ASTM D-1298 (Español) Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos Líquidos de Petróleo por el Método del Hidrómetro

Designación: D 1298 – 99 (Reaprobada 2005) Designación: Manual de Normas de Medición de Petróleos (MPMS), Capítulo 9.1 Designación: 160/99 Método de Prueba Estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API del Petróleo y Productos Líquidos de Petróleo por el Método del Hidrómetro Esta norma es emitida bajo la designación fija D1298; el número inmediatamente siguiente a la designación indica el año de adopción original o, en caso de revisión, el año de la última revisión. Un número en paréntesis indica el número de la reprobación. Un superíndice epsilon (∈) indica un cambio de editorial desde la última revisión o reprobación.

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D 3117 Método de Prueba para Punto de Cera Aparente de Combustibles Destilados. D 4057 Práctica de Muestreo Manual de Petróleo y Productos del Petróleo (API MPMS Capítulo 8.1). D 4177 Práctica de Muestreo Automático de Petróleo y Productos del Petróleo (API MPMS Capítulo 8.2). D 5854 Práctica para Manejo y Mezclado de Muestras Líquidas de Petróleo y Productos del Petróleo E 1 Especificaciones para Termómetros ASTM. E 100 Especificaciones para Hidrómetros ASTM.

Alcance

1.1 Este método de prueba cubre la determinación por laboratorio utilizando un hidrómetro de vidrio, de la densidad, la densidad relativa (gravedad específica), o la gravedad API del petróleo, productos de petróleo, o mezclas de petróleo y productos non-petroleum normalmente manejados como líquidos, y que tengan una presión de vapor Reid igual o menor de 101.325 kPa (14.696 psi). 1.2 Los valores son medidos con un hidrómetro ya sea a una temperatura de referencia o a otra temperatura conveniente, y las lecturas son corregidas a la temperatura de referencia por medio de las Tablas de Medición de Petróleo; los valores obtenidos a temperaturas distintas a la de referencia son lecturas de hidrómetro y no mediciones de densidad. 1.3 Los valores determinados de densidad, densidad relativa, o gravedad API pueden ser convertidas a valores equivalentes a otras unidades a las temperaturas de referencia alternas por medio de las Tablas de Medición de Petróleo. 1.4 El Anexo A1 contiene un procedimiento para verificación y certificación del equipo para este método de prueba. 1.5 Esta norma no busca discutir todo lo concerniente a seguridad, asociada con su uso en algún momento. Es responsabilidad del usuario de esta norma establecer las prácticas de seguridad y salud apropiada y determinar la aplicabilidad de limitaciones reguladoras antes de su uso.

2.2 Normas del Instituto del Petróleo: IP 389 Determinación de la Temperatura de Cera Aparente (WAT) de los Combustibles Destilados Intermedios por Análisis Térmico Diferencial (DTA) o Examen Diferencial de Calorimetría (DSC). IP Libro de Métodos Estándar, Apéndice A, Especificaciones – Termómetros Estándar IP. 2.3 Normas ISO ISO 649-1 Laboratorio de Vidriería - Hidrómetros de Densidad para Propósitos Generales – Parte 1: Especificaciones. 3 Terminología 3.1 Definición de Términos de Esta Norma: 3.1.1 gravedad API, n–Una función especial de la densidad relativa (gravedad específica) a 60/60°F, represent ada por: °API = 141.5 / (sp gr 60/60°F) – 131.5

2 Documentos de Referencia

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3.1.1.1 Discusión – No se requiere declarar temperatura de referencia, ya que 60° F está incluida en la defini ción. 3.1.2 Punto de Nube, n–Temperatura a la cual aparece la primera nube de cristales de cera en un líquido cuando éste se enfría a condiciones específicas. 3.1.3 densidad, n–La masa de líquido por unidad de volumen a 15° C y 101.325 kPa con unidades estándar de medición en kilogramos por metro cúbico.

2.1 Normas ASTM: D 97 Método de Prueba para Punto de Fluidez de Productos del Petróleo. D 323 Método de Prueba para Presión de Vapor Productos del Petróleo (Método Reid). D 1250 Guía para las Tablas de Medición de Petróleo. D 2500 Método de Prueba para Punto de Nube de Aceites de Petróleo.

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3.1.3.1 Discusión – Otras temperaturas de referencia, tales como 20°C, pueden ser utilizadas por algunos produc tos o en algunos sitios. Unidades menos preferidas de medición (por ejemplo Kg/L o g/mL) son todavía utilizadas. 3.1.4 Valores observados, n–Los valores observaron a temperaturas diferentes a la temperatura de referencia especificada. Estos valores son sólo lecturas del hidrómetro y no de densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API a otra temperatura. 3.1.5 Punto de Fluidez, n–Temperatura más baja a la cual una porción de prueba de crudo o producto de petróleo continuará fluyendo cuando éste se enfría bajo condiciones específicas. 3.1.6 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 deberán establecerse explícitamente. 3.1.6.1 Discusión – Temperaturas de referencia comunes incluyen 60/60°F, 20/20°C, 20/4°C, el término histó rico desaprobado gravedad específica todavía puede encontrarse. 3.1.7 Temperatura de Cera Aparente (WAT), n–Temperatura a la cual se forman sólidos de cera cuando un crudo o producto de petróleo se enfría bajo condiciones específicas. 4 Resumen del Método 4.1 La muestra es llevada a una temperatura específica y una porción de prueba es transferida a un cilindro para hidrómetro que ha sido llevado a una temperatura aproximadamente igual. El hidrómetro apropiado, también a una temperatura similar, se baja dentro de la porción de prueba permitiendo que se estabilice. Después que se ha alcanzado la temperatura de equilibrio, se lee la escala del hidrómetro y se toma la temperatura de la porción de prueba. La lectura observada del hidrómetro se reduce a la temperatura de referencia por medio de las Tablas de Medición de Petróleo. Si es necesario, el cilindro para hidrómetro y su contenido se colocan en un baño de temperatura constante para evitar la variación excesiva de temperatura durante la prueba.

son minimizados observando las lecturas del hidrómetro a una temperatura cercana a la temperatura del volumen de aceite. 5.4 La densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API es un factor que rige la calidad y precio del petróleo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo es una indicación incierta de su calidad a menos que esté correlacionada con otras propiedades. 5.5 La densidad es un indicador de calidad importante para combustibles marinos, de aviación y automotores, donde afecta el almacenaje, el manejo y la combustión. 6 Equipos 6.1 Hidrómetros, de vidrio, graduados en unidades de densidad, densidad relativa o gravedad API como se requiera, conforme a Especificaciones E100 o ISO 649-1, y los requerimientos dados en la Tabla 1. 6.1.1 El usuario deberá cerciorarse que los instrumentos utilizados para esta prueba son conformes a los requisitos establecidos arriba respecto a los materiales, dimensiones y errores de escala. En casos en que el instrumento es suministrado con un certificado de calibración expedido por un cuerpo de estandarización reconocido, el instrumento es clasificado como certificado y la lista de correcciones apropiadas deberá ser aplicada a las lecturas observadas. Los instrumentos que satisfagan los requerimientos de este método de prueba, pero que no son suministrados con un certificado de calibración reconocido serán clasificados como no certificados. TABLA 1 Unidades

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 masas, o ambos, a la temperatura estándar de referencia durante la transferencia en custodia. 5.2 Este método de prueba es apropiado para la determinación de la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de líquidos transparentes de baja viscosidad. Este método de prueba puede usarse también para líquidos viscosos permitiéndoles suficiente tiempo para que el hidrómetro alcance la temperatura de equilibrio, y para líquidos opacos empleando una apropiada corrección del menisco. 5.3 Cuando se utiliza con relación a la medición de volúmenes de aceites, los errores de corrección de volumen

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Rango

Total Densidad, Kg/m³ a 15°C

Densidad relativa (Grav. Esp.) 60/60°F

5 Significado y Uso

Hidrómetros Recomendados

Densidad relativa (Grav. Esp.) 60/60°F API

600 - 1100 600 - 1100 600 - 1100

Escala* Cada Unidad

Intervalo

20 50 50

0.2 0.5 1.0

0.600 - 1.100 0.020 0.600 - 1.100 0.050 0.600 - 1.100 0.050

0.650 - 1.100 0.050 -1 - +101 12

0.0002 0.0005 0.001

0.0005 0.1

Menisco

Error Corrección + 0.2 + 0.3 + 0.6

+ 0.3 + 0.7 + 1.4

+ 0.0002 + 0.0003 + 0.0003 + 0.0007 + 0.0006 + 0.0014

+ 0.0005 + 0.1

* Intervalo y error relativo a la escala

6.2 Termómetros, que tengan rangos, intervalos de graduación y errores máximos de escala permitidos mostrados en la Tabla 2 y conformes a Especificaciones E1 o IP Apéndice A. 6.2.1 Equipos o sistemas de medición alternos pueden ser usados, siempre y cuando la incertidumbre total del sistema calibrado no sea mayor que cuando se usa el termómetro de vidrio en líquido.

TABLA 2 Escala °C °C °F

Rango -1 - +38 -20 - +102 -5 - +215

Termómetros Recomendados Intervalo de Graduación

Error de escala

0.1 0.2 0.5

+ 0.1 + 0.15 + 0.25

7.3.1 Muestras de petróleo o productos del petróleo volátiles que tienen un RVP mayor que 50 kPa – Mezcle la muestra en el recipiente original cerrado para minimizar las pérdidas de componentes livianos. NOTA 1 – El mezclado de muestras volátiles en recipientes abiertos llevará a pérdidas de componentes livianos y en consecuencia afectan el valor de la densidad obtenida.

6.3 Cilindro para Hidrómetro, de vidrio claro, plástico (ver 6.3.1) o metal. El diámetro interno del cilindro deberá ser al menos 25 mm mayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura deberá ser tal que el hidrómetro flote apropiadamente en la porción de prueba con al menos 25 mm de separación entre el fondo del hidrómetro y el fondo del cilindro. 6.3.1 Los cilindros para hidrómetro construidos en material de plástico deberán ser resistentes a la decoloración o al ataque por muestras de aceite y no deberán afectar al material que está siendo probado. Estos no deberán volverse opacos bajo exposición prolongada a la luz solar. 6.4 Baño de Temperatura Constante, si se requiere, con dimensiones de manera que el cilindro para hidrómetro con la porción de prueba pueda acomodarse totalmente inmerso por debajo de la superficie del líquido de porción de prueba y con un sistema de control de temperatura capaz de mantener el baño de temperatura dentro de 0.25°C de la temperatura de p rueba durante el tiempo de la prueba. 6.5 Barra de Agitación, es opcional, de vidrio o plástico, aproximadamente de 400 mm de longitud. 7 Muestreo 7.1 A menos que se especifique lo contrario, las muestras de petróleo y productos de petróleo no volátiles deberán tomarse por el procedimiento descrito en las Prácticas D 4057 (API MPMS Capítulo 8.1) y D 4177 (API MPMS Capítulo 8.2). 7.2 Las muestras de petróleo o productos del petróleo volátiles son preferiblemente tomadas por la Práctica D 4177 (API MPMS Capítulo 8.2), utilizando un recipiente de muestra de volumen variable (pistón flotante) para minimizar cualquier pérdida de componentes livianos lo cual puede afectar la precisión de la medición de densidad. En ausencia de esta facilidad, deberá tenerse mucho cuidado para minimizar estas pérdidas, incluyendo la transferencia de la muestra a un contenedor frío inmediatamente después del muestreo. 7.3 Mezclado de la muestra, puede ser necesario obtener una porción de prueba representativa del volumen de muestra a ser ensayado, pero algunas precauciones deberán tomarse para mantener la integridad de la muestra durante esta operación. El mezclado de petróleo o productos de petróleo volátiles que contienen agua o sedimentos, o ambos, o el calentamiento de petróleo o productos del petróleo con cera puede resultar en la pérdida de componentes livianos. La siguiente sección (7.3.1 a 7.3.4) dará algunas guías en el mantenimiento de la integridad de la muestra.

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7.3.2 Petróleo Ceroso – Si el petróleo tiene un punto de fluidez por encima de 10°C o un punto de nube o un WAT por encima de 15°C, caliente la muestra a 9°C por encim a del punto de fluidez, o 3°C por encima del punto de nub e o WAT, antes de mezclarlo. Siempre que sea posible, mezcle la muestra en su recipiente original cerrado para minimizar la pérdida de componentes livianos. 7.3.3 Destilado de Cera – Caliente la muestra a 3°C por encima de su punto de nube o WAT antes del mezclado. 7.3.4 Aceite Combustible Residual – Caliente la muestra a la temperatura de prueba antes del mezclado (ver 8.1.1 y Nota 4). 7.4 Información adicional sobre el mezclado y manejo de muestras líquidas se encontrarán en la Práctica D 5854 (API MPMS Capítulo 8.3). 8 Temperatura 8.1 Temperatura de la Prueba: 8.1.1 Lleve la muestra a la temperatura a la cual se hará la prueba de manera que la muestra sea lo suficientemente fluida pero no tan alta ya que causaría la pérdida de componentes livianos, ni tan baja como para resultar en aparición de cera en la porción de prueba. NOTA 2 – La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada es más precisa a la temperatura de referencia o cercana a esta. NOTA 3 – Las correcciones de volumen y densidad, densidad relativa o gravedad API en las Tablas de Medición de Petróleo están basadas en la expansión promedio de un número de materiales típicos. Desde que los mismos coeficientes fueron utilizados en la recopilación de cada juego de tablas, las correcciones se realizaron sobre el mismo intervalo de temperaturas minimizando errores que surgen de posibles diferencias entre el coeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándar. Este efecto se vuelve más importante mientras las temperaturas divergen de la temperatura de referencia. NOTA 4 – La lectura del hidrómetro es obtenida a una temperatura apropiada a las características fisicoquímicas del material bajo prueba. Esta temperatura está preferiblemente cerca de la temperatura de referencia, o cuando el valor es usado en conjunto con mediciones de volumen de aceite, dentro de 3°C de la temperatura del volumen (ver 5.3).

8.1.2 Para el petróleo, lleve la muestra cerca a la temperatura de referencia, o si hay presencia de cera, a 9°C por encima de su punto de fluidez, o 3°C por encima de su punto de nube o WAT, cuando es muy alto. NOTA 5 – Para el petróleo una indicación del WAT puede encontrarse usando IP 389 con la modificación de usar 50 µL + 5 µL de muestra. La precisión del WAT para el petróleo usando esta técnica no ha sido determinada

9 Certificación y Verificación de Equipos 9.1 Los hidrómetros y termómetros deberán ser verificados de acuerdo con el procedimiento en el Anexo A1. 10 Procedimiento 10.1 Lleve el cilindro de hidrómetro y el termómetro hasta aproximadamente 5°C de la temperatura de prueba. 10.2 Transfiera la muestra al cilindro de hidrómetro limpio, con temperatura estabilizada y sin salpicar, para evitar la formación de burbujas de aire, y minimizar la evaporación de los componentes de muy baja ebullición de las muestras más volátiles (Advertencia: Extremadamente inflamable. ¡Los vapores pueden causar fuego en destello!). 10.3 Transfiera muestras muy volátiles vaciando con sifón o desplazamiento de agua (Advertencia: ¡El vaciado con sifón por la boca podría resultar en ingestión de la muestra!). 10.3.1 Las muestras que contienen alcohol u otro material soluble en agua deberán llevarse al cilindro por vaciado con sifón.

10.8 Para líquidos viscosos opacos, permita que el hidrómetro se estabilice lentamente en el líquido. 10.9 Para líquidos traslúcidos o transparentes de baja viscosidad, baje el hidrómetro aproximadamente dos divisiones de escala en el líquido, y luego suéltelo, mientras le aplica un giro suave al hidrómetro para ayudar a llevarlo hasta un reposo flotando libremente sin tocar las paredes del cilindro de hidrómetro. Asegure que el resto del tallo del hidrómetro, el cual está por encima del nivel del líquido, no está mojado con el líquido y afecte la lectura obtenida. 10.10 Permita tiempo suficiente para que el hidrómetro llegue al reposo, y para que todas las burbujas de aire lleguen a la superficie. Retire cualquier burbuja de aire antes de hacer una lectura (vea 10.4) 10.11 Si el cilindro de hidrómetro está hecho de plástico, disipe cualquier carga estática limpiando el exterior con una tela húmeda. (Advertencia: Las cargas estáticas se crean a menudo en los cilindros de plástico y pueden impedir que el hidrómetro flote libremente). 10.12 Cuando el hidrómetro ha llegado al reposo flotando libremente lejos de las paredes del cilindro, lea la lectura en la escala del hidrómetro lo más cercano a un quinto de una escala entera de división de acuerdo con 10.12.1 o 10.12.2.

10.4 Remueva cualquier burbuja de aire después que éstas se hayan recopilado en la superficie de la porción de prueba, tocándolas con un pedazo de papel filtro limpio antes de introducir el hidrómetro. 6 10.5 Coloque el cilindro que contiene la porción de muestra en una posición vertical en un sitio libre de corrientes de aire y donde la temperatura del medio circundante no cambie más de 2°C durante el ti empo tomado para completar la prueba. Cuando la temperatura de la porción de prueba difiere por más de 2°C del ambiente, utilice un baño de temperatura constante para mantener una temperatura uniforme durante la realización de la prueba. 10.6 Introduzca el termómetro o equipo de medición de temperatura apropiado y agite la porción de prueba con una varilla de agitación, usando una combinación de movimientos verticales y giratorios para asegurar temperatura y densidad uniforme a lo largo del cilindro de hidrómetro. Registre la temperatura de la muestra lo más cercano a 0.1°C y retire el termómetro o el dispositivo de medición de temperatura y la varilla de agitación del cilindro de hidrómetro. NOTA 6 – Si un termómetro de líquido en vidrio es usado, este normalmente es utilizado como varilla de agitación.

10.7 Baje el hidrómetro apropiado en el líquido y suéltelo en una posición de equilibrio, teniendo cuidado de evitar mojar el tronco por encima del nivel en el cual flota libremente. Para líquidos traslúcidos o transparentes de baja viscosidad observe el menisco que se forma cuando el hidrómetro es presionado por debajo del punto de equilibrio 1 a 2 mm y permitiendo el retorno al punto de equilibrio. Si el menisco cambia, limpie el tronco del hidrómetro y repita hasta que la forma del menisco permanezca constante.

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Fig. 1 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Líquidos Transparentes

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 colocando el ojo ligeramente debajo del nivel del líquido y levantándolo despacio hasta la superficie, primero observará una elipse deformada, se asomará para volverse una línea recta que corta la escala del hidrómetro (vea la Figura 1).

muestra lo más cercano a 0.1°C. Si esta temperatur a difiere de las lecturas anteriores (10.6) por más de 0.5°C, repita las observaciones del hidrómetro y termómetro hasta que la temperatura se estabilice 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.

10.12.2 Para líquidos opacos registre la lectura del hidrómetro al punto en la escala del hidrómetro en que la muestra sube, observando con el ojo ligeramente sobre el plano de la superficie del líquido (vea la Figura 2).

10.14 Si la temperatura de prueba es superior a 38°C, permita que todos los hidrómetros de plomo del tipo inserción-en-cera escurran y enfríen en una posición vertical. 11. Cálculos 11.1 Aplique cualquier corrección pertinente del termómetro a la lectura de temperatura observada en 10.6 y 10.13 y registre el promedio de estas dos temperaturas lo más cercano a 0.1°C. 11.2 Para muestras opacas, aplique las correcciones de menisco pertinentes dadas en la Tabla 1 de las lecturas observadas del hidrómetro (10.12.2) cuando se calibran los hidrómetros para ser leído a la superficie principal del líquido. NOTA 8 – La corrección del menisco para un hidrómetro en particular en uso es determinado por la observación de la altura máxima encima de la superficie principal del líquido que el mismo líquido levanta en la escala del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión es inmerso en un líquido transparente que tiene una tensión superficial similar a la de la muestra que está siendo ensayada. Para los hidrómetros especificados en este método de prueba, las correcciones de la Tabla 1 son aproximadas.

11.3 Aplique cualquier corrección de hidrómetro a la lectura observada y registre la lectura de escala de hidrómetro 3 corregida lo más cercano a 0.1 Kg/m en densidad, 0.0001 g/mL, Kg/L en densidad relativa o 0.1°API. 11.4 Si el hidrómetro ha sido calibrado a una temperatura diferente a la temperatura de referencia, utilice la siguiente ecuación para corregir la lectura de escala de hidrómetro:

ρt ρr =

-6

-8

2

(2)

1 - [ 23 x 10 ( t – r ) – 2 x 10 ( t – r ) ] Donde:

ρr = lectura del hidrómetro a la temperatura de referencia r, °C.

Fig. 2 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Fluidos Opacos

ρt = lectura del hidrómetro en la escala de hidrómetro cuya temperatura de referencia es t, °C.

NOTA 7 – Cuando se ensayan líquidos opacos usando un cilindro de metal, sólo pueden asegurarse lecturas exactas de la escala del hidrómetro si la superficie líquida está dentro de 5 mm del tope del cilindro.

10.13 Inmediatamente después de registrar la lectura de la escala del hidrómetro, levante con cuidado el hidrómetro fuera del líquido, inserte el termómetro o equipo de medición de temperatura y agite la porción de muestra verticalmente con la barra de agitación. Registre la temperatura de la porción de la

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11.5 Convierta la lectura de escala de hidrómetro corregida a densidad, densidad relativa o gravedad API utilizando las secciones apropiadas de las Tablas de Medición de Petróleo en la Guía D 1250 de acuerdo a la naturaleza de los materiales que están bajo prueba. La Tabla 3 da algunos ejemplos de números de tablas relevantes de las Tablas de Medición de Petróleo.

TABLA 3 – Ejemplo de Números de Tablas PMT Material

12.3 Reporte el valor final como densidad relativa, sin dimensiones, a las dos temperaturas de referencia, lo más cercano a 0.0001. 12.4 Reporte el valor final como gravedad API, lo más cercano a 0.1° API.

Densidad a Densidad a Densidad relativa °API 15°C, Kg/m 3 20°C, Kg/m 3 a 60/60°F

Petróleo crudo 53A Productos de petróleo 53B Aceites lubricantes 53D

59A 59B 59D

23A 23B --

5A 5B 5D

13. Precisión y Bias

11.5.1 El procedimiento estrictamente correcto para conversión es el uso de procedimientos implementados por computadores contenidos en las Tablas de Medición de Petróleo y no las tablas impresas. Si las tablas impresas son usadas, asegure que todo error descubierto de la publicación original ha sido incluido en la versión usada. Las tablas incluyen correcciones para la expansión y contracción del vidrio por cal de soda de los hidrómetros a través del rango de temperatura, y así la lectura observada del hidrómetro se agrega directamente después de la corrección (11.2 – 11.4) como sea necesario. 3

11.5.2 Para convertir densidades expresadas en el kg/m a 3 densidades expresadas en g/mL o kg/L, divida por 10 . 11.5.3 Para convertir lecturas del hidrómetro de una unidad a otro, las Tablas 51 (densidad a 15°C), 21 (densidad relativa a 60/60°F) o 3 (gravedad API), contenidas 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, lo más cercano a 3 0.1 kg/m . 12.2 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por litro o gramos por mililitro a la temperatura de referencia, lo más cercano a 0.0001. TABLA 4 Producto

Parámetro

Densidad Líquidos Transparentes de baja viscosidad

Densidad relativa Gravedad API

Densidad Líquidos Opacos

Densidad relativa Gravedad API

13.1 Precisión – La precisión de este método está determinado por el examen estadístico de resultados de interlaboratorio, y es como sigue: 13.1.1 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, en la normal y correcta operación del método de prueba, debería exceder los siguientes valores solo un caso entre veinte. 13.1.2 Reproducibilidad – La diferencia entre resultados particulares e independientes obtenidos por diferentes operadores laborando en diferentes laboratorios sobre material de prueba idéntico, debería exceder los valores en la Tabla 4 sólo un caso entre veinte. 13.1.3 Bias – No ha sido determinado Bias para este método de prueba. Sin embargo, no debería haber sesgo de las mediciones absolutas, si la calibración del hidrómetro y termómetro son trazables con Normas Internacionales, como las suministradas por el Instituto Nacional de Normas y Tecnología. 14. Palabras Claves 14.1 Gravedad API, petróleo crudo, densidad, hidrómetro, Tablas de Medición de Petróleo, productos del petróleo, densidad relativa, gravedad específica.

Valores de Precisión

Rango de Temperatura °C (°F) -2 a 24.5 (29 a 76) (42 a 78)

-2 a 24.5 (29 a 76) (42 a 78)

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Unidades

Repetibilidad

Reproducibilidad

Kg/m3 Kg/L o g/mL ninguna °API

0.5 0.0005 0.0005 0.1

1.2 0.0012 0.0012 0.3

Kg/m3 Kg/L o g/mL ninguna °API

0.6 0.0006 0.0006 0.2

1.5 0.0015 0.0015 0.5

ANEXO (Información Obligatoria) A1. APARATOS A1.1 Verificación y Certificación de Aparatos

marca de dato. Rechace el hidrómetro si la escala del mismo ha sido movida.

A1.1.1 Hidrómetros, deben ser certificados o verificados. La verificación será por comparación con un hidrómetro certificado (vea 6.1.1) o por el uso de un material de referencia certificado (CRM) específico a la temperatura de referencia usada. A1.1.1.1 La escala del hidrómetro se localizará correctamente dentro del tallo del hidrómetro por referencia a la

A1.1.2 Termómetros, deberán ser verificados a intervalos no mayor de seis meses para conformidad de especificaciones. O por comparación con un sistema de medida de temperatura referenciado y trazable con una norma internacional, o es apropiado una determinación de punto de hielo.

La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales no toma posición respecto a la validez de algún derecho patentado asegurado en conexión con algún ítem mencionado en esta norma. Los usuarios de esta norma están expresamente advertidos que determinación de la validez de tales derechos patentados, y el riesgo 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 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 no han recibido una justa atención usted hará conocer sus opiniones al Comité de Estándares 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 State. La impresión individual ( copias sencillas o múltiples ) puede se r obtenida por contacto con ASTM a la dirección de arriba o al teléfono 610-832-9585, fax 610-832-9555, o al e-mail [email protected] o a través de la página web ASTM (www.astm.org).

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