Se presenta una técnica operativa y de cálculo que permite estimar el comportamiento termodinámico de petróleos negros en reservorio, a partir de muestras simples obtenidas en boca de pozo. Utilizando un recipiente especialmente diseñado para ese fin, es posible obtener una muestra que contiene petróleo atmosférico y parte del gas asociado, durante los ensayos de producción, sin interferir con las operaciones habituales. En el laboratorio se determinan cromatográficamente las composiciones del petróleo atmosférico y del gas entrampado en el recipiente y se realizan todas las mediciones experimentales de rutina sobre el petróleo atmosférico (densidad, peso molecular, curva de viscosidad vs. temperatura, tensión interfacial, etc.). Utilizando una extensa base de datos de estudios PVT experimentales, se ajustó una metodología de cálculo que, mediante un simulador termodinámico basado en constantes de equilibrio, permite estimar con un grado de exactitud adecuado, el comportamiento termodinámico para reservorios de petróleo negro con una RGP moderada (no mayor a 150 m3/m3). En este trabajo se presenta la comparación entre los resultados obtenidos en estudios PVT convencionales y los generados mediante esta nueva técnica simplificada. Se presenta también el análisis estadístico previo con el que se realizó el ajuste del simulador termodinámico para esta técnica. Gracias a la simplicidad de esta metodología se abre la posibilidad de contar con datos termodinámicos razonablemente confiables, en escenarios en los que habitualmente no se realizarían estudios PVT. Aunque la técnica fue diseñada especialmente para caracterizar niveles productivos individuales, en sistemas multicapa de la cuenca del Golfo San Jorge, y resulta más representativa con petróleos viscosos, también se incluye una adaptación para sistemas de petróleo liviano.