Designación: D287 – 12b
Método de Prueba Estándar para Gravedad API del Petróleo y Productos de Petróleo (Método (Método del Hidróm Hidróm etro) 1 Esta norma es emitida bajo la designación fija D287; D287; el número inmediatame inmediatamente nte después de la designación designación indica el año de aprobación ón srcinal o, en caso de revisión, revisión, el año de la última última revisión. Un número número entre entre paréntesis indica indica el año de reaprobación reaprobación indicaun cambioedito cambioeditoria riall desde desde la últimarevis últimarevisióno ióno reapro reaprobac bación ión.. pasado. Un superíndice epsilon (ε) indicaun
1. Alcance* Alcance*
uso. Es responsabili responsabilidad dad del usuario de esta norma establecer establecer prác prácti tica cass apro apropi piad adas as de segur segurid idad ad y salu salud d y dete determ rmin inar ar la aplica aplicabil bilida idad d de las limita limitacio ciones nes reglam reglament entari arias as antes antes de su uso. Para declaración de advertencia específica, ver 8.3.
1.1 Este Este mét método odo de prueba prueba cubre cubre la determ determina inació ción n por medio med io de un hidróm hidrómetr etro o de vidrio vidrio junto junto con con una serie de cálcul cálculos os de la graved gravedad ad API API en en pet petról róleo eo y produc productos tos del petróleo petróleo manej manejados ados normalmente normalmente como como líquidos líquidos y tenie teniendo ndo una una pres presió ión n de vapo vaporr Reid Reid (Mét (Métod odo o de Prue Prueba ba D32 D323) 3) de 101. 101.32 325 5 kPa kPa (14. (14.69 696 6 psi) psi) o me meno nos. s. Las Las grav graved edad ades es son son determinadas determinadas a 60°F 60°F (15.56°C) (15.56°C),, o convertidas convertidas a valores valores a 60°F, mediante mediante el complemento complemento de la guía D1250 D1250 de las las tablas de medición medición de petróleo petróleo (API MPMS Capítu Capítulo lo 11.1). Esta Estass tabl tablas as no son son apli aplica cabl bles es a no hidr hidroc ocar arbu buro ross o hidroc hidrocarb arburo uross esenci esencialm alment ente e puros puros como como los los compue compuesto stoss aromáticos. 1. 1.2 2 Los Los valo valore ress inic inicia iale less ob obte teni nido doss son son las las lect lectur uras as de dell hidrómetro hidrómetro no corregid corregidos os y no medidas medidas de la la densidad densidad.. Lo Loss valore valoress se miden miden en un hidr hidróme ómetro tro a la temper temperatu atura ra de refere referenci ncia a o a otra otra temper temperatu atura ra conven convenien iente, te, y las lectur lecturas as
2. Documen Documento to s de Referencia Referencia 2.1 Normas Normas ASTM: 2
D323 Método de Prueba para Presión de Vapor de Productos del Petróleo (Método Reid) D1250 D1250 Guía Guía para para el Uso Uso de las Tablas Tablas de Medic Medición ión de Petróleo D1298 Método de Prueba para Densidad, Densidad Relativa, o Gravedad Gravedad API API de Petróleo Petróleo Crudo Crudo y Productos Productos Líquid Líquidos os del Petról Petróleo eo por el Método Método del Hidró Hidrómet metro ro D6822 Método de Prueba para Densidad, Densidad Relativa, y Graved Gravedad ad API de Petró Petróleo leo Crudo Crudo y Produc Productos tos Líquid Líquidos os del
corregidas correg el efecto delde menisco, meni el efecto decalibración expansión expansió n térmica térmicaidas delpor vidrio, efectos efectos la sco, temperatura temper atura de calibr ación altern alternati ativo vo y a la temper temperatu atura ra de refe referen rencia cia por por med medio io de tablas de corrección corrección del volumen. volumen. 1. 1.3 3 Las Las lect lectura urass del del hidró hidróme metr tro o dete determ rmin inad adas as debe deberá rán n registrarse registrarse antes de realizar realizar cualqu cualquier ier cálculo. cálculo. Entonces Entonces los cálc cálcul ulos os requ requer erid idos os en la la secc secció ión n 9 serán serán real realiz izad ados os y docume documenta ntados dos antes antes de uti utiliz lizar ar el result resultado ado fina finall en un proced procedimi imient ento o de cálcul cálculo o poster posterior ior (cálcu (cálculo lo de entrad entrada a de medida,, cálculo medida cálculo del factor de medido medidor, r, o la determi determinación nación del volumen demostrador de base). 1.4 Los valores valores indicados indicados en unidad unidades es pulgad pulgada-libr a-libra a deben consid considera erarse rse como como los estánd estándare ares. s. Los Los valore valoress dad dados os en paréntesis paréntesis son conversione conversioness matemáticas matemáticas a unidade unidadess SI se se prop propor orci cion onan an únic únicam amen ente te para para info inform rmac ació ión n y no se consideran estándar. 1. 1.5 5 Est Esta a nor norma ma no pret preten ende de ab abor orda darr tod odas as las las precauciones precauciones de seguridad, seguridad, si los los hay, asociados asociados con su
Petróleo Petról eo ecific por el Método Mé todo del Termoh idrómetro tro Líquido E1 Especi Esp ficaci acione ones s para par a Termohidróme Termóme Termómetro tross de Líquido-en -en-Vi -Vidri drio o ASTM E100 Especificaci Especificaciones ones para para Hidrómetros Hidrómetros ASTM
2.2 Normas Normas IE: 3
Especificaci Especificaciones ones para Termómetros Termómetros Estándar Estándar IP Especificaci Especificaciones ones IP para Hidrómetros Hidrómetros de Petróleo Petróleo
2.3 Normas Normas API: 4
MPMS Capítu Capítulo lo 9.1. Método Método de Prueba para Densidad, dad, Densidad Densidad Relativ Relativa, a, o Gravedad Gravedad API API de Petróleo Petróleo Crudo Crudo y Productos Productos Líquid Líquidos os del Petróleo Petróleo por el Método Método del del Hidrómetro Hidrómetro (Método (Método de Prueba ASTM D1298) MPMS Capítu Capítulo lo 9.3. Método Método de Prueba para Densidad, dad, Densidad Densidad Relativ Relativa, a, y Gravedad Gravedad API de de Petróleo Petróleo Crudo Crudo y Prod Produc ucto toss Líqu Líquid idos os del del Petr Petról óleo eo por por el Méto Método do del del Termohidrómetro (Método de Prueba ASTM D6822) MPMS MPMS Capí Capítu tulo lo 11. 11.1. 1. Fac Facto tore ress de Cor Corre recc cció ión n de Temperatura Temperatura y Presión Presión de Volumen Volumen para Aceites Aceites Crudos 2
1 Este método de prueba está bajo la jurisdicción del Comité ASTM D02 sobre Productos Productos del Petróleo Petróleo y Lubricantes, y el Comité API para Medición Medición
del Petróleo, Petróleo, y es responsabilidad responsabilidad directa del Subcomité D02.02 D02.02 / COMQ, la Comisión conjunta ASTM – API de Hidrocarburos Hidrocarburos para medición medición de transferencia de custodia (Conjunto ASTM – API). Edición actual aprobada el 01 de Junio del 2012. Publicado en Octubre del 2012. Originalmente Originalmente aprobado en 1928. Última edición anterior aprobado en 2012 como D287-12a. DOI: 10.1520/ D0287-12B. * Unresume Unresumen n dela secc secció ión n
3 4
Para los estándares de ASTM que que se hace referencia, referencia, visite el sitio web de la ASTM, www.astm.o www.astm.org, rg, o contacto contacto con servici servicio al cliente cliente de ASTM ASTM
[email protected].
[email protected] g. resumen Libro anual de normas volumen volude men información, información, consulte página de del documento documen to delASTM estándar ASTM. Disponible en Instituto de Energía. Energía. 61 News Cavendish St., Londres, Londres, WIG 7AR, Reino Unido, http://w ww.energyinst.org. Disponible de American American Petroleum Petroleum Institute (API), 1220 L. St., NW, Washin Washin ton, ton, DC DC 20005-4 20005-407 070, 0, htt ://www.a ://www.a i.or .
decambio decambios s apar aparec ece e al final deesta deesta norm norma a 1
Generalizados, Productos Refinados, y Aceites Lubricantes (Adjunta la Norma ASTM D1250) 2.4 ASTM Adjuntos:
Complemento de Guía D1250 para las Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1)5 3. Terminología 3.1 Definiciones 3.1.1 Gravedad API, n – una función especial de la densidad
relativa 60/60°F (15.56/15.56°C), representada por:
°API = [141.5/ (densidad relativa 60/60°F) 131.5 –
(1)
Ninguna desde declaración temperatura de referencia es necesaria, 60°F sede incluye en la definición. 3.1.2 Lectura del hidrómetro, n – el punto en la escala del hidrómetro en el cual la superficie del líquido corta la escala. 3.1.1.2 Discusión – En la práctica para líquidos trasparentes se puede determinar fácilmente alineando la superficie del líquido en ambos lados del hidrómetro y la lectura de la escala del hidrómetro donde estas lecturas superficie cortan la escala (Lectura del Hidrómetro – Observado). Para líquidos no transparentes el punto en que la superficie del líquido corta la escala del hidrómetro no puede determinarse directamente y requiere una corrección (corrección del menisco). El valor representado por el punto (lectura del menisco) en la que la muestra líquida se eleva por encima de la superficie principal del líquido restado del valor representado por donde la superficie principal del líquido corta la escala del hidrómetro es la cantidad de la corrección o corrección de menisco. Esta corrección de menisco es documentada y luego restado del valor representado por la lectura del menisco para producir la lectura del hidrómetro corregido para el menisco (Lectura del Hidrómetro – Observado, Menisco Corregido). 3.1.4 Gravedad Específica, n – término histórico, ya no se usa, que ha sido sustituido por la densidad relativa. 4. Resumen del Método del Prueba
4.1 Este método de ensayo se basa en el principio de que la gravedad de un líquido varía directamente con la profundidad de inmersión de un cuerpo flotante en ella. El cuerpo flotante, que está graduado en unidades de gravedad API en este método de ensayo, se llama hidrómetro API. 4.2 La gravedad API se lee observando el hidrómetro API libremente flotante y observando la graduación más cercana a la aparente intersección de la superficie del plano horizontal del líquido con la escala vertical del hidrómetro, después de haber alcanzado el equilibrio de temperatura. La temperatura de la muestra se lee en un termómetro ASTM preciso separado en la muestra. 4.3 La lectura del hidrómetro observado es corregida para el efecto del menisco, el efecto de expansión térmica del vidrio, efectos de la temperatura de calibración alternativa y se reduce a la temperatura de referencia por medio de las tablas de corrección de volumen. Si es necesario, el cilindro del hidrómetro su contenido se lacoloca en deuntemperatura baño de temperatura yconstante para evitar variación excesiva durante la prueba. 5
Disponible en la sede internacional de ASTM. No adjunto. ADJD1250. Adjunto srcinal producido en 1983.
5. Significado y Uso
5.1 La determinación precisa de la gravedad del petróleo y sus productos es necesario para la conversión de volúmenes medid os a volúmenes a la temperatura estándar de 60°F (15.56°C). 5.2 Este procedimiento es el más adecuado para determinar la gravedad API de líquidos transparentes de baja viscosidad. Este método de prueba puede utilizarse también para líquidos viscosos permitiendo tiempo suficiente para que el hidrómetro alcance equilibrio de temperatura, y para líquidos opacos mediante el empleo de una corrección de menisco adecuado. Adic ionalmente para líquidos transparentes y opacos las lecturas deberán corregirse por el efecto de expansión térmica del vidrio antes de corregir a la temperatura de referencia. 5.3 Cuando se utiliza en relación con las medidas de aceite de granel, los errores de corrección de volumen se minimizan mediante la observación de la lectura del hidrómetro a una temperatura cerca de la temperatura de referencia como sea posible. 5.4 La gravedad es un factor determinante de la calidad de los crudos. Sin embargo, la gravedad de un producto de petróleo es un indicio seguro de su calidad. Correlacionando con otras propiedades, la gravedad puede utilizarse para dar la composición aproximada de hidrocarburos y el calor de combustión. 5.5 La gravedad es un indicador importante de la calidad para automoción, combustibles de aviación y marina, donde afecta el almacenamiento, manipulación y combustión. 6. Aparatos
6.1 Hidrómetros, de vidrio, graduados en grados API que se enumeran en la Tabla 1 y conforme a la Especificación E100. 6.1.1 El usuario debe comprobar que los instrumentos utilizados para este método cumplen con los requisitos establecidos con En respecto los materiales, dimensiones y errores dearriba escala. casosa donde el instrumento está provisto de un certificado de calibración emitido por un organismo de normalización reconocido, el instrumento se clasifica como certificado y las correcciones apropiadas para el efecto del menisco, el efecto de expansión térmica del vidrio, y efectos de la temperatura de calibración alternativa se aplicará a las lecturas observadas antes de las correcciones. Los instrumentos que satisfagan los requisitos de este método de prueba, pero que no cuentan con un certificado de calibración reconocido, se clasifican como no certificados. 6.2 Termómetros, con un rango de -5 a +215°F y conforme a los requisitos para Termómetro 12F según lo prescrito en la Especificación E1 o Termómetro 64F de la Especificación para Termómetros Estándar IP. TABLA 1 Escala de Hidró metros Disponi bles, Grados API
Designación
Tipo
Rango API, grados Serie Total
Cada Unidad
Escala División Error
1H a 10 H largo sencillo -1 a 101 12 21H a 40 H corto sencillo 0 a 101 6 51H a 60 H termohidrómetro -1 a 101 12 71H a 74 H termohidrómetro -1 a 41 12 A termohidrómetro 15 a 51 8 A Termohidrómetroscon rango de ocho gradosestán disponibles.
2
0. 1 0.1 0.1 0.1
0.1 0.2 0.1 0.1
6.2.1 Equipos o sistemas de medición alternos pueden ser usados, siempre y cuando la incertidumbre total del sistema de calibrado no es mayor que cuando se utilizan termómetros de líquido - en - vidrio. Nota 1 – Termómetro de Gravedad ASTM 12F tiene subdivisiones 0.5°F y el error de escala permitida 60.25°F. 6.2 Hidrómetro Cilindro, de cristal, plástico o metal (ver 6.3.1). El diámetro interior del cilindro deberá ser al menos 25mm mayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura deberá ser tal que el hidrómetro apropiado flota en la porción de prueba con al menos 25mm de espacio entre la parte inferior del hidrómetro y la parte inferior del cilindro. 6.3.1 Hidrómetros cilindros construidos con materiales plásticos deben ser resistentes a la decoloración o ataque por parte de las muestras de aceite y no afectará el material sometido a prueba. No podrán opacar bajo exposición prolongada a la luz solar. 7. Temperatura de prueba
7.1 La gravedad determinada por el método del hidrómetro es más precisa en o cerca de la temperatura estándar de 60°F (15.56°C). Utilice esta o cualquier otra temperatura entre 0 y 195°F (-18 y +90°C) para la prueba, la medida es consistente con el tipo de muestra y condiciones límites que se muestra en la Tabla 2. 8. Procedimiento
8.1 Para la prueba de referencia, utilice la forma larga llanura del hidrómetro (1H a 10H). Para las pruebas de campo, utilice el método termohidrómetro en Método de Prueba D6822 (API MPMS Capítulo 9.3). 8.2 Ajuste la temperatura de la muestra según la Tabla 2. Para pruebas de de las campo, puedenen utilizarse de cilindro ensayo distintas enumeradas la Tablatemperaturas 2. El hidrómetro será aproximadamente la misma temperatura que la muestra a ser examinada. 8.3 Transfiera la muestra en el hidrómetro cilindro limpio sin salpicar, para evitar la formación de burbujas de aire y para reducir al mínimo la evaporación de los componentes de bajo punto de ebullición en las muestras más volátiles. (Advertencia – extremadamente inflamable. Los vapores pueden causar un incendio). Para las muestras más volátiles, transfiera al hidrómetro cilindro con un sifón. (No comience a succionar con la boca). Use un bulbo aspirador de goma. Eliminar cualquier burbuja de aire formada, después de que han depositado en la superficie de la muestra, tocándolos con un trozo de papel filtro limpio u otros medios adecuados antes de i ntroducir el hidrómetro. Para las pruebas de campo hacer la medición de
gravedad directamente en el ladrón de muestra. Coloque el cilindro que contiene la muestra en posición vertical en un lugar libre de corrientes de aire. Tomar precauciones para evitar que la temperatura de la muestra cambie apreciablemente durante el tiempo necesario para completar la prueba. Durante este periodo, la temperatura del medio circundante no debe cambiar más de 5°F (2°C). 8.4 Inserte el hidrómetro suavemente dentro de la muestra y cuando se ha estabilizado, presiónelo, acerca de dos divisiones de escala y libérelo; mantenga el resto del vástago seco, liquido innecesario en el vástago cambia el peso efectivo del instrumento, y eso afecta a la lectura obtenida. Con muestras de baja viscosidad, impartir un ligero giro al instrumento en la liberación asiste para llevarlo al descanso, flotando libremente lejos de las paredes del cilindro del hidrómetro. Permita suficiente tiempo para que el hidrómetro este completamente estacionario y para que todas las burbujas salgan a la superficie. Esto es particularmente necesario, en caso de muestras más viscosas. 8.5 Cuando el hidrómetro ha llegado al descanso, flotando libremente, y la temperatura de la muestra es constante en 0.2 °F (0.1 °C), lea la escala más cercana del hidrómetro. La lectura correcta es el punto en la escala del hidrómetro a la cual la superficie del líquido corta la escala. Determine este punto ubicando los ojos ligeramente bajo el nivel del líquido, y levantándolos suavemente hasta la superficie, primero visto como una elipse distorsionada, aparece para convertirse en una línea recta que corta la escala del hidrómetro. 8.6 Para hacer lecturas en líquidos no transparentes, observe el punto en la escala del hidrómetro, en el cual la muestra se eleva sobre la superficie principal, ubicando los ojos ligeramente sobre el plano de la superficie del líquido. Esta lectura requiere una corrección. Determine esta corrección para el hidrómetro particular en uso, observando la altura sobre la superficie principal líquido acuando la que la muestra se eleva en la escala del del hidrómetro el hidrómetro en cuestión es sumergido en un líquido transparente teniendo una tensión superficial similar a la que de la muestra bajo ensayo. 8.7 Observe la temperatura de la muestra a la más cercana de 0.25 °F (0.1 °C) inmediatamente antes y después de la observación de la gravedad, el líquido en el cilindro siendo agitado a fondo, pero con precaución, con el termómetro (Nota 2), y todo el bulbo de mercurio siendo sumergido. Estas lecturas de temperatura deben diferir por algo más de 1 °F (0.5 °C), repita las observaciones de temperatura y gravedad cuando la temperatura de la muestra se ha vuelto más estable. Registre el promedio de las lecturas del termómetro antes y después de la lectura final del hidrómetro, a la más cercana 1 °F, como la temperatura de ensayo.
TABLA 2 CONDICIONESLIMITANTES Y TEMPERATURAS DE ENSAYO
Punto de Ebullición Inicial Puntos Límites
Tipo de Muestra
Límites de Gravedad
Altamente Volátil
Más ligero que 70° API
ModeradamenteVolátil
Más pesado que70° API
Bajo 250 °F (120 °C)
Moderadamente volátil y viscoso
Más pesado que70° API
Bajo 250 °F (120 °C)
No Volátil
Más pesado que70° API
Bajo 250 °F (120 °C)
Mezclas de producto no petrolíferos o hidrocarburos esencialmentepuros
Otros Límites
Viscosidaddemasiado alta en 65 °F (18 °C)
Temperatura de Ensayo Fría en 35 °F (2 °C) o menoren contenedor srcinal cerrado Fría en 65 °F (18 °C) o menor en contenedor srcinal cerrado Calentara l a mínima temperatura para suficientefluidez. Cualquier temperatura entre 0 y 195 °F (18 y 90 °C) como convenga 60 ±0.25 °F (15.56 ±0.1°C)
3
HYC= 1.0 - [0.00001278(t-60)] – [0.0000000062 (t-60)2] (3) Deje el resultado sin redondear. Paso 3. Multiplique la lectura del hidrómetro en kg/m 3 del Paso 1 por HYC del Paso 2 para obtener la lectura corregida de la expansión del vidrio del hidrómetro. Kg/m3HYC=kg/m3*HYC (4) Pas o 4a. Convierta la lectura del hidrómetro en densidad (kg/m3HYC) del Paso 3 a R.D. (densidad relativa) lectura del hidrómetro.
NOTA 2 – Cuando se usa termohidrómetros, agitar la muestra cuidadosamente levantando y bajando el hidrómetro. Es satisfactorio en este caso leer la escala del termohidrómetro después de que se ha observado la lectura del hidrómetro al más cercano 1 °F (0.5 °C) 9.Cálculo s
9.1 Aplique cualquier corrección relevante del termómetro de la lectura observada de la temperatura en 8.3 y 8.7 y registre el promedio te esas dos temperaturas a la más cercana 1 °F. 9.2 Registre las lecturas de la escala del hidrómetro a la más cercana de 0.1° API para líquidos transparentes. 9.3 Cuando la gravedad ha sido observada en líquidos opacos usando el proceso dado en 8.6, restado la corrección del menisco de la lectura observada del menisco.
NOTA 4 – El código fuente C actual, compilado en dll y los Add-in de Excel tiene una omisión y no se puede usar kg/m 3 con grados F R.D. = kg/m 3HYC/999.0016 (5) Paso 4b. Ingrese R.D. y grados F en la sección 11.1.6.2. del Adjunto de D1250-04 Guía para Tablas de Medidas de Petróleo (API MPMS Capitulo 11.1-2004) el cual devuelve R.D. @ 60°F.
Nota 3 – La corrección del menisco para un hidrómetro particular en uso es determinado por la observació n de la máxima altura sobre la superficie principal del líquido a la que el líquido se eleva en la escala del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión es sumergido en un líquido transparente que tenga una tensión superficial similar a la de la muestra bajo ensayo.
NOTA 5 – La presión debe tener un manómetro atmosférico, o 0 psig como en el Adjunto D1250 Guía para Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capitulo 11.1) los valores son solo validos a presión atmosférica. Paso 4c. Convierta el valor calculado R.D. @60°F a una gravedad
API calculada @ 60°F usando Eq 6. Gravedad API = (141.5/R.D.)-131.5 (6) 9.7 Versiones futras del Adjunto a D1250 Guía Tablas para Medidas de Petróleo (API MPMS Capitulo 11.1) código será corregido para que pueda aceptar cualquier combinación de unidades de entrada y devolver cualquier combinación de unidades de salida. Cuando esté disponible, el Adjunto a D1250 Guía para Tablas de Medidas de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) código puede ser ingresado directamente en el Paso 3 y retornar Gravedad API @ 60°F, R.D. @ 60°F, y kg/m 3 a cualquier temperatura base seleccionada. Ejemplo 1 Muestra: Petróleo Crudo Temperatura Observada 77°F Lectura Hidrómetro 33.2 gravedad API Observada Presión Observada 0 psig Temperatura Base 60°F 858.292434730… Paso 1 (Eq 2) Paso 2 0.999780948… (Eq 3) Paso 3 858.104424227… (Eq 4) Paso 4a 0.858949631… (Eq 5) Paso 4b 0.865678279… Paso 4c.1 31.955643312… sin (Eq 6) redondear Paso 4c.2 32.0 °API redondeado (Eq 6)
9.4 Aplique cualquier corrección del menisco del hidrómetro a la lectura observada del hidrómetro y registre la lectura corregida del menisco de la escala del hidrómetro a la más cercana a 0.1° API. 9.5 Aplicación de la corrección de la expansión térmica del vidrio depende sobre qué edición adjunta a D1250 Guía para Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) será usada para calcular la densidad base. 9.5.1 La versión de 1980 del Adjunto a D1250 Guía para Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) tiene la corrección incluida de la expansión térmica del vidrio del hidrómetro. Ingresos en el software VCF requiere la Observación –Observada o Lectura del Hidrómetro - de la Lectura del Hidrómetro, Corrección del Menisco en unidades API del 9.2 o 9.4, temperatura observada de la muestra, y que el interruptor de corrección térmica del hidrómetro incorporado establecido en encendido (0) o en apagado (1). Retornará API @ 60°F. 9.5.2 La versión de 2004 del Adjunto a D1250 Guía para Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) no incluye la corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro, entonces esa corrección debe ser realizada antes de entrar en el software. Dependiendo del fin específico del cálculo de resultados, el valor final puede ser redondeado o no redondeado. Ver 9.6. 9.6 Los siguientes pasos son requeridos para implementar 9.5.2: Pas o 1. Convierte la lectura corregida de la escala del hidrómetro a densidad en kg/m 3 usando Eq 2. Unidades de lectura para Conversión a Densidad escala del hidrómetro Para gravedad API: Densidad (kg/m3= (141.5*999.016)/(131.5+API)
10.1 Reporte la lectura corregida del hidrómetro como grados API (°API) o como gravedad API 10.2 Reporte el valor final como gravedad API, a la temperatura de referencia, a la más cercana 0.1 °API 10.3 El reporte de la valores no tiene determinación de precisión o sesgo. Está en el usuario determinar si este método de ensayo provee los resultados con suficiente precisión para el propósito 10.4 Sudestinado. alguna lectura del hidrómetro ha sido usada como ingreso de un proceso de cálculo destinado a devolver un factor de corrección de volumen para uso en cálculos o entradas de medidor, detenga el proceso de cálculo identificado arriba en Paso 3 (si el valor de densidad es deseado en condiciones de flujo) o Paso 4 (si el valor de densidad es deseado en condiciones base de densidad) e ingrese el resultado en el proceso de cálculo.
(2)
Deje el resultado sin redondear. Paso 2. Calcule el factor de corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro (HYC) usando la ecuación apropiada (t es temperatura observada) Corrección para una Temperatura Base (T b) de 60°F:
10. Reporte
4
11.1.2 Reproducibilidad – La diferencia entre resultados particulares e independientes obtenidos por diferentes operadores laborando diferentes laboratorios sobre material de prueba idéntico, a lo largo de la corrida, excede 0.5 °API sólo un caso entre veinte.
10.5 Hidrómetros certificados por un cuerpo estandarizado reconocido, como NIST, reporta la densidad de salida como “Densidad en Vacuo”. 11.Precisión y Sesgo
11.1 Precisión – La precisión de este método está determinado por el examen estadístico de resultados de interlaboratorio, y es como sigue: 11.1.1 Repetibilidad – La diferencia entre resultados sucesivos, obtenidos por el mismo operador con los mismos equipos bajo condiciones de operación constantes sobre un material de prueba idéntico, a lo largo de la prueba, en la normal y correcta operación del método de prueba, excede 0.2 °API sólo un caso entre veinte.
NOTA 6 – La precisión para este método de ensayo no fue obtenida en concordancia con RR:D02-1007. NOTA 7 – Esta declaración de precisión aplica solo a medidas realizada a temperaturas diferentes de 60°F (15.56°C) por menos de 18°F (10°C). 11.1.3 Sesgo – No ha sido determinado sesgo para este método de prueba. 12. Palabras Claves
12.1 Gravedad API, petróleo crudo, densidad, hidrómetro, termohidrómetro, termómetro
RESUMEN DE CAMBIOS Subcomité D02.02 ha identificado la localización de los cambios seleccionados para esta norma desde el último problema (D287-12a) que pudo haber impactado el uso de esta norma. (Aprobado Junio 1, 2012) (1) Revisado Sección 1. (2) Revisado Sección 3 Subcomité D02.02 ha identificado la localización de los cambios seleccionados para esta norma desde el último problema (D287-12a) que pudo haber impactado el uso de esta norma. (Aprobado Mayo15, 2012) (1) Revisado Sección 9. Subcomité D02.02 ha identificado la localización de los cambios seleccionados para esta norma desde el ultimo problema (D287-92(2006)) que pudo haber impactado el uso de esta norma. (Aprobado Abril 1, 2012) (1) Expansión Sección 8. (2) Agregado 9.6 (3) Revisado Sección 10 y 11 La ASTM Internacional no toma posición respecto a la validez de algún derecho patentado asegurado en conexión con algún ítem mencionado en esta norma. Los usuarios de es ta norma están expresamen te advertidos que determinación de la validez de tales derechos patentados, y elriesgo de infracción de tales derechos, son enteramente su propia responsabilidad. Esta norma está sujeta a revisión en algún momento por el comité técnico responsable y debe ser revisada cada cinco años y si no es revisada, reaprobada o retirada. Sus comentarios son recibidos ya sea para revisión de esta norma o para normas adicionales y deberán dirigirse a la Sede Central de ASTM. Sus comentarios recibirán cuidadosa consideración en una asamblea del comité técnico responsable, el cual lo puede atender. Si usted siente que sus comentarios nohan recibido una justa atención usted hará conocer sus opiniones alComité de Es tándares ASTM, a la dirección que se muestra abajo. Esta norma es derecho de autor de ASTM, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959, United States. .La impresión individual ( copias sencillas o múltiples ) puede se r obtenida por contacto con ASTM a la dirección de arriba oal teléfono 610-832-9585, fax 610-832-9555, o al e-mail service @astm.org o a través de la página webASTM (www.astm.org). Permisos de derechos para fotocopiar esta norma deben ser asegurados por el sitio web ASTM
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