SERVICIO DE TRADUCCION DE DOCUMENTO DEL INGLÉS AL ESPAÑOL
NOMBRE DEL CLIENTE
YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS
DOCUMENTO FUENTE DEL CLIENTE
ASTM D 1298‐99 , Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method
PAGINAS A TRADUCIR
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TIPO DE DOCUMENTO
Norma Técnica de Petróleos
FECHA
16 DIC 2013
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Designación: D 1298 – 99
Una Norma Nacional Americana
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Designación: M nual of Pet roleum Measurement S tandards (M PMS), Capí ulo 9.1 Designación: 1 0/99
M todo de rueba Es ándar para D nsidad, Densidad elativa ( ravedad Específic ), o Grav edad API de Pe róleo Cr do y Pro uctos Lí uido del etróleo or Método de 1 Hidrómetro Esta norma ha sido pub licada bajo la desig nación fija D 1298 , el número inmed iatamente siguiente a la designación i ndica el año de adop ión original o, e el caso de revisi n, el año de la úl tima revisión. Un número entre paré ntesis indica el a o de la última apro ación. Un expone te épsilon ( ) indic un cambio editorial desde la última r evisión o reaproba ión. Esta norma ha sido apr bada para uso po las agencias del Departamento de D fensa. 1
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N
TA –
La Nota de pie 1 y los Documentos Referenciados fuer n corregidos editor ialmente para cumplir con el contrato co junto de norma
AST -API en Octubre d l 2002. Las notas de precaución fueron ovidas editorialme te en el texto de la orma en Octubre de 2002. 2
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N
TA – La Tabla 4 fue
reformateada editorialmente en Octubre del 2003.
1. Alcance
2. Docum entos Referen iados
1.1 Este método de prueba cubr la determinación de laboratorio, usa do un hidrómetro de vidrio, e la densidad, densidad relati a (gravedad específica), o gravedad PI de petróleo crudo, productos del petróleo, o mezclas de prod ctos de petróleo y sin petróleo nor almente manejados como líq idos, con una presión de vapor Rei de 101,325 kPa (14,696 psi) o menor. 1.2 Los valores s e miden en un idrómetro tant a la temperat ra de referencia o a otra temperat ra convenient , y las lectur as corr egidas a la tem eratura de refe encia por medi de las Tablas de Me ición del Petróleo; los valores obtenidos a u a temperatura de refe encia distinta siendo lecturas e hidrómetro y no mediciones de den idad. 1.3 Los valores eterminados co o densidad, d nsidad relativa, o gra edad API se pueden convertir sus valores eq ivalentes en otr as uni ades a temper turas de referencias alternas or medio de l as Tab as de Medición del Petróleo. 1.4 El Anexo 1 contiene un procedimiento para verificar o certificar el equipo ara este métod de prueba. 1.5 Esta norma no pretende bordar todas l as cuestiones e seg usu seg reg
2.1 No mas ASTM: D 97 étodo de Prueb a para Punto de Escurrimiento e Productos del Petróleo2 D 323 Método de Pr ueba Estándar para Presión e Vapor de Productos de Petról eo (Método Reid)2 D 1250 Guía para las ablas de Medici ón del Petróleo D 2500 Método de Pr eba para Punt de Turbidez e Aceites de Petr óleo2 D 311 Método de rueba para P nto de Aparición de Cera Par afinada de Com ustibles Destil dos3 D 405 Práctica para Muestreo Man al de Petróleo y Productos del Petróleo (Capít lo 8.1 de API PMS)3 D 417 7 Práctica par el Muestreo Automático de Petróleo y Productos del Petróleo (Capítulo 8. de API MPM )3 D 5854 Práctica para ezclado y Manipuleo de Muestras Líquidas de Petróleo y Productos del Petr óleo (Capítulo 8.3 de API MPMS)4 E 1 Es ecificación par a Termómetros STM5 E 100 specificación para Hidrómetro ASTM5 2.2 No mas API:6 Capítul o 8.1 de MPM , Muestreo Ma ual de Petróleo y Productos del Petróleo (Práctica ASTM D 405 7) Capítul o 8.2 de MP S, Muestreo Automático de Petróleo y Productos del Petróleo (Práctica A TM D 4177)
ridad, si las ha , asociadas co su uso. Es la re sponsabilidad el rio de esta n orma establec r las práctica s apropiadas e ridad y salud determinar la aplicabilidad d e las limitacion es latorias previa al uso.
1 ste método de prueba está bajo la j risdicción del Comité ASTM D02 so re Prod ctos de Petróleo y ubricantes y el Co ité API de Medición del Petróleo, y es de responsabilidad directa el D02.D02/COM , el Comité conjunto ASTM-API so re Medición Estática del Pet óleo. Edición actual aprobado el 10 de junio de 1999. Publicad en agosto de 19 9. Publicado originalmente como D 1298 - 53. Última edición anterior como D 1298-85 (1990) 1.
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Libro A Libro A 4 Libro A 5 Libro A 3
ual de Normas AST M , Vol 05.01. ual de Normas AST M , Vol 05.02. ual de Normas AST M , Vol 05.03. ual de Normas AST M , Vol 14.03.
6 Publica o como Normas de l Manual de Medición del Petróleo. Disponibles en el Instituto Americano del Petróleo (API), 1220 L St., W, Washington, D 20005.
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de prueba y se deja reposar. Después que se ha alcanzado el equilibrio de temperatura, se lee la escala del hidrómetro, y se toma la temperatura de la porción de prueba. Se reduce la lectura observada en el hidrómetro a la temperatura de referencia por medio de las Tablas de Medición del Petróleo. Si es necesario, se colocan el cilindro del hidrómetro y su contenido en un baño a temperatura constante para evitar excesiva variación de temperatura durante la prueba.
Capítulo 8.3 de MPMS, Mezclado y Manipuleo de Muestras Líquidas de Petróleo y Productos del Petróleo (Práctica ASTM D 5854) 2.3 Normas del Instituto del Petróleo: 7 IP 389 Determinación de temperatura de aparición de cera parafinada (TAC) de combustibles destilados medios por análisis termal diferencial (ATD) o calorimetría de exploración diferencial (CED) Libro de Métodos de Norma IP, Apéndice A, Especificaciones – Termómetros Estándares IP 2.4 Normas ISO:8
5. Importancia y Uso 5.1 La determinación exacta de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API del petróleo y sus derivados es necesaria para la conversión de los volúmenes medidos a volúmenes o masa, o ambos, a las temperaturas estándares de referencia durante la transferencia de custodia. 5.2 Este método de prueba es más idóneo para la determinación de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API de líquidos transparentes de baja viscosidad. Este método de prueba también se puede usar para líquidos viscosos permitiendo suficiente tiempo para que el hidrómetro alcance el equilibrio, y para los líquidos opacos, empleando una corrección de menisco adecuada. 5.3 Cuando se usa en conexión con la medición de petróleo a granel, los errores de corrección de volumen se minimizan observando la lectura del hidrómetro a una temperatura cercana a aquella de la temperatura de petróleo a granel. 5.4 La densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API es un factor que rige la calidad y el precio del petróleo crudo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo no es un indicador seguro de su calidad al menos que se correlacione con otras propiedades. 5.5 La densidad es un indicador de calidad importante para los combustibles automotor, de aviación y de mar, y que afecta su almacenaje, manipuleo y combustión.
ISO 649-1 Material de Vidrio de laboratorio – Hidrómetros de densidad de propósito general – Parte 1: Especificación
3. Terminología 3.1 Definiciones de Términos Específicos a Esta Norma : 3.1.1 densidad, n – La masa de un líquido por la unidad de volumen a 15°C y 101,325 kPa con la unidad de medición estándar siendo el kilogramo por metro cúbico. 3.1.1.1 Debate – Se pueden usar otras temperaturas de referencia, tal como a 20°C, para algunos productos o en algunos lugares. Las unidades de medición menos preferidas; por ejemplo, Kg/L o g/mL aún están en uso. 3.1.2 densidad relativa (gravedad específica), n – la relación de la masa de un volumen de líquido dado a una temperatura específica, a la masa de un volumen igual de agua pura a la misma o diferente temperatura. Ambas temperaturas de referencia serán explícitamente indicadas. 3.1.2.1 Debate – Las temperaturas de referencia comunes incluye 60/60°F, 20/20°C, 20/4°C. El término histórico y obsoleto de gravedad específica todavía se lo p uede encontrar. 3.1.3 gravedad API, n – una función especial de la densidad relativa (gravedad específica) a 60/60°F, representada por: °API = 141,5 / (grav espec 60/60°F) – 131,5
6. Equipos
(1)
6.1 Hidrómetros, de vidrio, graduado en unidades de densidad, densidad relativa, o gravedad API como se requiera, en conformidad con la Especificación E 100 o ISO 649-1, y los requerimientos dados en la Tabla 1. 6.1.1 El usuario debe asegurarse de que los instrumentos que se utilizan para esta prueba se ajustan a los requisitos establecidos más arriba con respecto a los materiales, las dimensiones y los errores de escala. En los casos donde el instrumento sea suministrado con un certificado de calibración emitido por un cuerpo normativo reconocido, el instrumento se clasificará como certificado y se aplicarán las correcciones apropiadas listadas a las lecturas obser-
3.1.3.1 Debate – No se requiere indicación de la temperatura de referencia, debido a que los 60°F están incluidos en su definición. 3.1.4 valores observados, n – los valores observados a otras temperaturas que la temperatura de referencia especificada. Estos valores son lecturas de hidrómetro y no de densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API a la otra temperatura. 3.1.6 punto de escurrimiento, n – la temperatura más baja en la cual una porción de prueba de petróleo crudo o producto de petróleo continuará fluyendo cuando se enfría bajo condiciones especificadas. 3.1.7 temperatura de aparición de cera parafinada (TAC), n – la temperatura en la cual los sólidos cerosos se forman cuando un petróleo crudo o producto de petróleo se enfría bajo condiciones especificadas.
TABLA 1 Hidrómetros Recomendados Unidades
4. Resumen del Método de Prueba 4.1 La muestra se lleva a una temperatura especificada y una porción de prueba se transfiere al cilindro del hidrómetro que ha sido llevado a aproximadamente la misma temperatura. El termómetro apropiado, también a la temperatura similar, se sumerge en la porción
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Densidad, kg/m a 15°C
Densidad relativa (gravedad específica) 60/60°F
Densidad relativa (gravedad específica) 60/60°F API
7 Disponible en el Instituto del Petróleo, 61 New Cavendish St., London, W1M 8AR, UK. 8 Disponible en el Instituto Americano de Normas Nacionales, 11 W 42nd St., 13th floor, New York, NY 10036.
A
Escala
Menisco
Total
Cada Unidad
Intervalo
Error
Corrección
A
A
600 – 1100
20
0,2
±0,2
+0,3
600 – 1100
50
0,5
±0,3
+0,7
600 – 1100
50
1,0
±0,6
+1,4
0,600 – 1,100
0,020
0,0002
±0,0002
+0,0003
0,600 – 1,100
0,050
0,0005
±0,0003
+0,0007
0,600 – 1,100
0,050
0,001
±0,0006
+0,0014
0,650 – 1,100
0,050
0,0005
±0,0005
-1 – +101
12
0,1
±0,1
El intervalo y Error relacionados a la Escala
2
A
Rango
vadas. Los instrumentos que satisfagan los requerimientos de este método de prueba, pero que no están provistos con un certificado de calibración reconocido, serán clasificados como no certificado. 6.2 Termómetros, con rango, intervalos de graduación y error de escala máximos permitidos mostrados en la Tabla 2 y en conformidad con la Especificación E 1 o el Apéndice A de IP. 6.2.1 Se pueden usar dispositivos o sistemas de medición alternos, considerando que la incertidumbre total del sistema calibrado no sea mayor que los termómetros de cristal. 6.3 Cilindro de Hidrómetro , de vidrio transparente, plástico (ver 6.3.1), o metal. El diámetro interno del cilindro será al menos 25 mm mayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura será tal que el hidrómetro apropiado flote en la porción de muestra dejando un espacio de al menos 25 mm entre el fondo del hidrómetro y el fondo del cilindro. 6.3.1 Los cilindros de hidrómetro hechos de materiales plásticos serán resistentes a la descoloración o ataque del material de muestra y no afectarán el material que se analizará. No se harán opacos bajo prolongada exposición a la luz solar directa. 6.4 Baño de Temperatura Constante , si se requiere, de dimensiones tales que pueda alojar el cilindro de hidrómetro con la porción de prueba totalmente sumergida por debajo d e la su perficie del líquido de la porción de prueba, y un sistema de control de temperatura dentro de 0,25°C de la temperatura de prueba en toda la duración de la prueba. 6.5 Barra de agitación , opcional, de vidrio o plástico, aproximadamente 400 mm de longitud.
7.3.1 Petróleo Crudo y Productos del Petróleo Volátiles con una TVR mayor a 50 kPa – Mezcle la muestra en su contenedor original cerrado con el fin de disminuir la p érdida de componentes livianos. NOTA 1 – El mezclado de muestras volátiles en contenedores abiertos llevará a la pérdida de componentes livianos y consecuentemente a afectar el valor obtenido de la densidad.
7.3.2 Petróleo Crudo Parafinado – Si el petróleo tiene un punto de escurrimiento superior a 10°C, o un punto de turbidez o TAC superior a 15°C, caliente la muestra a 9°C encima de su punto de escurrimiento, o 3°C encima de su punto de turbidez o TAC, antes del mezclado. Cuando sea posible, mezcle la muestra en su contenedor original cerrado a fin de disminuir la pérdida de componentes livianos. 7.3.3 Destilados Parafinados – Caliente la muestra a 3°C por encima de su punto de turbidez o TAC antes del mezclado. 7.3.4 Fuel Oils Residuales – Caliente la muestra a su temperatura de análisis antes del mezclado (ver 8.1.1 y Nota 4). 7.4 Se puede encontrar información adicional sobre el mezclado y manipuleo de muestras líquidas en la Práctica D 5854 (Capítulo 8.3 de API MPMS).
8. Procedimiento 8.1 Temperatura de Prueba : 8.1.1 Lleve la muestra a la temperatura de prueba que debe ser tal que la muestra tenga suficiente fluidez pero no tan alto que pueda causar la pérdida de componentes livianos, y ni tan bajo que la porción de prueba tenga una apariencia parafinada.
7. Muestreo
NOTA 2 – La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada por el hidrómetro es más exacto en o cerca de la temperatura de referencia.
7.1 Al menos que ese especifique otra cosa, las muestras de petróleo y productos del petróleo no volátiles serán tomadas de acuerdo a los procedimientos descritos en las Prácticas D 4057 (Capítulo 8.1 de API MPMS) y D 4177 (Capítulo 8.2 de API MPMS). 7.2 Las muestras de petróleo crudo y productos del petróleo volátiles son preferiblemente tomadas de acuerdo a la Práctica D 4177 (Capítulo 8.2 de API MPMS) usando un receptor de muestra de volumen variable (pistón flotante) para disminuir la pérdida de componentes ligeros que pueden afectar la exactitud de la medición de densidad. En la ausencia de este dispositivo, se debe tomar extremos cuidados para disminuir estas pérdidas, incluyendo la transferencia de la muestra a un contenedor enfriado inmediatamente después del muestreo. 7.3 Mezclado de Muestra – podría ser necesario para obtener una porción de prueba representativa de la muestra grande a ser analizada, pero se deberá actuar con precaución a fin de mantener la integridad del muestreo durante esta operación. El mezclado de petróleo y productos del petróleo volátiles que contienen agua o sedimentos, o ambos, o el calentamiento de petróleo crudo o productos del petróleo volátiles podría resultar en la pérdida de componentes livianos. Las siguientes secciones (7.3.1 a 7.3.4) proporcionarán una orientación sobre el mantenimiento de la integridad de muestra.
NOTA 3 – El volumen y densidad, la densidad relativa, y las correcciones API en las Tablas de Medición del Petróleo se basan a partir de la expansión promedio de un número de materiales típicos. Debido a que los mismos coeficientes se usaron para compilar cada uno de los conjunto de tablas, las correcciones hechas sobre el mismo intervalo de temperatura minimizan los errores resultantes de posibles diferencias entre el coeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándares. Este efecto se hace más importante a medida que las temperaturas divergen de la temperatura de referencia. NOTA 4 – La lectura del hidrómetro se obtiene a una temperatura apropiada a las características físico-químicas del material bajo prueba. Esta temperatura es preferentemente cercana a la temperatura de referencia, o dentro de 3°C de temperatura cuando el valor usado en conjunto con la medición de petróleo a granel (ver 5.3).
8.1.2 Para el petróleo crudo, lleve la muestra cerca a la temperatura de referencia o, si hay cera, a 9°C por encima de su punto de escurrimiento o 3°C por encima de su punto de turbidez o TAC, cualquiera sea mayor. NOTA 5 –Para el petróleo crudo, se puede encontrar un indicador del TAC usando la IP 389, con la modificación de usar 50 µL ± 5 µL de muestra. No se ha determinado la precisión del TAC para petróleo crudo usando esta técnica.
9. Verificación o Certificación de Equipos 9.1 Los hidrómetros y termómetros serán verificados en conformidad con los procedimientos en el Anexo A1.
TABLA 2 Termómetros Recomend ados Escala
Rango
Intervalo de Graduación
Error de Escala
°C
-1 – +38
0,1
±0,1
°C
-20 – +102
0,2
±0,15
°F
-5 – +215
0,5
±0,25
10. Procedimiento 10.1 Lleve el cilindro de hidrómetro y el termómetro a aproximadamente 5°C de la temperatura de prueba. 10.2 Transfiera la muestra a un cilindro de hidrómetro limpio y térmicamente estabilizado, sin salpicar al verter, con el de evitar la formación de burbujas de aire, y disminuir la evaporación de los
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constituyentes de punto de ebullición bajo de muestras más volátiles. (Advertencia – Extremadamente inflamable. Los vapores pueden causar inflamación repentina!)
10.12.1 Para líquidos transparentes, registre la lectura del hidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la cual la superficie principal del líquido corta la escala fijando la mirada ligeramente debajo del nivel del líquido y levantando lentamente hasta que la superficie, primero visto como una elipse distorsionada, comienza a parecerse a una línea recta que corta la escala del hidrómetro (ver Fig. 1). 10.12.2 Para líquidos opacos, registre la lectura del hidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la cual la muestra se levanta, observando con el ojo ligeramente por encima del plano de la superficie del líquido (ver Fig. 2). 10.13 Inmediatamente después de registrar la lectura de escala del hidrómetro, cuidadosamente levante el hidrómetro fuera del líquido, inserte el termómetro o el dispositivo de medición de temperatura y agite la porción de prueba verticalmente con una barra de agitación. Registre la temperatura de la porción de prueba al 0.1°C más cercana. Si esta temperatura difiere de la lectura anterior (10.6) por más de 0,5°C, repita las observaciones del hidrómetro y las observaciones del termómetro hasta que la temperatura se vuelve estable dentro de 0,5°C. Si no se puede obtener una temperatura estable, coloque el cilindro de hidrómetro en un baño de temperatura constante y repita el procedimiento desde 10.5.
10.3 Transfiera las muestras altamente volátiles por sifonado o desplazamiento de agua. ( Advertencia – El sifonado por vía oral podría resultar en ingesta de la muestra!) 10.3.1 Muestras que contengan alcohol u otros materiales solubles al agua deberían colocarse al cilindro por sifonado. 10.4 Retire cualquier burbuja de aire formada después que se aglomeran en la superficie de la porción de prueba, tocándolos con un pedazo de papel filtro limpio, antes de insertar el hidrómetro. 10.5 Coloque el cilindro que contiene la porción de prueba en una posición vertical en un lugar libre de corrientes de aire y donde la temperatura del medio ambiente no cambie más de 2°C durante el tiempo que lleva para completar la prueba. Cuando la temperatura de la porción de prueba difiera por más de 2°C del ambiente, utilice un baño de temperatura constante para mantener una temperatura uniforme en toda la duración de la prueba. 10.6 Inserte el termómetro apropiado o un dispositivo de medición de temperatura y agite la porción de prueba con la barra de agitación, usando una combinación de movimientos verticales y rotacionales para asegurar una temperatura uniforme y densidad en el cilindro de hidrómetro. Registre la temperatura de la muestra al 0,1°C más cercano y retire al termómetro/dispositivo de medición de temperatura y la barra de agitación del cilindro de hidrómetro. NOTA 6 – Si se usa un termómetro de vidrio, este se usa comúnmente como la barra de agitación.
10.7 Sumerja el hidrómetro apropiado en el líquido y suéltelo cuando está en una posición de equilibrio, cuidando de evitar humedecer el vástago por encima del nivel donde flota libremente. Para líquidos transparentes de baja viscosidad o translúcidos observe la forma del menisco cuando se presiona el hidrómetro por debajo del punto de equilibrio aproximadamente 1 a 2 mm y se permite que retorne al equilibrio. Si el menisco cambia, limpie el vástago del hidrómetro y repita hasta que la forma del menisco permanezca constante. 10.8 Para líquidos viscosos y opacos, permita que el hidrómetro se asiente lentamente en el líquido. 10.9 Para líquidos transparentes de baja viscosidad o translúcidos, empuje hacia abajo el hidrómetro aproximadamente dos divisiones de escala, y luego suéltelo, impartiendo un ligero giro al hidrómetro en la liberación para llevarlo a permanecer flotando libremente de las paredes del cilindro de hidrómetro. Asegure que el resto del vástago del hidrómetro, que está por encima del nivel de líquido, no esté humedecido por que el líquido en el vástago afecta la lectura obtenida. 10.10 Deje suficiente tiempo para que el hidrómetro descanse, y para que todas las burbujas de aire lleguen a la superficie. Retire cualquier burbuja antes de tomar la lectura (ver 10.4). 10.11 Si el cilindro de hidrómetro está hecho de plástico, disipe toda carga estática limpiando el exterior con un paño húmedo. (Advertencia – Las cargas estáticas a menudo se forman en los cilindros de plástico y podrían impedir que el hidrómetro flote libremente.) 10.12 Cuando el hidrómetro ha llegado a descansar flotando libremente lejos de las paredes del cilindro, lea la lectura de la escala del hidrómetro a la división de un quinto de escala total más cercana en conformidad con 10.12.1 o 10.12.2.
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(2)
donde: lectura de hidrómetro a la temperatura de referencia, r °C, y ρ t = lectura de hidrómetro en la escala del hidrómetro cuya temperatura de referencia es t °C. 11.5 Convierta la lectura corregida de escala del hidrómetro a densidad, densidad relativa o gravedad API usando las partes apropiadas de las Tablas de Medición del Petróleo referenciadas en la Guía D 1250 en conformidad con la naturaleza de los materiales bajo prueba. La Tabla 3 proporciona más ejemplos de los números de tabla relevantes en las Tablas de Medición del Petróleo. ρ r
=
11.5.1 El procedimiento estricto y correcto para la conversión es utilizar los procedimientos de implementación en computadora en las Tablas de Medición del Petróleo y no las tablas impresas. Si se usan las tablas impresas, asegúrese de usar en la versión todas las erratas descubiertas desde la publicación original. Las tablas incluyen las correcciones de expansión y contracción para hidrómetros de vidrio sodocálcicos sobre el rango de temperatura, y por tanto la lectura de hidrómetro observada se agrega directamente después de la corrección (11.2-11.4) conforme sea necesario. 11.5.2 Para convertir densidades expresadas en kg/m3 a densidad expresadas en g/mL o kg/L, divida por 103. 11.5.3 Para convertir las lectura de hidrómetro de una unidad a otra, las Tablas 51 (densidad a 15°C), 21 (densidad relativa a 60/60°F) o 3 (gravedad API), referenciadas en la Guía D 1250, son apropiadas.
12. Reporte 12.1 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por metro cúbico, a la temperatura de referencia, al 0,1 kg/m 3 más cercano. 12.2 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por litro o gramos por mililitro a la temperatura de referencia, al 0,0001 más cercano.
10.14 Si la temperatura de prueba es mayor a 38°C, deje que todos los hidrómetros, del tipo bolas de plomo en cera, se drenen y se enfríen en una posición vertical.
12.3 Reporte el valor final como densidad relativa, sin dimensiones, a las dos temperaturas de referencia, al 0,0001 más cercano.
11. Cálculo 11.1 Aplique cualquier corrección de termómetro pertinente a la lectura del termómetro observada en 10.6 y 10.13 y registre el promedio de esas dos temperaturas al 0,1°C más cercano.
12.4 Reporte el valor final como gravedad API al 0,1° API más cercano.
11.2 Para muestras opacas, aplique cualquier corrección de menisco dada en la Tabla 1 a la lectura del hidrómetro observada (10.12.2) por la razón que los hidrómetros son calibrados para ser leídos en la sup erficie principal del líquido.
13. Precisión y Sesgo 13.1 Precisión – La precisión del método conforme se determinó por examinación estadística de resultados interlaboratorio es como sigue a continuación:
NOTA 8 – La corrección de menisco, para un hidrómetro particular en uso, se determina por la observación de la altura máxima por encima de la superficie principal del líquido en la cual el líquido se levanta sobre la escala del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión se sumerge en un líquido transparente con una tensión superficial similar a aquella de la muestra bajo análisis. Para los hidrómetros especificados en este método de prueba, las correcciones en la Tabla 1 son aproximadas.
13.1.1 Repetibilidad - La diferencia entre dos resultados de prueba, obtenidos por el mismo operador con el mismo equipo bajo condiciones operativas constantes en material de prueba idéntico, superaría a largo plazo, y en operación normal y correcta de este método de prueba, los valores en la Tabla 4 sólo en un caso de veinte.
11.3 Aplique cualquier corrección de hidrómetro a la lectura observada y registre la lectura de escala de hidrómetro corregida al 0,1 kg/m3 en densidad, 0,0001 g/mL, kg/L o densidad relativa, o 0,1° API más cercana.
TABLA 3 Ejemplo de Números de Tabla TMP Material
11.4 Si el hidrómetro ha sido calibrado a una temperatura distinta a la temperatura de referencia, use la ecuación de abajo para corregir la lectura de escala del hidrómetro:
Petróleo Crudo
5
Densidad a 15°C Densidad a 20°C Densidad Relativa 3 3 kg/m kg/m a 60/60°F 53A
°API
59A
23A
5A
Productos del petróleo
53B
59B
23B
5B
Aceites lubricantes
53D
59D
⎯
5D
TABLA 4 Valores de Precisió n
13.1.2 Reproducibilidad – La diferencia entre dos resultados de prueba simples e independientes obtenidos por diferentes operadores trabajando en diferentes laboratorios en un material de prueba idéntico, superaría a largo plazo, y en operación normal y correcta de este método de prueba, los siguientes valores sólo en un caso de veinte. 13.2 Sesgo – El sesgo para este método de prueba no ha sido determinado. Sin embargo, no debería haber sesgo en mediciones absolutas, si la calibración del hidrómetro y el termómetro son trazables a las Normas Internacionales, tales como las suministradas por el Instituto Nacional de Normas y Tecnología.
Producto: Líquidos Transparentes de Baja viscosidad Rango de Temperatura, °C (°F)
Unidades
Densidad
-2 a 24,5 (29 a 76)
Densidad Relativa Gravedad API
Parámetro
Repetibilidad
Reproducibilidad
Kg/m kg/L o g/mL
0,5 0,0005
1,2 0,0012
-2 a 24,5 (29 a 76)
NINGUNA
0,0005
0,0012
(42 a 78)
°API
0,1
0,3
3
Producto: Líquidos Opacos Rango de Temperatura, °C (°F)
Unidades
Densidad
-2 a 24,5 (29 a 76)
Densidad Relativa Gravedad API
Parámetro
Repetibilidad
Reproducibilidad
Kg/m kg/L o g/mL
0,6 0,0006
1,5 0,0015
-2 a 24,5 (29 a 76)
NINGUNA
0,0006
0,0015
(42 a 78)
°API
0,2
0,5
3
14. Palabras clave 14.1 gravedad API; petróleo crudo; densidad; hidrómetro; Tablas de Medición del Petróleo; productos del petróleo; densidad relativa; gravedad específica
ANEXOS (Información Obligatoria) A1. EQUIPOS A1.1 Verificación y Certificación del Equipo
A1.1.2 Termómetros, serán verificados a intervalos de no más de seis meses en conformidad con las especificaciones. Es adecuado una comparación a un sistema referenciado de medición de temperatura trazable a una norma internacional, o una determinación del punto de congelación.
A1.1.1 Hidrómetros, serán certificados o verificados. La verificación será por comparación con un hidrómetro certificado (ver 6.1.1) o por el uso de un material de referencia certificado (MRC) específico para la temperatura de referencia usado. A.1.1.1.1 La escala del hidrómetro será correctamente colocada dentro del vástago del hidrómetro en función a la marca de referencia. Si la escala se ha movido, rechace el hidrómetro.
La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales no toma posición respecto a la validez de cualquier derecho de patente relacionado con cualquier artículo mencionado en esta norma. Los usuarios de esta norma están expresamente avisados de que la determinación de la validez de cualquier derechos de patente, y el riesgo de violación de dichos derechos, son enteramente su propia responsabilidad. Esta norma está sujeta a revisión en cualquier momento por el comité técnico responsable y debe ser revisado cada cinco años, y si no es revisada, debe ser aprobado de nuevo o retirarse. Los invitamos a realizar comentarios para la revisión de esta norma o para normas adicionales y deberán dirigirse a la sede de la ASTM. Sus comentarios serán atentamente examinados en una reunión del comité técnico responsable, a la que usted puede asistir. Si usted siente que sus comentarios no han recibido una audiencia justa, puede presentar sus puntos de vista a la Comisión de Normas de la ASTM, a la dirección que se muestra abajo. Esta norma es propiedad intelectual de ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959, Estados Unidos. Se pueden obtener copias (simples o múltiples) de esta norma contactando a ASTM en la dirección de arriba o al 610-832-9585 (teléfono), 610-832-9555 (fax), o
[email protected] (e-mail), o por medio del sitio web de la ASTM (www.astm.org).
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DICCIONARIO DE TRADUCCIÓN DE DOCUMENTO Los siguientes vocablos en inglés fueron traducidos a su significado en español más apropiado dentro el contexto de la línea o párrafo o sección del documento fuente.
accuracy = exactitud, a veces como precisión. apparatus = equipo, aparato, instrumento, sistema. bulk oil measurement = medición de petróleo a granel, es decir, en cantidades. cloud point = punto de turbidez o enturbamiento, es la temperatura de un líquido en la cual los sólidos d isueltos no son más completamente solubles, precipitando una segunda fase dando al fluido una apariencia turbia.
CRM (del inglés Certified Reference Material ) = equivale a MRC (Material de Referencia Certificado) custody transfer = transferencia de custodia, transacción comercial de prod uctos hidrocarburíferos, denominada transferencia de custodia o medición fiscal.
DSC (del inglés Differential Scanning Calorimetry ) = equivale a CED (Calorimetría de Exploración Diferencial). DTA (del inglés Differential Thermal Analysis ) = equivale a ATD (Análisis Termal Diferencial). ice point = punto de congelación Petroleum Measurement Tables = Tablas de Medición del Petróleo, son tablas publicadas en normas del volumen MPMS del Instituto Americano del Petróleo (API).
pour point = punto de escurrimiento, es la temperatura más baja donde un líquido se vuelve semisólido y pierde sus características de fluidez. RVP (Reid Vapor Pressure) = TVR (Tensión o presión de Vapor Reid). soda-lime glass = vidrio sodocálcico o de silicato sodocálcico. standard = (sust.) norma, documento técnico homologado. (sust.) patrón, material de referencia con trazabilidad a sus patrones fuentes, utilizado para verificación y calibración de instrumentos de medición. (verb.) estándar.
test = prueba o análisis WAT (del inglés Wax Appearance Temperatura ) = equivale a TAC (Temperatura de Aparición de Cera parafinada), véase wax appearance point para mayores detalles.
wax appearance point = punto de aparición de cera parafinada, es la temperatura donde el primer cristal de cera parafianda comienza a formarse, por el enfriamiento de líquido de hidrocarburo.
waxy = parafinado, o de aspecto ceroso o cera parafinada.
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