D1298 Español Método de Prueba Para La Densidad Relativa o Gravedad API Del Petróleo Crudo y Productos Petrolíferos

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Designación: D1298 - 12b

ASTM Cliente: Intertek (Intertek)

10/06/2013

Derecho de Autor. © ASTM International, 100 Barr Barr Harbour H arbour Dr. PO cuadro C-700 West Conshohocken, Conshoh ocken, Pennsylvania P ennsylvania UnitedStates  Manual de Normas de Medición de Petróleo P etróleo (SMP), capítulo 9.1

Método de prueba estándar para la densidad relativa o gravedad de petróleo crudo y productos petrolíferos líquidos API API por método del d el hidrómetro hi drómetro 1 Esta norma ha sido publicada bajo la designación fija D1298, el número inmediatamente siguiente a la designación indica el año de adopción ado pción original o, en e n el caso de revisión, el año de la última revisión. Un número entre paréntesis indica el año de la última aprobación. apro bación. Un exponente exponente épsilon ( ε ) indica un cambio editorial desde la última revisión o reaprobación.

En esta En  esta norma: Sección Se cción 1. Alcance Alcance Sección 2. Documentos de referencia refere ncia Sección Se cción 3. 3. Termin Term inología ología Sección 4. RESUMEN DEL MÉTODO Sección 5. IMPORTANCIA Y USO Sección 6. Aparato Sección 7. Muestreo Sección 8. Verificación Aparatos o Certificación Sección 9. Procedimiento Artículo 10. Cálculo Artículo 11. Informe Artículo 12. Precisión y sesgo Artículo 13. Palabras clave ANEXO A1. APARATO RESUMEN DE CAMBIOS Notas al pie 1. Ámbito de aplicación *

Una sección Resumen de Cambios aparece al final de esta norma.

Top Bottom 1.1 Este Este método de ensayo cubre la determinación en el laboratorio labora torio utilizando un hidrómetro hidrómetro de vidrio vidri o en conjunción conjunción con una serie de cálculos, de la densidad, densidad relativa, o la gravedad de crudo de petróleo, productos derivados del petróleo, o mezclas de petróleo y de productos no no petroleros normalmente norma lmente manejados ma nejados como líquidos API, y que tiene una presión de vapor Reid de 101 101.325 .325 kPa (14.696 psi) psi) o menos. Los valores se determinan a temperaturas existentes y corregidos a 15 ° C o 60 ° C por medio

por tal .astm.or g /ED IT/html _annot.cg i ?D1298+ 12b

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de una serie de cálculos y tablas estándar internacionales. 1.2 Las lecturas iniciales hidrómetro obtenidos están sin corregir lecturas del hidrómetro y no medidas de densidad. Las lecturas se midieron en un hidrómetro, ya sea en la temperatura de referencia o a otra temperatura conveniente, y las lecturas se corrigen para el efecto de menisco, el efecto de expansión térmica de vidrio, efectos de la temperatura de calibración alternativas y a la temperatura de referencia por medio de las tablas de medición de petróleo; valores obtenido en que no sea la temperatura de referencia siendo lecturas del hidrómetro y no medidas de densidad. 1.3 Lecturas determinados como la densidad, densidad relativa o gravedad API se pueden convertir en valores equivalentes en las otras unidades o temperaturas de referencia alternativos por medio de procedimientos de interconversión (API MPMS Capítulo 11.5), O adjunto a D1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1), O ambos, o tablas, según sea el caso. 1.4 Las lecturas iniciales hidrómetro determinados en el laboratorio se registrarán antes de realizar ningún cálculo. Los cálculos necesarios en la Sección 10 se aplicarán a la lectura del hidrómetro inicial con las observaciones y los resultados reportados como es requerido por la sección 11 antes de su uso en un procedimiento de cálculo subsiguiente (billete de cálculo, cálculo del factor de metro, o la determinación del volumen de base cámara de fermentación). 1.5 El anexo A1 contiene un procedimiento para la verificación o certificación de los equipos para este método de ensayo. 1.6 Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como los estándares. Los valores entre paréntesis son proporcionados a título indicativo. 1.7 Esta norma no pretende dirigir todas las inquietudes sobre seguridad, si las hay, asociadas con su uso. Es la responsabilidad del usuario de esta norma establecer prácticas apropiadas de seguridad y salud y determinar la aplicabilidad de las limitaciones reglamentarias antes de su uso.

2. Documentos de referencia

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2.1 Normas ASTM: 2 D1250 Guía para el uso de las tablas de medición de petróleo D4057 Práctica para muestreo Manual de Petróleo y Derivados, D4177 Práctica para el muestreo automático de Petróleo y Derivados, D5854 Práctica para la mezcla y manipulación de muestras líquidas de petróleo y productos derivados del petróleo E1 Especificaciones de ASTM termómetros de líquido en vidrio E100 Especificaciones para Densímetros ASTM 2.2 Normas API: 3 MPMS Capítulo 8.1 Manual de Muestreo de Petróleo y Derivados (ASTM PrácticaD4057 ) MPMS Capítulo 8.2 Muestreo automático de Petróleo y Derivados (ASTM PrácticaD4177 ) MPMS  Capítulo 8.3 Mezcla y manipulación de muestras líquidas de petróleo y productos derivados del petróleo (ASTM PrácticaD5854 ) MPMS  Capítulo 11.1 de temperatura y presión del volumen Factores de corrección para Crudos generalizados, productos refinados y aceites lubricantes (adjunto a la norma ASTMD1250 ) MPMS Capítulo 11.5 Densidad / Peso / Volumen Intraconversion 2.3 Energy Standards Institute: 4 IP 389 Determinación de la temperatura de aparición de cera (WAT) de los combustibles portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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destilados medios por análisis térmico diferencial (DTA) o calorimetría diferencial de barrido (DSC) IP Métodos Estándar libro, Apéndice A, Especificaciones - Termómetros estándar IP 2.4 Normas ISO: 5 ISO 649-1 de vidrio para laboratorio - hidrómetros densidad para uso general - Parte 1: Especificaciones 2.5  ASTM Adjuntos: Adjunto a D1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) 3. Terminología

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3.1 Definiciones de los términos específicos de esta Norma: 3.1.1 gravedad API  , n -una función especial de la densidad relativa (gravedad específica) 60/60 ° F, representado por: 3.1.1.1 Discusión  -No se requiere una declaración de la temperatura de referencia, como 60 ° F se incluye en la definición. 3.1.2  punto de enturbiamiento , n -temperatura a la que una nube de cristales de cera aparece primero en un líquido cuando se enfría en condiciones específicas. 3.1.3 densidad  , n -la masa de líquido por unidad de volumen a 15 ° C y 101,325 kPa con la unidad estándar de medición que se kilogramos por metro cúbico. 3.1.3.1 Discusión  -Otras temperaturas de referencia, tales como 20 ° C, se pueden usar para algunos productos o en algunos lugares. Menos unidades de medida preferidas (por ejemplo, en kg / l o g / ml) se encuentran todavía en uso. 3.1.4 lectura del hidrómetro , n  -el punto en la escala del hidrómetro en la que la superficie del líquido corta la escala. 3.1.4.1 Discusión  -En la práctica para los fluidos transparentes esto puede ser fácilmente determinada por la alineación de la superficie del líquido en ambos lados de la hidrómetro y la lectura de la escala del hidrómetro donde estas lecturas superficie de corte de la escala (lectura del hidrómetro - observado). Para fluidos no transparentes el punto en el que la superficie del líquido corta la escala del hidrómetro no se puede determinar directamente y requiere una corrección (corrección de menisco). El valor representado por el punto (menisco de lectura) en la que la muestra de líquido se eleva por encima de la superficie principal del líquido restado del valor representado por la que la superficie principal del líquido corta la escala del hidrómetro es la cantidad de corrección de la corrección o menisco. Esta corrección menisco se documenta y luego resta del valor representado por el menisco de lectura para dar el lectura del hidrómetro corregido para el menisco (lectura del hidrómetro - Observado, menisco Corregido). 3.1.5 valores observados , n  -valores observados a temperaturas distintas de la temperatura de referencia especificada. Estos valores son sólo lecturas del hidrómetro y no la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API en esa otra temperatura. 3.1.6  punto de fluidez  , n  -más baja temperatura a la que una porción de muestra de petróleo crudo o producto derivado del petróleo seguirá fluyendo cuando se enfría en condiciones especificadas. portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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3.1.7 densidad relativa (gravedad específica)  , n -la relación de la masa de un volumen dado de líquido a una temperatura específica a la masa de un volumen igual de agua pura a la misma o diferente temperatura. Ambas temperaturas de referencia deberán manifestarse explícitamente. 3.1.7.1 Discusión temperaturas de referencia-comunes incluyen 60/60 ° F, 20/20 ° C, 20/4 ° C. El histórico obsoleto plazo gravedad específica aún se pueden encontrar. 3.1.8 temperatura de aparición de cera (WAT) , n  -temperatura a la cual los sólidos cerosos se forman cuando un petróleo crudo o producto derivado del petróleo se enfría en condiciones especificadas. 4. RESUMEN DEL MÉTODO

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4.1 La muestra se lleva a una temperatura especificada y una porción de muestra se transfiere a un cilindro hidrómetro que se ha traído a aproximadamente la misma temperatura. El hidrómetro y un termómetro apropiado, también a una temperatura similar, se bajan a la porción de ensayo y se dejan reposar. Una vez alcanzado el equilibrio térmico, se lee la escala del hidrómetro, y la temperatura de la muestra problema se toma. La lectura del hidrómetro observada se corrige para el efecto de menisco, el efecto de expansión térmica de vidrio, efectos de la temperatura de calibración alternativas y después se redujo a la temperatura de referencia por medio de los factores de corrección de volumen o tablas como aplicable mediante el uso del complemento apropiado aD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS  capítulo 11.1) y la temperatura observada en el termómetro. 4.2 Si es necesario, el cilindro hidrómetro y su contenido se colocan en un baño de temperatura constante para evitar la excesiva variación de temperatura durante la prueba. 5. IMPORTANCIA Y USO

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5.1 La determinación precisa de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o la gravedad de petróleo y sus productos de API es necesaria para la conversión de volúmenes medidos a los volúmenes o masas, o ambos, a las temperaturas de referencia estándar de 15 ° C o 60 ° F durante la transferencia de custodia. 5.2 Este procedimiento es más adecuado para la determinación de la densidad, densidad relativa (gravedad específica), o la gravedad de líquidos transparentes de baja viscosidad API. Este procedimiento también se puede utilizar para líquidos viscosos al permitir tiempo suficiente para que el hidrómetro para alcanzar el equilibrio de temperatura, y para líquidos opacos mediante el empleo de una corrección adecuada menisco. Adicionalmente para líquidos transparentes y opacos dichas lecturas corregidas del efecto de expansión de vidrio térmico y efectos de la temperatura de calibración alternativos antes de corregir a la temperatura de referencia. 5.3 Cuando se utiliza en conexión con las mediciones de aceite a granel, errores de corrección del volumen se reducen al mínimo mediante la observación de la lectura de hidrómetro a una temperatura próxima a la de la temperatura del aceite a granel. 5.4 Densidad, densidad relativa o gravedad API es un factor determinante de la calidad y el precio del petróleo crudo. Sin embargo, esta característica de petróleo es un indicio seguro de su calidad a menos correlacionada con otras propiedades. 5.5 La densidad es un indicador importante de la calidad de los combustibles de automoción, aviación y marina, donde afecta el almacenamiento, la manipulación y combustión. 6. Aparato portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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6.1 Indicadores de humedad,  de vidrio, graduadas en unidades de densidad, densidad relativa o gravedad API según sea necesario, conforme a la EspecificaciónE100 o ISO 649-1Y los requisitos que se indican en la Tabla 1 . CUADRO 1 Indicadores de humedad recomendados Unidades

Densidad, kg / m 3 a los 15 ° C

600 - 1100 600 - 1100 600 - 1100

Cada Unidad 20 50 50

Densid ad rela tiv a, 60/60 ° F

0,600-1,100 0,600-1,100 0,600-1,100 0,650-1,100 -1-101

0.020 0.050 0.050 0.050 12

 

Total

Densidad relativa, 60/60 ° F Gravedad API Un

Escala  A

Alcance

IntervaloUn

Menisco

Error  A

Corrección

0,2 0,5 1,0

± 0,2 ± 0,3 ± 0,6

0,3 0,7 1,4

0.0002 0.0005 0.001 0.0005 0.1

± 0.0002 ± 0.0003 ± 0.0006 ± 0.0005 ± 0,1

0,0003 0,0007 0,0014 0.0007 -0.1

intervalo de error y se refieren a Escala.

6.1.1 El usuario debe asegurarse de que los instrumentos que se utilizan para este procedimiento se ajustan a los requisitos establecidos más arriba con respecto a los materiales, dimensiones, y los errores de escala. En caso de que el instrumento está provisto de un certificado de calibración expedido por un organismo de normalización reconocido, el instrumento se clasifica como certificados y las correcciones apropiadas para el efecto de menisco, el efecto de la expansión térmica de cristal, y los efectos alternativos de temperatura de calibración se aplicarán a la observada lecturas antes de la corrección. Instrumentos que cumplen los requisitos de este método de ensayo, pero no están provistos de un certificado de calibración reconocido, se clasifican como no certificadas. 6.2 Termómetros,  que tiene rango, intervalos de graduación y el error máximo de la escala se indica en la Tabla 2 , y conforme a la EspecificaciónE1 Apéndice A o IP. TABLA 2 Termómetros recomendados Escala °C °C °F

Alcance -1-38 -20 Hasta 102 -5-215

Intervalo de graduación 0.1 0.2 0.5

Error de escala ± 0,1 ± 0,15 ± 0,25

6.2.1 Los dispositivos o sistemas de medición alternativos pueden ser utilizados, siempre que la incertidumbre total del sistema calibrado no es mayor que la especificada en 6.2 . La repetibilidad declarado y los valores de reproducibilidad no son aplicables si los fluidos alternativos se utilizan en los termómetros de vidrio relleno de líquido. 6.3 Hidrómetro Cilindro  de vidrio transparente o de plástico (ver 6.3.1  ). El diámetro interior del cilindro será de al menos 25 mm mayor que el diámetro exterior del hidrómetro y la altura deberá ser tal que el hidrómetro adecuado flota en la porción de ensayo de la muestra con al menos 25 mm entre la parte inferior del hidrómetro y el parte inferior del cilindro. 6.3.1 cilindros Hidrómetro construidas con materiales plásticos deben ser resistentes a la decoloración o el ataque por las muestras de aceite y no afectarán el material se está probando. No podrán opaca bajo la exposición prolongada a la luz solar. 6.4 baño de temperatura constante,   si es necesario, de dimensiones tales que puede acomodar el cilindro hidrómetro con la porción de ensayo completamente sumergido por debajo de la superficie del líquido porción de ensayo, y un sistema de control de temperatura capaz de mantener la temperatura del baño dentro de 0,25 ° C de la prueba portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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temperatura durante toda la duración de la prueba. 6,5 varilla de agitación,   opcional, de vidrio o de plástico, aproximadamente 400 mm de longitud. 7. Muestreo

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7.1 A menos que se especifique lo contrario, las muestras de petróleo no volátil y productos derivados del petróleo se adoptarán por los procedimientos descritos en la Práctica D4057 (API MPMS Capítulo 8.1) yD4177 (API MPMS Capítulo 8.2). 7.2 Las muestras de petróleo crudo o productos petrolíferos volátiles se toman preferiblemente por Práctica D4177 (API MPMS Capítulo 8.2), utilizando un volumen variable (pistón flotante) receptor de la muestra para minimizar cualquier pérdida de componentes de la luz que pueden afectar a la exactitud de la medición de la densidad. En ausencia de este servicio, se tendrá mucho cuidado para minimizar estas pérdidas, incluyendo la transferencia de la muestra a un recipiente refrigerado inmediatamente después del muestreo. 7.3 Ejemplo de mezcla y   puede ser necesario para obtener una porción representativa de prueba de la muestra global para ser probado, pero se deben tomar precauciones para mantener la integridad de la muestra durante esta operación. La mezcla de petróleo crudo volátil o productos derivados del petróleo que contienen agua o sedimentos, o ambos, o el calentamiento de cera de petróleo crudo volátil o productos derivados del petróleo puede resultar en la pérdida de componentes de la luz. Las siguientes subsecciones ( 7.3.1 a7.3.4 ) dará alguna orientación sobre el mantenimiento de la integridad de la muestra. 7.3.1 volátiles del petróleo crudo y productos petrolíferos Tener una RVP Más de 50 kPa- Mezclar la muestra en su envase original cerrado, con el fin de minimizar la pérdida de componentes ligeros. NOTA 1 - muestras volátiles de mezcla e n recipientes abiertos conducirá a la pé rdida de los compo nentes de la luz y por lo tanto afectar el valor de la densidad obtenida.

7.3.2 Waxy Petróleo Crudo- Si el petróleo tiene un punto de fluidez esperada por encima de 10 ° C, o un punto de enturbiamiento o WAT por encima de 15 ° C, calentar la muestra a una temperatura que es suficiente para asegurar que el material es lo suficientemente fluido para proporcionar una adecuada mezclar sin calentar excesivamente el material que de otro modo comprometer la integridad de la muestra.Las muestras calentadas a 9 ° C por encima de su punto de congelación, o 3 º C por encima han encontrado su punto de enturbiamiento o WAT ser temperaturas adecuadas a las muestras calientes antes de la mezcla. Siempre que sea posible, mezclar la muestra en su envase original cerrado con el fin de reducir al mínimo la pérdida de componentes de la luz. 7.3.3 destilado ceroso-  caliente la muestra a una temperatura que es suficiente para asegurar que el material es lo suficientemente fluido para proporcionar una mezcla adecuada sin calentar excesivamente el material que de otro modo comprometer la integridad de la muestra. Las muestras calentadas a 3 ° C por encima de su punto de enturbiamiento o WAT se han encontrado para ser adecuados a temperaturas cálidas muestras antes de la mezcla. 7.3.4 combustible aceites residuales de-  Calentar la muestra a la temperatura de ensayo antes de la mezcla (ver 9.1.1 y Nota 4 ). 7.4 Información adicional sobre la mezcla y manipulación de muestras líquidas se encontrará en la práctica D5854 (API MPMS Capítulo 8.3). 8. Verificación Aparatos o Certificación portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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8.1 hidrómetros y termómetros se comprobarán de acuerdo con los procedimientos establecidos en el Anexo A1 . 9. Procedimiento

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9.1 Temperatura de prueba: 9.1.1 Llevar la muestra a la temperatura de ensayo, que deberá ser tal que la muestra es lo suficientemente fluida, pero no tan alta como para causar la pérdida de componentes de la luz, ni tan bajo como para dar lugar a la aparición de sólidos cerosos en la porción de ensayo. NOTA 2 - La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada por el hidrómetro es más exacta en o cerca de la temperatura de referencia.

 -

NOTA 3 El volumen y la densidad, la densidad relativa, y las correcciones del API en las tablas de corrección de volumen se basan en las expansiones prome dio de una serie de materiales típicos. Dado que los mismos coeficientes se utilizaron en la compilación de cada c onjunto de tablas, las correcciones hechas durante el mismo intervalo de temperatura de minimizar los errores derivados de las posibles diferencias entre el coeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándar. Este efecto se vuelve más importante ya que las tempera turas divergen de la temperatura de referencia.

 -

NOTA 4 La lectura del hidrómetro se obtiene a una temperatura adec uada a las c aracterísticas físico-químicas del material bajo prueba. Esta temperatura está preferiblemente cerca de la temperatura de referencia, o cuando el valor se utiliza en conjunción con las mediciones de aceite a granel, a menos de 3 ° C de la temperatura de la masa (véase 5.3 ).

9.1.2 Para petróleo crudo, llevar la muestra cerca de la temperatura de referencia o, si la cera está presente, a 9 ° C por encima de su punto de fluidez esperada o 3 ° C por encima de su punto de enturbiamiento esperado o WAT, el que sea mayor. NOTA 5 - Para pe tróleo crudo una indicación de la WAT se puede encontrar utilizando IP 389, C on la modificación de la utilización de 50 l ± 5 l de muestra. La precisión de WAT para el pe tróleo crudo usando esta técnica no se ha determinado.

9.2 Densidad de medición: 9.2.1 Llevar el cilindro hidrómetro y un termómetro con una precisión de aproximadamente 5 ° C de la temperatura de ensayo. 9.2.2 Transferir la muestra al cilindro hidrómetro limpio, estabilización de temperatura sin salpicaduras, para evitar la formación de burbujas de aire, y minimizar la evaporación de los componentes de bajo punto de ebullición de las muestras más volátiles. (Advertencia:  Extremadamente inflamable. Los vapores pueden causar un incendio instantaneo! ) 9.2.3 Transferencia de muestras altamente volátiles por sifón o agua de desplazamiento. ( Advertencia-  No desviar por vía oral, ya que podría dar lugar a la ingestión de la muestra! ) 9.2.3.1 Las muestras que contienen alcohol u otros materiales solubles en agua se deben colocar en el cilindro con un sifón. 9.2.4 Eliminar las burbujas de aire formadas después de haber recogido en la superficie de la muestra problema, tocándolos con un trozo de papel de filtro limpio u otro medio adecuado antes de insertar el hidrómetro. 9.2.5 Coloque el cilindro que contiene la muestra en una posición vertical en un lugar libre de corrientes de aire y donde la temperatura del medio que lo rodea no cambia más de 2 ° C durante el tiempo necesario para completar la prueba. Cuando la temperatura de la muestra problema difiere en más de 2 ° C de temperatura ambiente, utilice un baño de temperatura constante para mantener una temperatura uniforme en toda la duración del ensayo. 9.2.6 Inserte el termómetro o dispositivo de medición de la temperatura apropiada y se agita la muestra de ensayo con una varilla de agitación, usando una combinación de movimientos verticales y de rotación para asegurar temperatura y densidad uniformes en portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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todo el cilindro hidrómetro. Anotar la temperatura de la muestra a la más cercana 0,1 ° C y retirar el termómetro / dispositivo de medición de temperatura y la varilla de agitación desde el cilindro del hidrómetro. NOTA 6 - Si se utiliza un termómetro de líquido en vidrio, se utiliza comúnmente como la v arilla de agitación. 9.2.7 Baje el hidrómetro adecuado en el líquido y suelte cuando se encuentra en una posición de equilibrio, con cuidado de no mojar el tallo por encima del nivel en el que flota libremente. Por baja viscosidad líquidos transparentes o translúcidos observar la forma de menisco cuando se pulsa el hidrómetro debajo del punto de equilibrio de aproximadamente 1 a 2 mm y se dejó volver al equilibrio. Si los cambios de menisco, limpie el vástago del hidrómetro y repetir hasta que la forma del menisco se mantiene constante. 9.2.8 Para líquidos viscosos opacos, permita que el hidrómetro se asiente lentamente en el líquido. 9.2.9 Para líquidos transparentes o translúcidas de baja viscosidad deprimen el hidrómetro de dos divisiones de la escala en el líquido, y luego soltarlo, impartir un ligero incremento para el hidrómetro en libertad para ayudar a llevarlo a descansar flotando libremente de las paredes del hidrómetro cilindro. Asegúrese de que el resto del vástago hidrómetro, que está por encima del nivel de líquido, no se humedece en forma de líquido en el vástago afecta a la lectura obtenida. 9.2.10 Permitir tiempo suficiente para que el hidrómetro para venir a descansar, y para todas las burbujas de aire que llegan a la superficie. Eliminar las burbujas de aire antes de tomar una lectura (véase 9.2.12 ). 9.2.11 Si el cilindro del hidrómetro está hecho de plástico, disipar cualquier carga estática por limpiar el exterior con un paño húmedo. (Las cargas estáticas a menudo se acumulan en cilindros de plástico y pueden prevenir el hidrómetro flote libremente.) 9.2.12 Cuando el hidrómetro ha llegado a descansar flotando libremente lejos de las paredes del cilindro, leer la escala del hidrómetro la lectura con una precisión de una quinta parte o una décima parte de una división de la escala completa, dependiendo del número de subdivisiones (es decir, 5 y 10, respectivamente) que existen entre una división de escala de conformidad con 9.2.12.1 y 9.2.12.2 . 9.2.12.1 Para líquidos transparentes, grabar la lectura de hidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la que la superficie principal del líquido corta la escala mediante la colocación de los ojos ligeramente por debajo del nivel del líquido y elevar lentamente hasta la superficie, visto primero como una elipse distorsionada, que parece convertirse en una línea recta cortando la escala del hidrómetro (ver fig. 1).

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. Figura 1 Hidrómetro Lectura de escala para líquidos transparentes 9.2.12.2 Para líquidos opacos grabar la lectura del hidrómetro en el punto en la escala de hidrómetro para que la muestra se eleva por encima de su superficie principal, mediante la observación con el ojo ligeramente por encima del plano de la superficie del líquido (véase la fig. 2  ). Esta lectura requiere una corrección del menisco. Esta corrección puede ser determinada por uno de dos métodos: 1) observar la altura por encima de la superficie principal del líquido a la que la muestra se eleva en la escala del hidrómetro cuando el hidrómetro en cuestión se sumerge en un líquido transparente que tiene una tensión superficial similar a la que de una muestra bajo prueba; 2) utiliza los valores nominales que se muestran en la Tabla 1  .Documentar este valor como la corrección del menisco.

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. Figura 2 hidrómetro Lectura de escala para fluidos opacos NOTA 7 - Al probar líquidos opacos utilizando un hidrómetro cilindro metálico, lecturas precisas de la escala de l hidrómetro sólo puede garantizarse si la super ficie del líquido está dentro de 5 mm de la pa rte superior del cilindro.

9.2.13 Inmediatamente después de grabar la lectura de la escala del hidrómetro, levante cuidadosamente el hidrómetro del líquido, inserte el termómetro o dispositivo de medición de la temperatura y se agita la muestra de ensayo en posición vertical con la varilla. Registre la temperatura de la muestra problema con precisión de 0.1 ° C. Si esta temperatura es diferente de la lectura anterior ( 9.2.6 ) por más de 0,05 ° C, repetir las observaciones del hidrómetro y observaciones termómetro hasta que la temperatura llega a ser estable dentro de 0,05 ° C. Si una temperatura estable no se puede obtener, colocar el cilindro hidrómetro en un baño de temperatura constante y repetir el procedimiento desde el 9.1 . 9.2.14 Si la temperatura de ensayo es superior a 38 ° C, permiten que todos los hidrómetros del plomo tipo de disparo en cera para escurrir y enfriar en una posición vertical. 10. Cálculo

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10.1 Aplicar las correcciones pertinentes termómetro a la lectura de temperatura observado en 9.2.6 y 9.2.13 y registrar el promedio de las dos temperaturas precisión de 0.1 ° C. 10.2 Grabar las lecturas de la escala del hidrómetro observadas al 0.1 más cercano kg / m3  de densidad 0,0001 g / ml, kg / L o densidad relativa, o 0,1 ° API para líquidos transparentes. 10.2.1 Para muestras opacas, se aplica la corrección del menisco correspondiente que figura en la tabla 1 o determinar como se indica en 9.2.12.2 a la lectura del hidrómetro observado ( 9.2.12.2  ) como densímetros son calibrados para ser leído en la superficie principal del líquido. 10.3 Aplicar las correcciones hidrómetro identificada en un certificado de calibración a la portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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lectura observada y registrar la escala del hidrómetro corregido la lectura con una precisión de 0,1 kg / m 3 de densidad 0,0001 g / ml, kg / L o la densidad relativa, o 0,1 ° API. 10.4 Aplicación de la corrección de la expansión térmica de vidrio depende de qué versión de Adjunto a D1250 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) se puede utilizar para calcular la densidad de base. (A) La versión 1980 del Adjunto alD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) tiene el vidrio corrección de expansión térmica hidrómetro incluidos. Entrada en el software VCF requiere la lectura del hidrómetro - Lectura observado o hidrómetro - Observado, menisco corregido en API, RD, o kg / m 3 unidades de 9.2.12.2 , observó la temperatura de la muestra, y la incorporada en el hidrómetro corrección térmica de vidrio Poner el conmutador de encendido (0) o apagado (1).Volverá API o RD 60 ° F o kg / m 3 @ 15 ° C. (B) La versión 2004 del Adjunto alD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo (APIMPMS Capítulo 11.1) no incluye la corrección de la expansión térmica de vidrio hidrómetro, por lo que la corrección se debe hacer antes de entrar en el software.Dependiendo del uso final específico de los resultados del cálculo, el valor final se puede dejar redondeada o no redondeados. Se requieren los siguientes pasos para implementar 10,4 b: Paso 1. Convertir la escala del hidrómetro corregido la lectura de la densidad en kg / m 3si es necesario, utilizando la ecuación 2 o 3 Eq . Escala Unidades Gravedad API

Conversión

Escala Unidades Densidad relativa

Conversión

Deje el resultado sin redondear. Paso 2. Calcular el factor de corrección hidrómetro expansión térmica de vidrio usando la ecuación correspondiente a continuación (t se observa la temperatura). Corrección de Temperatura Base (T b ) de 60 ° C: Corrección de Temperatura Base (T b ) de 15 ° C: Corrección de una temperatura base (T b ) de 20 ° C: Deje el resultado sin redondeada. Paso 3. Multiplicar la densidad en kg / m 3 de la Etapa 1 por el HYC adecuada de la Etapa 2 para obtener la expansión térmica de vidrio corregida lectura de densidad hidrómetro. portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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Si la temperatura es en grados Celsius, vaya al Paso 5. Paso 4a. Convertir las densidades calculadas en el Paso 3, que comenzó como la gravedad API o de densidad relativa (DR) y RD (densidad relativa). NOTA 8 - El código fuente C ac tual compilado dll y Excel Add-in tiene una omisión y no se puede utilizar un kg / m 3  llamada con grados F. Paso 4b. RD entrada y grados F en la sección 11.1.6.2 del Adjunto alD1250 -04 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11,1 a 2004), que devuelve RD @ 60 ° C. NOTA 9 - Presión tendrá que ser de calibre atmosférica, o 0 psig como el adjunto aD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) los valores sólo son válidos a la presión atmosférica.

Paso 4c. convertir el valor calculado RD @ 60 ° F a una Gravedad API calculado @ 60 ° C utilizando la ecuación 9 , si la entrada original estaba en unidades de API. Paso 5. entrada de la densidad calculada en el Paso 3 en kg / m 3 HYC, grado C, temperatura en la base (15 ° C o 20 ° C) en la Sección 11.1.7.2 de la adjunto aD1250 -04 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11,1 a 2004), que devolverá una densidad calculada en kg / m 3 unidades a la temperatura de base seleccionada. NOTA 10 - Presión tendrá que ser de calibre a tmosférica, 0 psig, 101,325 kPa o 0 ba r en el adjunto aD1250 Guía para las tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) los valores sólo son válidos a la presión atmosférica.

c. Las futuras versiones del complemento deD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) código se corrige de forma que se puede aceptar cualquier combinación de unidades de entrada y devolver cualquier combinación de unidades de salida. Cuando esté disponible, el adjunto alD1250 Guía para tablas de medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1) código se puede acceder directamente desde el Paso 3 y el retorno de la API @ 60 ° C, RD @ 60 ° C, y kg / m 3 a cualquier temperatura base seleccionada. Ejemplo: Temperatura Observado: Observado lectura del hidrómetro: Temperatura Base: Paso 1: Paso 2:

Ejemplo 1: Petróleo crudo 77 ° F 33.2 Gravedad API 60 ° F 858.2924347298 ... 0.999780948 ...

Paso 3: Paso 4a: Paso 4b: Paso 4C1:

858.104424227 0.858949631 ... 0.865678279 ... 31.955643312 ...

Paso 4c2:

32.0 ° API

Ejemplo: Temperatura Observado: Observado lectura del hidrómetro: Presión Observado: Temperatura Base: Paso 1: Paso 2: Paso 3: Paso 5.1: Paso 5.2

Ejemplo: Temperatura Observado: Lectura del hidrómetro Observado (RD):

Ecuación 2 , la ecuación 3 Ecuación 4 , la ecuación 5 ,la ecuación 6 Eq 7 Ec. 8 Ec. 9 r edondeados Ec. 9 redondeado

Ejemplo 2: Petróleo crudo 25.0 ° C 858,29 kg / m 3 0 bar 15 ° C 858.290000000 ... 0.999768000 ... 858.090876720 ... 865.207470082 ... 865,21 kg / m 3

ninguna conversión necesaria Eq 4 Eq 7 unrounded redondeado

Ejemplo 3: Petróleo crudo 77.0 ° F 0.859138

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Presión observada Temperatura Base: Paso 1: Paso 2:

0 psig 60 ° F 858.292608208 ... 0.999780948 ...

Paso 3: Paso 4a: Paso 4b Paso 4c

858.104597667 ... 0.858949804 ... 0.865678451 ... 0.8657 ...

Ecuación 2 , la ecuación 3 Ecuación 4 , la ecuación 5 ,la ecuación 6 Eq 7 Ec. 8 unrounded redondeado

10.5 Si el hidrómetro está calibrado a una temperatura distinta de la temperatura de referencia, utilice la siguiente ecuación para corregir la lectura de la escala del hidrómetro:

donde: = =

 ρ r  ρ t

lect ura del hidrómetro a la temperatura de referencia, r ° C, y lect ura del hidrómetro en la escala del hidrómetro cuya referencia es la temperatura t ° C.

11. Informe

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11.1 Indique el valor final como la densidad, en kilogramos por metro cúbico, a la temperatura de referencia, con una aproximación de 0,1 kg / m 3 . 11.2 Informe del valor final como la densidad, en kilogramos por litro o gramos por mililitro en la temperatura de referencia, hasta el 0,0001 cercano. 11.3 Indique el valor final de la densidad relativa, sin dimensiones, en las dos temperaturas de referencia, hasta el 0,0001 cercano. 11.4 Informe del valor final como API gravedad a la aproximación de 0,1 ° API. 11.5 Los valores de presentación de informes no tienen precisión o determinación sesgo.Es responsabilidad del usuario para determinar si este método de ensayo proporciona resultados de una precisión suficiente para la finalidad prevista. 11.6 hidrómetros certificado de un organismo de normalización reconocido, como el NIST, informan de la densidad de salida como "densidad al vacío." 12. Precisión y sesgo

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12.1 Precisión-   La precisión del método de ensayo tal como se determina mediante el examen estadístico de los resultados entre laboratorios es la siguiente: 12.1.1 Repetibilidad   La diferencia entre los resultados de dos pruebas, obtenidos por el mismo operador con el mismo aparato en condiciones de funcionamiento constante toma de muestra, sería en el largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de ensayo, superar los valores en el cuadro 3 sólo en 1 caso en el 20. TABLA 3 Valores de precisión Producto: Líquidos de baja visc osidad transparentes Rango de RepeatReproParámetro Temperatura, Unidades capacidad cibilidad ° C (° F) Densidad 0.5 1.2 -2-24,5 kg / m 3 0.0005 0.0012 (29 a 76) kg / L og / ml Dens id ad r e la tiv a Gravedad API

Parámetro

- 2- 24, 5 NINGUNO 0.0005 (29 a 76) (42 a 78) ° API 0.1 Producto: Líquidos Opacos Rango de RepeatTemperatura, Unidades capacidad ° C (° F)

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0.0012 0.3

Reprocibilidad

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Método de prueba para la densidad relativa o gr avedad API del petróleo crudo y productos petrolíferos líquidos por el método del hidrómetro Densidad

-2-24,5 (29 a 76)

Dens id ad r e la tiv a

- 2- 24, 5 (29 a 76) (42 a 78)

Gravedad API

kg / m 3 kg / L og / ml NINGUNO

0.6 0.0006

1.5 0.0015

0.0006

0.0015

° API

0.2

0.5

12.1.2 Reproducibilidad   La diferencia entre dos resultados individuales e independientes obtenidos por diferentes operadores en laboratorios diferentes con un material problema idéntico sería, a largo plazo, en el funcionamiento normal y correcto del método de ensayo, superan los siguientes valores sólo en 1 caso en 20. 12.1.3 Los valores de repetibilidad y reproducibilidad proporcionados en el Cuadro 3 no se basan en ningún resultado del round robin entre laboratorios. No se deben considerar los números históricos, la fuente de la que no puede ser verificada por ASTM o API y han estado en este documento antes de la pizarra actual de aceites crudos mezclados, RFG de gasolina y destilados reformulados. Estos valores no se aplican a los procedimientos de cálculo actual y es responsabilidad del usuario para determinar si este método de ensayo proporciona resultados de precisión suficiente para la finalidad prevista. 12.2 SESGO  sesgo de este método de ensayo no se ha determinado. Sin embargo, no debería haber ningún sesgo de medidas absolutas, si la calibración del hidrómetro y el termómetro es compatible con los estándares internacionales, como suministrado por el Instituto Nacional de Estándares y Tecnología. 13. Palabras clave

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13,1 gravedad API, el petróleo crudo, la densidad; hidrómetro; tablas de medición de petróleo, productos derivados del petróleo, la densidad relativa, densidad relativa ANEXO

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(Información obligatoria) A1. APARATO

A1.1 Verificación Aparatos y Certificación A1.1.1 Densímetros,  deberán bien ser certificados o verificados. Verificación será, o bien por comparación con un hidrómetro certificada (ver 6.1.1 ) o por el uso de un material de referencia certificado (CRM) específica a la temperatura de referencia utilizado. A1.1.1.1 La escala del hidrómetro será correctamente situado dentro del vástago hidrómetro por referencia a la marca de referencia. Si la balanza se ha movido, se rechaza el hidrómetro. A1.1.2 Termómetros,   se comprobarán a intervalos de no más de seis meses para la conformidad con las especificaciones. Cualquier comparación con un sistema de medición de la temperatura de referencia trazable a un estándar internacional, o una determinación del punto de congelación, es adecuado. RESUMEN DE CAMBIOS

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Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para esta especificación desde la última publicación (D1298-12a) que pueda afectar el uso de este estándar. (Aprobada el 1 de junio de 2012) (1)  Alta 3.1.4 . Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para esta especificación desde la última publicación (D1298-12), que pueden afectar el uso de este portal.astm.org/EDIT/html_annot.cgi?D1298+12b

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estándar. (Aprobado el 15 de mayo de 2012) (1)  Revisada 9.2.12.2 . (2) revisión de la Sección 10 . Subcomité D02.02 ha identificado la ubicación de cambios seleccionados para esta especificación desde la última publicación (D1298-99 (2005)) que pueda afectar el uso de este estándar. (Aprobado el 1 de abril de 2012) (1)  Alta 10,4 para representar la corrección cristal térmico ahora se requiere en esta norma. (2) Hecho aclaraciones y correcciones de las secciones 9 , 11 y 12 . Notas al pie

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1

Este método de ensayo se encuentra bajo la jurisdicción del Comité ASTM D02  sobre productos y lubricantes y de la Comisión sobre el petróleo API de medición de petróleo, y es responsabilidad directa del Subcomité D02.02 / C OMQ, el Comité ASTM-API conjunto sobre Medición de Hidrocarburos para transferencia de custodia (Joint ASTM-API). Edición actual aprobado el 1 de junio 2012. Publicado en octubre de 2012. Originalmente aprobado en 1953. Última edición anterior aprobado en 2012 D1298-12a. DOI: 10.1520/D1298-12B.

2

Para las normas ASTM citadas, visite el sitio web de ASTM, www.astm.org   , o contacte con Atención al Cliente en [email protected]  . Para  Annual Book of ASTM Normas   información sobre el volumen, consulte la página Resumen del documento de la norma en el sitio web de AS TM.

3

Publicado como Manual de Normas de Medición de Petróleo. Disponible desde el Instituto Americano del Petróleo (API), 1220 L St., NW, Washington, DC 20005.

4

Disponible a pa rtir del Instituto de Energía, 61 New C avendish Street, London, W1M 8AR, Reino Unido.

5

Disponible en el Instituto Amer icano de Estándares Nacionales (ANSI), 25 W. 43rd St., 4th Floor, New York, NY 10036.

6

Disponible en las oficinas de AS TM International. Orden Adjunto No. ADJD1250 . Adjunto original producida en 1983.

 ASTM International no toma posición re specto a la validez de los derech os de patente declarados en relación co n cualquier  artículo mencionado en esta norma. Se advierte expresamente a los usuarios de esta norma que la determinación de la validez de cualquiera de esos derechos de patentes, y el riesgo de lesión de sus 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, reaprobada o retirada. Los invitamos a realizar comentarios para la revisión de esta norma o para normas adicionales, deberán dirigirse a las oficinas de ASTM International. 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 punto s de vista con el ASTM Committee on Standard s, a la dirección que se muestra a continuación . Esta norma es propiedad intelectual de ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 194282959, Estados Unidos. Copias (simples o múltiples) de esta norma se pueden obtener contactando a ASTM en la dirección dada o al  610-832-9585 (teléfono), 610-832-9555 (fax) o [email protected]  (e- electrónico), oa través de la página web de la ASTM  ( www.astm.org   ). Derechos permiso para fotocopiar la norma también puede obtenerse de la página web de la ASTM  ( www.astm.org/COPYRIGHT/  ).

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