjunto de puntos ubicados despues del punto critico que corresponde a valores de presión y temperatura en donde aparece la primera gota de líquido en el yacimiento donde originalmente era solo gas.

c.- Punto Crítico: Punto donde se unen las curvas de rocío y burbujeo.

d.- Punto Cricondenbárico: Es el punto de máxima presión a la cual existe en equilibrio la fase líquida con la fase gaseosa.

e.- Punto Cricondentérmico: Es el punto de máxima temperatura donde existe equilibrio entre la fase líquida y la fase gaseosa.

f.- Curvas de Isocalidad: Curvas donde existe un porcentaje de líquido constante.

Bajo estas premisas y dependiendo de las caracteristicas de los fluidos presentes en el yacimiento, este se puede clasificar en varios tipos:

1.- Yacimientos de Petróleo:

a.- Yacimientos de Petróleo Negro.(Bajo encogimiento, por lo general Bo<1,5)
b.- Yacimientos de Petróleo Volátil. (Alto Encogimiento, por lo general Bo>1,5)

2.- Yacimientos de Gas:

a.- Yacimientos de Gas Seco.( Temperatura del yacimiento mayor que la temp. cricondentérmica y no hay presencia de petróleo).
b.- Yacimientos de Gas Húmedo.(Temperatura del yacimiento mayor que la temp. cricondentérmica y hay presencia de petróleo).
c.- Yacimientos de Gas Condensado. (Temperatura del yacimiento mayor a la temperatura crítica y menor que la temperatura cricondentermica).

Fuentes:

Clases de Ingeniería de Yacimientos I e Ingeniería de Yacimientos II, Escuela de Ingeniería de Petróleo, Universidad Central de Venezuela

Imágenes tomadas de diversos blogs pertencientes a:

http://www.lacomunidadpetrolera.com
http://3.bp.blogspot.com/_toZVzSIvdZM/SSjxLgn2ZTI/AAAAAAAAAMc/AF3U2eEptQo/s400/Bo2.jpg
http://3.bp.blogspot.com/_VZS47hCFeyM/SbwLCV13P_I/AAAAAAAAABs/FmLXX63IO38/s400/Imagen+2.png
http://2.bp.blogspot.com/_46AqXTLbimQ/SSDNCnHRnDI/AAAAAAAAAFs/zwOeDKJpoug/s400/eeee.JPG
http://1.bp.blogspot.com/_cEVJDZrq_58/SbTgkIACjgI/AAAAAAAAAE8/F4NdRhvXg3A/s400/Blog+2.+Imagen+1.jpg
http://2.bp.blogspot.com/_cEVJDZrq_58/SbTABVqq7hI/AAAAAAAAACs/UK4DzYMgtIs/s400/Blog+2.+Imagen+1.jpg
http://1.bp.blogspot.com/_QoyhOIqFQCs/SPFfk12Gp_I/AAAAAAAAABE/SSvosu3wxWk/s400/escanear0009.jpg
http://4.bp.blogspot.com/_sGuL6WHPHg4/SOFfstBmaSI/AAAAAAAAACQ/8L-rV-HYTxA/s400/liberacion+d.JPG
http://2.bp.blogspot.com/_LoAsy_U93d4/SbxWcmb9E6I/AAAAAAAAABA/Taqwj9UAelA/s320/Dibujo1.jpg