Api 1i3s72

1. Generalidades de las normas API para su coherente aplicación

DEFINICIONES BÁSICAS:  API (American Petroleum Institute): Instituto Norteamericano del Petróleo, organismo encargado de estandarizar y normalizar bajo estrictas especificaciones de control de calidad, diferentes materiales y equipos para la industria petrolera. Igualmente establece normas para diseño, construcción y pruebas en instalaciones petroleras, incluyendo diseño de equipos y pruebas de laboratorio para derivados del petróleo.  L): factor de corrección por efecto de la presión sobre el líquido. Aplica para el medidor (LM) y para el probador (LP).  S: factor de corrección por efecto de presión sobre el acero para el probador.  Crudo: es una mezcla de hidrocarburos que existe en fase liquida y en reservorio bajo tierra y que permanece en fase liquida a presión atmosférica después de haber sido tratado en facilidades de separación superficial.  CSW: Factor de corrección utilizado como indicador de la presencia de sedimento y agua en suspensión en el crudo.  CTPL: factor de corrección combinado por efecto de temperatura y presión sobre la densidad y el volumen de los hidrocarburos líquidos según API MPMS Capítulo 11.1-2004. Históricamente es conocido como VCF.  CTL: factor de corrección por efecto de temperatura sobre el líquido. Es la razón de la densidad de un líquido a la temperatura t y presión p, a su densidad a la temperatura estándar de 60 °F y 14,696 psia (o a 15 °C y 101,325 kPa). El volumen de un líquido a la temperatura t, puede convertirse a su volumen a temperatura de referencia, multiplicando su volumen a temperatura t por el CTL a la temperatura t.  CTS: factor de corrección por efecto de temperatura sobre el acero.  Densidad absoluta: es la masa de sustancia que ocupa una unidad de volumen a una temperatura especificada, a la presión atmosférica o a la presión de equilibrio de vapor. Esta definición es referenciada algunas veces como "densidad verdadera" o como "densidad en vacío". En la industria del petróleo si la temperatura no se indica se asume la temperatura estándar (60 °F ó 15 °C). Las unidades en el SI son kg/m3.  Densidad base: es la densidad del líquido a la temperatura base de referencia 60,0 ºF. La densidad base se determina a partir de la densidad y la temperatura observadas.  Densidad en el aire (aparente): es la relación del peso aparente de una sustancia, por unidad de volumen.  Densidad en vacío (in vacuo): es la relación de la masa verdadera (sin el efecto de empuje del aire) por unidad de volumen. Las densidades reportadas a través de los métodos ASTM D1298, ASTM D287, ASTM D4052, ASTM D5002 son "in vacuo".

 Densidad relativa: relación de la densidad de una sustancia a una temperatura específica a la densidad de una sustancia de referencia a una temperatura de referencia. Se deben reportar las temperaturas de referencia de cada una. Ejemplo: 60 °F/60 °F significa densidad líquido a 60 °F/densidad agua a 60 °F; 60 °F/77 °F significa densidad líquido a 60 °F/densidad agua a 77 °F. Esta expresión reemplaza a la expresión obsoleta “gravedad específica”. Es una magnitud adimensional y por tanto, sin unidades.  Gravedad API: método utilizado en la industria petrolera para expresar la densidad de líquidos del petróleo. La gravedad API se mide a través de un hidrómetro que posee una escala graduada en grados API; es un número adimensional y por derivarse de la densidad absoluta es "in vacuo". La relación entre la gravedad API y la densidad relativa (anteriormente llamada gravedad específica) es la siguiente:

La cifra 60 °F (ó 15 5/9 °C) se usa como valor estándar para medición y reportes de mediciones. Al instrumento para medir el grado API se le denomina hidrómetro, que complementado con una probeta y

un termómetro permite

determinar

los

grados API observados.

Luego,

de tablas se obtiene el valor respectivo a 60 °F.  Hidrocarburo: se denomina hidrocarburo a los compuestos orgánicos que contienen únicamente carbono e hidrógeno en sus moléculas. Conforman una estructura de carbono a la cual se unen átomos de hidrógeno. Los hidrocarburos se clasifican en dos clases principales: hidrocarburos aromáticos los cuales tienen al menos un anillo aromático (conjunto planar de seis átomos de carbono) y los hidrocarburos alifáticos los cuales se unen en cadenas abiertas, ya sea lineales o ramificadas.  K Factor: número de pulsos generados por un medidor de flujo para una unidad de volumen o de masa, generalmente está definido por el fabricante.  MF (Factor del medidor): factor de calibración del medidor  Patrón de referencia: patrón, en general de la más alta calidad metrológica, disponible en un lugar o una organización determinada, del cual se derivan las mediciones realizadas en dicho lugar. Existen patrones Internacionales, nacionales y locales.  Peso: es la medida de la fuerza que ejerce la gravedad sobre la masa de un cuerpo. Normalmente, se considera respecto de la fuerza de gravedad terrestre.  Peso en el aire (peso aparente): el peso indicado para una sustancia cuando la misma se pesa en el aire con una balanza o báscula comercial que ha sido estandarizada, de tal manera

que a la sustancia le corresponde un peso en el vacío igual a la masa nominal asociada con ella. Durante el pesaje, el aire ejerce una fuerza neta de empuje sobre la sustancia igual a la masa de aire desplazada por la sustancia, menos la masa de aire desplazada por las pesas.  Peso in vacuo (en el vacío o peso verdadero): el peso de una masa en el vacío, sin en el efecto de la fuerza de empuje del aire.  PET (Portable Electronic Thermometer): Termómetro electrónico portátil.  Petróleo: sustancia generalmente liquida, que se encuentra en forma natural en la tierra y se compone principalmente de una mezcla de componentes de carbono e hidrógeno con o sin otros compuestos no metálicos tales como azufre, oxígeno y nitrógeno. Los compuestos que integran el petróleo pueden encontrarse en estado gaseoso, líquido o sólido, dependiendo de su naturaleza y de las condiciones de presión y temperatura existentes.  Presión ambiental: presión del medio circundante, como la de un líquido en un oleoducto o la de la atmósfera.  Presión atmosférica: presión ejercida por el peso de la atmósfera. A nivel del mar, la presión es aproximadamente de 14,7 libras por pulgada cuadrada (101 kPa), a menudo referida como atmósfera, presión atmosférica, o presión de una atmósfera.  Presión de equilibrio: presión a la cual un líquido y sus vapores están en equilibrio a una temperatura dada.  Presión de vapor Reid: presión de vapor de un líquido a 100°F (37,8°C) determinada de acuerdo con el método para la Presión de Vapor de Productos de Petróleo (Método Reid). ASTM D323.  Presión estática: presión en un fluido o sistema que se ejerce perpendicularmente a la superficie sobre la cual actúa.  Presión manométrica: presión medida considerando la presión atmosférica como cero.  Probador tipo tanque: recipiente abierto o cerrado, de capacidad conocida diseñado para determinar en forma precisa el volumen de líquido que entra o sale de este durante la operación de prueba de un medidor.  Rata o tasa de flujo: término que expresa la velocidad del fluido, en función de volumen o masa. Ejemplo: barriles por hora, galones por minuto, metros cúbicos por hora, o kilogramos por unidad de tiempo, etc.  Refinados: mezcla de hidrocarburos resultante de procesos de tratamientos físico químicos, que existen en fase liquida a presión atmosférica.  Repetibilidad: es la variación obtenida entre los resultados de múltiples sucesos, medidos a las mismas condiciones de operación y llevados a cabo por el mismo método, con los mismos instrumentos, en el mismo lugar y dentro de un corto periodo de tiempo.  Reproducibilidad: es la medida de la variabilidad entre los resultados de mediciones de la misma variable cuando las mediciones individuales son realizadas con el mismo método, con

el mismo tipo de instrumento pero con operadores diferentes en diferentes sitios y después de un periodo largo.  Resolución: capacidad para detectar un cambio mínimo en la cantidad medida para el cual el instrumento reaccionara con un cambio observado en una indicación análoga o digital.  Sedimento: material sólido que puede incluir una combinación de arena, óxidos, residuos y materia granulada, suspendida o decantada en los hidrocarburos.  Temperatura: es una medida del calor o energía térmica de las partículas en una sustancia. Es la magnitud física que se emplea para medir en términos físicos las sensaciones de caliente y frío.  Tolerancia: es el intervalo de valores en el que debe encontrarse una magnitud para que se acepte como válida, lo que determina la aceptación o el rechazo de los componentes fabricados, según sus valores queden dentro o fuera de ese intervalo.  Trazabilidad: la aptitud para rastrear la historia, la aplicación o la localización de sistema, equipos o prueba, por medio de identificaciones registradas. Se aplica a la referencia de los equipos de medición en relación con los patrones nacionales o internacionales, los patrones primarios, las constantes o propiedades físicas básicas o los materiales de referencia. Conviene que todos los aspectos de los requisitos de trazabilidad si los hay, se especifiquen claramente, por ejemplo en función de períodos de tiempo, punto de origen o identificación.  Unidad de medida: magnitud particular, definida y adoptada por convención, con la cual se comparan las otras magnitudes de la misma naturaleza para expresar cuantitativamente su relación con esta magnitud.  Verificación metrológica: es la evaluación objetiva de las características metrológicas de un equipo de medición obtenidas como resultado de su calibración, contra los requisitos metrológicos establecidos para el proceso. La verificación determina que las características metrológicas del equipo satisfacen las establecidas por una especificación. Rasgo característico de la verificación es la emisión de un certificado de verificación, cuyo contenido puede limitarse a la aptitud o no del equipo de medición para el uso específico, como resultado de la evaluación de la conformidad con respecto a las especificaciones metrológicas.  Volumen bruto: volumen indicado multiplicado por el factor del medidor (MF) para el líquido específico y la tasa de flujo bajo la cual el medidor ha sido probado.  Volumen bruto estándar (GSV- Gross Standard Volume): es el volumen total de todos los líquidos del petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, corregido a través del factor de corrección de volumen apropiado (CTL) para la temperatura observada y la gravedad API, densidad relativa o densidad a una temperatura estándar 60 °F o 15 °C, también corregido por el factor de corrección de presión (L) y el factor del medidor (MF).  Volumen bruto observado (GOV - Gross Observed Volume): es el volumen total de líquidos de petróleo, sedimento y agua, excluyendo agua libre, a la temperatura y presión observada.

 Volumen compuesto de crudo: es el volumen indicado sin corregir, también conocido como el volumen de multifase determinado por un sistema de medición cuando se ha llenado la línea.  Volumen de agua libre (FWV-Free Water Volume): cantidad de agua libre determinada durante la medición de un tanque.  Volumen Indicado (IV-Indicated Volume): cambio en la lectura del medidor que ocurre durante un recibo o entrega.  Volumen neto estándar (NSV - Net Standard Volume): es el volumen total de todos los líquidos de petróleo, excluido el sedimento y agua (S&W) y el agua libre, corregido por el factor de corrección de volumen apropiado (CTL) para la temperatura observada y la gravedad API, densidad relativa o densidad a una temperatura estándar como 60 °F o 15 °C y corregido por el factor de corrección de presión (L) y el factor del medidor (MF).  Volumen total calculado (TCV - Total Calculated Volume): volumen total de todo el petróleo liquido más agua y sedimento, corregido por el factor de corrección de volumen apropiado (CTL) a la temperatura observada y gravedad API, densidad relativa o densidad a la temperatura estándar de 60 °F o 15 °C y también corregida por el factor de corrección de presión aplicable (L) y el factor del medidor (MF), más toda el agua libre medida a la temperatura y presión observadas (volumen bruto estándar más agua libre).  Volumen total observado (TOV): volumen total medido del petróleo líquido, sedimento y agua, sólidos y agua libre medidos a la temperatura y presión observadas.

API MPMS (MANUAL OF PETROLEUM MEASUREMENT STANDARDS) Estándar de la industria petrolera, compuesto por 22 capítulos, descritos a continuación.  CHAPTER 1 VOCABULARY  CHAPTER 2 TANK CALIBRATION  Chapter 2.2A Measurement and Calibration of Upright Cylindrical Tanks by the Manual Tank Strapping Method.  Chapter 2.2B Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical Reference Line Method.  Chapter 2.2C Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Optical-Triangulation Method.  Chapter 2.2D Calibration of Upright Cylindrical Tanks Using the Internal Electro Optical Distance Ranging Method.  Chapter 2.2E Calibration of Horizontal Cylindrical Tanks - Part 1: Manual Methods  Chapter 2.2F Calibration of Horizontal Cylindrical Tanks - Part 2: Internal Electro-optical Distance ranging Method  Chapter 2.7 Calibration of Barge Tanks.

 Chapter 2.8A Calibration of Tanks on Ships and Oceangoing Barges.  Chapter 2.8B Recommended Practice for the Establishment of the Location of the Reference Gauge Point and the Gauge Height of Tanks on Marine Tank Vessels.  CHAPTER 3 TANK GAUGING  Chapter 3.1A Standard Practice for the Manual Gauging of Petroleum and Petroleum Products.  Chapter 3.1B. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Tanks by Automatic Tank Gauging.  Chapter 3.2 Standard Practice for Gauging Petroleum and Petroleum Products in Tank Cars.  Chapter 3.3. Standard Practice for Level Measurement of Liquid Hydrocarbons in Stationary Pressurized Storage Tanks by Automatic Tank Gauging.  Chapter 3.5. Standard Practice for Level Measurement of Light Hydrocarbon Liquids Onboard Marine Vessels by Automatic Tank Gauging.  Chapter 3.6. Measurement of Liquid Hydrocarbons by Hybrid Tank Measurement Systems.  CHAPTER 4 PROVING SYSTEMS  Chapter 4.1 Introduction.  Chapter 4.2 Displacement Provers.  Chapter 4.4 Tank Provers.  Chapter 4.5 Master-Meter Provers.  Chapter 4.6 Pulse Interpolation.  Chapter 4.7 Field Standard Test Measures.  Chapter 4.8 Operation of Proving Systems.  Chapter 4.9.1 Introduction to the Determination of the Volume of Displacement and Tank Provers  Chapter 4.9.2 Determination of the Volume of Displacement and Volumetric Tank Provers by the Water-Draw Method of Calibration  Chapter 4.9.3 Determination of the Volume of Displacement Provers by the Master Meter Method of Calibration.  CHAPTER 5 METERING  Chapter 5.1 General Considerations for Measurement by Meters.  Chapter 5.2 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters.  Chapter 5.3 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Turbine Meters.

 Chapter 5.4 Accessory Equipment for Liquid meters.  Chapter 5.5 Fidelity and Security of Flow Measurement Pulsed-Data Transmission Systems.  Chapter 5.6 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Coriolis Meters.  Chapter 5.8 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Ultrasonic Flow Meters Using Transit Time Technology.  CHAPTER 6 METERING ASSEMBLIES  Chapter 6.1 Lease Automatic Custody Transfer (LACT) Systems.  Chapter 6.2 Loading Rack Metering Systems.  Chapter 6.4 Metering Systems for Aviation Fueling Facilities.  Chapter 6.5 Metering Systems for Loading and Unloading Marine Bulk Carriers.  Chapter 6.6 Pipeline Metering Systems.  Chapter 6.7 Metering Viscous Hydrocarbons.  CHAPTER 7 TEMPERATURE DETERMINATION  CHAPTER 8 SAMPLING  Chapter 8.1 Standard Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products.  Chapter 8.2 Standard Practice for Automatic Sampling of Liquid Petroleum and Petroleum Products.  Chapter 8.3 Standard Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products.  Chapter 8.4 Standard Practice for Manual Sampling and Handling of Fuels for Volatility Measurement.  CHAPTER 9 DENSITY DETERMINATION  Chapter 9.1 Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products.  Chapter 9.2 Standard Test Method for Density, or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer.  Chapter 9.3 Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Thermohydrometer Method.  CHAPTER 10 SEDIMENT AND WATER  Chapter 10.1 Standard Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method.

 Chapter 10.2 Determination of Water in Crude Oil by Distillation  Chapter 10.3 Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure).  Chapter 10.5 Standard Test Method for Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by Distillation  Chapter 10.6 Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)  Chapter 10.7 Standard Test Method for Water in Crude Oils by Potentiometric Karl Fischer Titration  Chapter 10.8 Standard Test Method for Sediment in Crude Oil by Membrane Filtration  CHAPTER 11 PHYSICAL PROPERTIES DATA  Chapter 11.1 Temperature and Pressure Volume Correction Factors for Generalized Crude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils.  Chapter 11.2.1 Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0-90°API Gravity Range.  Chapter 11.2.2 Compressibility Factors for Hydrocarbons: 0,350-0,637 Relative Density (60°F/60 °F) and - 50 °F to 140 °F Metering Temperature.  Chapter 11.2.2M Compressibility Factors for Hydrocarbons: 350 - 637 Kilograms per Cubic Meter Density (15 °C) and –46 °C to 60 °C Metering Temperature  Chapter 11.2.4 Temperature Correction for the Volume of NGL and LPG Tables 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, 60E  Chapter 11.3.2.1 Ethylene Density  Chapter 11.3.3.2 Propylene Compressibility  Chapter 11.4.1 Properties of Reference Materials. Part 1 - Density of Water and Water Volume Correction Factors for Calibration of Volumetric Provers.  Chapter 11.5 Density/weight/volume intraconversion  Chapter 11.5.1 Conversions of API Gravity at 60 °F  Chapter 11.5.2 Conversions for Relative Density (60/60 °F)  Chapter 11.5.3 Conversions for Absolute Density at 15 °C  CHAPTER 12 CALCULATION OF PETROLEUM QUANTITIES.  Chapter 12.1.1 Calculation of Static Petroleum Quantities Part 1 - Upright Cylindrical Tanks and Marine Vessels.  Chapter 12.1.2 Calculation of Static Petroleum Quantities Part 2 - Calculation Procedures for Tank Cars.

 Chapter 12.2.1 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volume Correction Factors Part 1 - Introduction.  Chapter 12.2.2 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 2 - Measurement Tickets.  Chapter 12.2.3 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 3 - Proving Reports  Chapter 12.2.4 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 4 - Calculation of Base Prover Volumes by Waterdraw Method.  Chapter 12.2.5 Calculation of Petroleum Quantities Using Dynamic Measurement Methods and Volumetric Correction Factors Part 5 - Base Prover Volume Using Master Meter Method.  Chapter 12.3 Calculation of Volumetric Shrinkage from Blending Light Hydrocarbons with Crude Oil.  CHAPTER 13 STATISTICAL ASPECTS OF MEASURING AND SAMPLING  Chapter 13.1 Statistical Concepts and Procedures in Measurement.  Chapter 13.2 Statistical Methods of Evaluating Meter Proving Data.  CHAPTER 14 NATURAL GAS FLUIDS MEASUREMENT  Chapter 14.1 Collecting and Handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer  Chapter 14.2 Compressibility Factors of Natural Gas and Other Related Hydrocarbon Gases (AGA Report No. 8) (GPA 8185-90)  Chapter 14.3.1 Concentric, Square-edged Orifice Meters. Part 1 - General Equations and Uncertainty Guidelines.  Chapter 14.3.2 Concentric, Square-Edged Orifice Meters. Part 2 - Specification and Installation Requirements.  Chapter 14.3.3 Concentric, Square-Edged Orifice Meters. Part 3 - Natural Gas Applications.  Chapter 14.4 Converting Mass of Natural Gas Liquids and Vapors to Equivalent Liquid Volumes (GPA-8173-91).  Chapter 14.5 Calculation of Gross Heating Value, Specific Gravity, and Compressibility of Natural Gas Mixtures from Compositional Analysis.  Chapter 14.6 Continuous Density Measurement.  Chapter 14.7 Mass Measurement of Natural Gas Liquids (GPA 8182-95)  Chapter 14.8 Liquefied Petroleum Gas Measurements.  Chapter 14.9 Measurement of Natural Gas by Coriolis Meter (AGA Report No. 11, 2003)

 Chapter 14.10 Measurement of Flow to Flares  CHAPTER 15 GUIDELINES FOR USE OF THE INTERNATIONAL SYSTEM OF UNITS (SI) IN THE PETROLEUM AND ALLIED INDUSTRIES  CHAPTER 16 MEASUREMENT OF HYDROCARBON FLUIDS BY WEIGHT OR MASS.  Chapter 16.2 Mass Measurement of Liquid Hydrocarbons in Vertical Cylindrical Storage Tanks By Hydrostatic Tank Gauging.  CHAPTER 17 MARINE MEASUREMENT.  Chapter 17.1 Guidelines for Marine Cargo Inspection.  Chapter 17.2 Measurement of Cargoes On Board Tank Vessels.  Chapter 17.3 Guidelines for Identification of the Source of Free Waters Associated With Marine Petroleum Cargo Movements.  Chapter 17.4 Method for Quantification of Small Volumes on Marine Vessels (OBQ/ROB).  Chapter 17.5 Guidelines for Cargo Analysis and Reconciliation.  Chapter 17.6 Guidelines for Determining the Fullness of Pipelines Between Vessels and Shore Tanks.  Chapter 17.7 Recommended Practices for Developing Barge Control Factors (Volume Ratio).  Chapter 17.8 Guidelines for Pre-Loading Inspection of Marine Vessel Cargo Tanks.  Chapter 17.9 Vessel Experience Factor (VEF).  Chapter 17.10.2 Measurement of Refrigerated and/or Pressurized Cargo on Board Marine Gas Carriers.  Chapter 17.12 Procedure for Bulk Liquid Chemical Cargo Inspection by Cargo Inspectors.  CHAPTER 18.1 MEASUREMENT PROCEDURES FOR CRUDE OIL GATHERED FROM SMALL TANKS BY TRUCK.  CHAPTER 19 EVAPORATION LOSS MEASUREMENT.  Chapter 19.1 Evaporative Loss from Fixed-Roof Tanks.  Chapter 19.1A Evaporation Loss From Low-pressure Tanks  Chapter 19.2 Evaporative Loss from Floating-roof Tanks.  CHAPTER 20 ALLOCATION MEASUREMENT OF OIL AND GAS  Chapter 20.1 Allocation Measurement

 CHAPTER 21 FLOW MEASUREMENT USING ELECTRONIC METERING SYSTEMS.  Chapter 21.1 Electronic Gas Measurement.  Chapter 21.2 Flow Measurement-Electronic Liquid Measurement  CHAPTER 22.1 TESTING PROTOCOLS-GENERAL GUIDELINES FOR DEVELOPING TESTING

PROTOCOLS

FOR

DEVICES

USED

IN

THE

MEASUREMENT

OF

HYDROCARBON FLUIDS CONDICIONES BASE PARA NORMAS API Las condiciones de base para la medición de líquidos, como el petróleo crudo y sus productos líquidos, que tienen una presión de vapor igual o inferior a la atmosférica a la temperatura base son las siguientes: Unidades consuetudinarias de los Estados Unidos (USC):

Unidades del Sistema Internacional (SI):

Presión 14.696 psia (101,325 kPaa)

Presión 14.696 psia (101,325 kPaa)

Temperatura 60.0 ° F (15,56 ° C)

Temperatura 59.00 ° F (15,00 ° C)

Para líquidos, tales como hidrocarburos líquidos, que tienen una presión de vapor mayor que la presión atmosférica a la temperatura base, la presión base será la presión de vapor de equilibrio a la temperatura base.

TABLAS ÚTILES PARA LA INDUSTRIA DEL PETRÓLEO

2. Cantidad mínima de mediciones de temperatura del líquido en el recipiente volumétrico patrón de acuerdo a su capacidad. De que numeral o norma hace referencia?

Esto dice el API MPMS CAPÍTULO 4 SECCIÓN 4 TANQUES PROBADORES numeral 5.2 Medición de la temperatura: La medición de la temperatura del líquido de prueba tanto en el medidor como en el tanque probador es esencial. Todos los dispositivos de temperatura deben verificarse con un termómetro certificado. Los dispositivos de temperatura se deben revisar con frecuencia para garantizar una indicación continua y precisa. Los dispositivos de temperatura del rango adecuado deben ser precisos dentro de 1/4 ° F (1/4 ° C) o mejor. Se acepta el uso de un sensor en los tanques hasta 100 galones (380 litros). Se recomienda el uso de dos sensores en los probadores mayores a 100 galones (380 litros) pero menores o iguales a 500 galones (1900 litros). Se deben usar tres sensores en los tanques que tengan una capacidad mayor a 500 galones (1900 litros) o más. Si se usa un sensor, debe colocarse en el centro de la altura vertical del probador del tanque. Si se utilizan dos sensores, uno debe ubicarse en el tercio superior de la altura del tanque vertical y el otro en el tercio inferior. Si se utilizan tres sensores, uno debe ubicarse dentro de cada tercio de la altura del tanque probador. Cuando se usa más de un sensor, los sensores deben estar igualmente espaciados alrededor de la circunferencia del tanque. 3. Donde especifica los tipos de medidores que pueden ser calibrados por el método con recipiente volumétrico patrón descrita en la API 12.2.3?

Los tipos de medidores no se especifican, se especifica es el producto que puede ser calibrado con el RVM. Esto dice el API MPMS CAPÍTULO 4 SECCIÓN 4 TANQUES PROBADORES Numeral 4.5 Sistemas cerrados: “Si el líquido a medir con el probador tiene una alta presión de vapor, se debe usar un sistema de prueba de tanque cerrado. Los probadores de tanque abierto (con o sin control de evaporación) o los probadores de tanques cerrados pueden usarse para líquidos que tienen baja presión de vapor. La distinción entre líquido de baja presión de vapor y líquido de alta presión de vapor depende de si su presión de vapor de equilibrio es menor o mayor que la presión atmosférica a la temperatura de funcionamiento”. Desde el punto de vista físico-químico y de la termodinámica, la volatilidad es una medida de la tendencia de una sustancia a pasar a la fase de vapor, es decir, es la medida de la facilidad con que una sustancia se evapora. Cuanto mayor sea la presión de vapor de un líquido a una temperatura determinada mayor es la volatilidad.

La tendencia general es que a mayor gravedad API, menor densidad. Así mismo, mayor API, mayor volatilidad y menor viscosidad. Tabla 1. Valores típicos de propiedades de derivados del petróleo. Producto

Viscosidad, cSt

Base lubricante pesada

400,0 (a 40°C)

Densidad Relativa, a 15 °C Gravedad API a 60 °F 0,90

25,7

Base lubricante liviana

128,5 (a 40°C)

0,85

34,9

Crudo pesado

280,5 (a 40 °C)

0,97

13,4

Crudo ligero

16,7 (a 40°C)

0,86

32,4

Tolueno

0,54 (a 20 °C)

0,87

31,1

Jet

4,5 (a 20,0 °C)

0,86

32,1

AM

3,4 (a 40 °C)

0,85

34,9

Xileno

0,56 (a 20 °C)

0,84

36,9

Gasolina

3,5 (a 40 °C)

0,74

59,7

Así pues, los probadores de tanque abierto pueden usarse para líquidos que tienen baja presión de vapor, baja volatilidad, baja viscosidad y API media, es decir, son adecuados para calibrar productos limpios o blancos (gasolina, nafta, querosene y gasóleo), también son adecuados para calibrar bases lubricantes livianos y medias, no son adecuados para productos muy viscosos (crudos y lubricantes pesados) porque estos tienden a adherirse a las paredes del recipiente, variando el volumen certificado del probador y generando altas inexactitudes.

4. Si se utilizan diferentes líquidos de donde podemos sacar la corrección por efectos de presión de vapor y demás características de los hidrocarburos?, esto teniendo en cuenta que los patrones de volumen son calibrados con agua.

5. Análisis de las fuentes de incertidumbre La ecuación general para determinar el factor del medidor es FM 

V

n



 Li * K c * Ctsp * Ctlp * C psp * C plp Vbmi * Ctsm * Ctlm * C psm * C plm

Donde: FM = factor del medidor calculado a condición estándar o condición de operación del medidor Vn = volumen nominal de la medida volumétrica a la temperatura de referencia; galones Li = lectura en la escala del cuello en la medida volumétrica patrón, en el evento “i”; pulgada3 Kc = factor de corrección de la escala del cuello; galón/ pulgada3 Ctsp = factor de corrección de pared por temperatura en la medida volumétrica, en evento “i” Ctlp = factor de corrección por expansión térmica del líquido en medida volumétrica, en evento “i” sp = factor de corrección de pared por presión en medida volumétrica, en evento “i” lp = factor corrección por presión interna sobre el líquido en medida volumétrica, en evento “i” Vbmi = volumen bruto observado en medidor de flujo a la temperatura de prueba; galones Ctsm = factor de corrección de pared por efecto de temperatura en medidor de flujo, en evento “i” Ctlm = factor de corrección por expansión térmica del líquido en medidor de flujo, en evento “i” sm = factor de corrección de pared por efecto de presión en medidor de flujo, en evento “i”

lm = factor corrección por presión interna sobre el líquido en medidor de flujo, en evento “i” Para lograr una adecuada estimación de la incertidumbre, se tienen en cuenta las siguientes hipótesis:  La masa de fluido entre el medidor bajo calibración y el patrón volumétrico permanece constante.  El flujo ocurre totalmente en fase líquida.  El flujo es estable, es decir con fluctuaciones de gasto pequeñas que no cambian el comportamiento del medidor durante su calibración a esas condiciones.  La temperatura del fluido en el patrón volumétrico es la misma que la temperatura del metal del patrón volumétrico.  Es suficiente una aproximación lineal para estimar la deformación del patrón volumétrico por efectos de temperatura.  La densidad del fluido en el patrón volumétrico se calcula como función de la temperatura y la presión.  Las condiciones de operación del sistema de medición no son afectadas en el proceso de calibración.  Durante el proceso de calibración no se presenta el fenómeno de cavitación provocada por altas velocidades instantáneas en zonas de baja presión absoluta.  El sistema de medición no es afectado por su instalación física, y los efectos de vibración e instalación originados por el arreglo de tuberías y sus rios no provocan vórtices severos o distorsiones en el perfil de velocidades.

Las fuentes de incertidumbre a tener en cuenta en la calibración de medidores de flujo utilizando una medida volumétrica como patrón de referencia son:  Volumen a condiciones estándar del patrón  Volumen determinado por el medidor bajo prueba a condiciones de operación  Temperatura del fluido  Densidad del fluido a la temperatura de prueba en el medidor y en la medida volumétrica  Factor de corrección por temperatura en la densidad del líquido  Coeficiente cúbico de expansión térmica del material de fabricación de la medida volumétrica  Lectura del menisco en el cuello graduado de la medida volumétrica  Repetibilidad del MF del medidor bajo prueba

6. De donde puedo sacar el cálculo del CTL utilizando diferentes líquidos para la calibración (utilizar la ecuación WAGENBRETH para el cálculo del CTL utilizando agua según la API 11.2.3.5) es válida?

La ecuación de Wagenbreth solamente aplica para cálculos cuando se utiliza el agua. Para otros hidrocarburos líquidos debe usarse lo establecido en el Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11—Physical Properties Data Section 1—Temperature and Pressure Volume Correction Factors for GeneralizednCrude Oils, Refined Products, and Lubricating Oils, MAY 2004, cuyas relaciones se resumen en las siguientes ecuaciones: Para el cálculo del CTL se usan

Donde T = coeficiente de expansión térmica a la temperatura base T T = pequeño valor de corrección a la temperatura base t = diferencia entre la temperatura alterna y la temperatura base

Para el cálculo del L se usan

Donde Pba = presión base, psia. Para hidrocarburos volátiles, la presión base es la presión de saturación para el líquido. Se asume que si la presión de saturación es menor que la Patm, existe un error muy pequeño en aplicar la corrección a una presión base constante de 1 atm. Pea = presión de equilibrio de vapor a la temperatura del líquido medid, psia. Para líquidos con presión de equilibrio menor que la Patm (0 psig, 14,696 psia), el valor de Pea es la presión atmosférica. F = es el factor de compresibilidad P = Presión de trabajo Si Pba = 0 psig, y Pea se expresa en psig, le ecuación anterior se convierte en la forma específica de calcula el L en el API MPMS 11.1.

7. En que API se especifica la metodología para la calibración de contadores de volumen por método volumétrico? Inicialmente, en el API, no se habla de calibración, se habla de verificación y ajuste del medidor. El API MPMS Capitulo 5 Sección 2 Measurement of Liquid Hydrocarbons by Displacement Meters, numeral 5.2.5.1 métodos de ajuste de la lectura del medidor, indica 5.2.5.1 MÉTODOS DE AJUSTE DE LA LECTURA DEL MEDIDO Se puede usar cualquiera de los dos métodos de ajuste de lectura del medidor, dependiendo de la aplicación prevista del medidor y las condiciones de funcionamiento. 5.2.5.1.1 Método de lectura de volumen directo Con el primer método, la lectura se ajusta hasta que el cambio en la lectura del medidor durante una prueba sea igual o casi igual al volumen medido en el probador. Luego se sella para proporcionar seguridad contra el ajuste no autorizado. Los medidores ajustados se usan con mayor frecuencia en los camiones de distribución minorista y en los bastidores de carga de camiones y vagones de ferrocarril, donde es deseable tener una lectura de cantidad directa sin tener que aplicar correcciones matemáticas. Un medidor ajustado o de lectura directa es correcto solo para el líquido y las condiciones de flujo en las que se probó. 5.2.5.1.2 Método del factor del medidor Con el segundo método de ajuste de lectura del medidor, la lectura del medidor no se ajusta, y se calcula un factor de medidor. El factor del medidor es un número obtenido al dividir el volumen real de líquido que pasa a través del medidor durante la prueba entre el volumen indicado por el medidor. Para las operaciones de medición posteriores, el rendimiento real o el volumen medido se determina multiplicando el volumen indicado por el medidor por el factor del medidor. Cuando no se requiere lectura de cantidad directa, se prefiere el uso de un factor de medidor por varias razones: a. Es difícil o imposible ajustar el mecanismo calibrador del medidor, para registrar con la misma resolución que se logra cuando se determina un factor de medidor. b. El ajuste generalmente requiere uno o más reprocesos para confirmar la precisión del ajuste. c. En aplicaciones donde el medidor se va a usar con varios líquidos diferentes o bajo diferentes conjuntos de condiciones de operación, se puede determinar un factor de medidor diferente para cada líquido y para cada conjunto de condiciones de operación. Para la mayoría de las tuberías, terminales y las instalaciones marinas de carga y descarga, los medidores se ajustan inicialmente para que sean correctos en condiciones promedio, y los mecanismos se sellan en ese entorno. Luego, se determinan los factores del medidor para cada

líquido de petróleo y para cada conjunto de condiciones de operación en las cuales se usan los medidores. Este método proporciona flexibilidad y mantiene la máxima precisión. El cálculo de cantidades en medición dinámica se determina según lo establecido en el API MPMS Capitulo 12 Sección 2 Parte 1 Introduction.  DENSIDAD DEL LÍQUIDO: RHOtp = RHOb CTL L o con RHOtp /RHOb = CTL L Dónde: RHOtp = densidad del líquido a la temperatura y presión de la prueba (medidos) RHOb = densidad del líquido a la temperatura base CTL = factor de corrección por temperatura en el líquido L = factor de corrección por presión en el líquido

El Apéndice B de dicha norma, contiene una lista de correlaciones líquidas versus API recomendadas de acuerdo con el documento API de 1981. Donde actualmente no existe una correlación API, se ha proporcionado el estándar ASTM apropiado.  CALCULO DEL VOLUMEN INDICADO: El volumen indicado (IV), se obtiene de la resta entre los volúmenes indicados en el medidor, al inicio (MRo) y al final (MRc) de la corrida de verificación. IV = MRc – MRo  CALCULO DEL VOLUMEN BRUTO ESTANDAR: El volumen bruto estándar (GSV) se obtiene de la siguiente expresión física: GSV = Mass / RHOb Recordando que Mass = IV MF RHOtp Se obtiene la siguiente expresión para el cálculo del volumen bruto estándar (GSV): GSV = IV CTL L MF

 CALCULO FACTOR DEL AGUA Y SEDIMENTO CONTENIDO (CSW): El porcentaje de sedimento y agua (%S&W) es una cantidad calculada determinada en el laboratorio, a partir de una muestra representativa de la cantidad de líquido que se mide. Representa la parte del líquido que no es hidrocarburo y se calcula de la siguiente manera CSW = 1 – (%S&W/100)

Si se desea conocer el volumen de agua y sedimento contenido en el líquido, este se determina con la relación: SWV = GSV [1 – (%S&W/100)]

 CALCULO DEL VOLUMEN NETO ESTANDAR:

El volumen neto estándar (NSV) es equivalente al volumen de un líquido en sus condiciones base, que no incluye elementos no comercializables como sedimentos y agua. La fórmula para calcular NSV es la siguiente: NSV = GSV CSW

 PRINCIPALES FACTORES DE CORRECCIÓN: Los cálculos se basan en la corrección del volumen medido del líquido de petróleo a su volumen en las condiciones base. Los factores de corrección se proporcionan para ajustar el volumen medido y el volumen de las medidas de prueba o prueba a las condiciones base.  FACTORES DE CORRECCIÓN DE DENSIDAD DEL LÍQUIDO Los factores de corrección de la densidad del líquido se emplean para tener en cuenta los cambios en la densidad debidos a los efectos de la temperatura y la presión sobre el líquido. Estos factores de corrección son los siguientes: CTL corrige el efecto de la temperatura en la densidad del líquido. L corrige el efecto de la compresibilidad en la densidad del líquido.  CORRECCIÓN DEL EFECTO DE LA TEMPERATURA EN EL LÍQUIDO (CTL) Si un líquido de petróleo está sujeto a un cambio de temperatura, su densidad disminuirá a medida que la temperatura aumenta o aumenta a medida que desciende la temperatura. Este cambio de densidad es proporcional al coeficiente de expansión térmica del líquido, que varía con la densidad base (RHOb) y la temperatura del líquido. El factor de corrección para el efecto de la temperatura en la densidad del líquido se llama CTL. Los estándares apropiados para el factor de expansión térmica para un líquido (CTL) se pueden encontrar en el Apéndice B (Liquid density correlation), de la norma API MPMS Capitulo 12

Sección 2 Parte 1 Introduction.  CORRECCIÓN POR COMPRESIBILIDAD DEL LÍQUIDO (L) Si un líquido de petróleo está sujeto a un cambio en la presión, su densidad aumentará a medida que la presión aumenta y disminuye a medida que disminuye la presión. Este cambio de densidad es proporcional al factor de compresibilidad del líquido (F), que depende tanto de su densidad base (RHOb) como la temperatura del líquido. Los estándares apropiados para el factor de compresibilidad (F) se pueden encontrar en el Apéndice B (Liquid density correlation), de la

norma API MPMS Capitulo 12 Sección 2 Parte 1 Introduction. El factor de corrección para el efecto de la presión en la densidad del líquido (L) se puede calcular utilizando la expresión: L = 1 / {1 – [(P - (Pea - Pba)] * F)}

con

(Pea - Pba)> 0

Dónde: Pba = presión base, en unidades de presión absoluta. Pea = presión de equilibrio de vapor a la temperatura del líquido que se mide, en unidades de presión absoluta. P = presión de funcionamiento, en unidades de presión manométrica. F = factor de compresibilidad para líquido. La presión de equilibrio de vapor (Pea) se considera igual a la presión base (Pba) para líquidos que tienen una presión de vapor de equilibrio menor o igual a la presión atmosférica a la temperatura de flujo.  FACTORES DE CORRECCIÓN PARA EL ACERO EN EL PROBADOR Los factores de corrección en el Probador, se emplean para tener en cuenta los cambios en el volumen, debido a los efectos de la temperatura y la presión sobre el acero. Estos factores de corrección son los siguientes: CTS corrige la expansión térmica y / o la contracción del acero en la pared del probador debido a la temperatura promedio del líquido de prueba. S corrige la expansión de presión y / o la contracción del acero en la pared del probador debido a la presión promedio del líquido de prueba. Cuando se conoce el volumen del contenedor en las condiciones de base (Vb), el volumen a cualquier otra temperatura y presión (Vtp) se puede calcular a partir de la siguiente ecuación: Vtp = Vb * CTS * S Por el contrario, cuando se conoce el volumen del contenedor a cualquier temperatura y presión (Vtp), el volumen en condiciones básicas (Vb) se puede calcular mediante Vb = Vtp / (CTS * S)  CORRECCIÓN DEL EFECTO DE LA TEMPERATURA EN EL ACERO (CTS) Cualquier probador de metal, cuando se somete a un cambio de temperatura, cambiará su volumen en consecuencia. El cambio de volumen, independientemente de la forma del probador, es proporcional al coeficiente cúbico de expansión térmica del material. El coeficiente cúbico de expansión térmica es válido cuando la sección calibrada está construida de un solo material. El CTS para probadores de tubería, probadores de tanques abiertos y medidas de prueba portátiles, supone un material de construcción homogéneo y se puede calcular a partir de: CTS = 1 + [(T - Tb) * Gc] Dónde: Gc = Coeficiente de expansión cúbica por grado de temperatura del material del probador. Tb = temperatura base. T = Temperatura media del líquido en el contenedor.

El coeficiente de expansión cúbica (Gc) para un probador de tubería o probador de tanque abierto debe ser el correspondiente al material utilizado en la construcción de la sección calibrada. El coeficiente de expansión cúbico (Gc) reportado en el Informe de Calibración del probador, proporcionado por la empresa de calibración, es el que se utilizará para esa medida de campo individual, sin embargo, si se desconoce dicho valor, pueden utilizarse los valores de Gc contenidos en la Tabla 1, si se conoce el material de construcción del probador.

 CORRECCIÓN DEL EFECTO DE LA PRESIÓN SOBRE EL ACERO (S) Si un contenedor de metal, como un probador de tubería convencional, un probador de tanque o una medida de prueba, se somete a una presión interna, las paredes del contenedor se estirarán elásticamente y el volumen del contenedor cambiará en consecuencia. El factor de corrección para el efecto de la presión interna, sobre el volumen en probadores de tubería, probadores de tanques abiertos y medidas de prueba portátiles, llamado S, puede calcularse a partir de S = 1 + ([(P - Pb) * ID] / (E * WT)) Suponiendo que Pb es 0 presión manométrica, la ecuación se simplifica a S = 1 + [(P * ID) / (E * WT)]

con

ID = OD - 2 * WT

Dónde: P = presión de operación interna del probador, en unidades de presión manométrica. Pb = presión base, en unidades de presión manométrica. ID = diámetro interno del contenedor. E = módulo de elasticidad para el material del recipiente. OD = diámetro exterior del contenedor. WT = espesor de pared del contenedor. El módulo de elasticidad (E) del Informe de Calibración, proporcionado por la agencia de calibración, es el que se utiliza para esa medida de campo individual. Sin embargo, si este valor es desconocido, los valores contenidos en la Tabla 2 se usarán si se conoce el material de fabricación del probador.

 FACTOR DEL MEDIDOR Y FACTOR COMPUESTO DEL MEDIDOR (MF, CMF) El factor del medidor (MF) y el factor compuesto del medidor (CMF) son términos que se ajustan para las imprecisiones asociadas con el rendimiento del medidor tal como se determina en el momento de la prueba. A menos que el medidor esté equipado con un ajuste que altere su registro para tener en cuenta el MF, se debe aplicar un MF al volumen indicado del medidor. El MF se determina en el momento de la prueba, con la siguiente expresión: MF = GSVp / ISVm El CMF puede usarse en aplicaciones donde la gravedad, la temperatura y la presión se consideran constantes durante el período de medición. El CMF se determina en el momento de la prueba mediante la siguiente expresión: CMF = Lm * MF  FACTOR DE PRECISIÓN DEL MEDIDOR (MA) El factor de precisión del medidor (MA) es un término utilizado específicamente en medidores usados en cargaderos de productos refinados. En la mayoría de las aplicaciones de cargaderos de camiones, el medidor se ajusta mecánica o electrónicamente, en el momento de la prueba, para garantizar que el factor del medidor sea aproximadamente la unidad. Esto simplifica el conocimiento de embarque y los problemas de contabilidad asociados con las aplicaciones de camiones en el servicio de productos refinados. La MA se determina en el momento de la prueba con la siguiente expresión: MA = ISVm / GSVp Es decir, es el recíproco del MF; MA = 1 / MF  K FACTOR Y K FACTOR COMPUESTO (KF, CKF) Para algunas aplicaciones, el K factor (KF) y el K factor compuesto (CKF), se utilizan para eliminar la necesidad de aplicar factores de corrección del medidor al IV. Al cambiar el factor K o CKF, en el momento de la prueba, el medidor se ajusta electrónicamente para garantizar que el factor del medidor sea aproximadamente la unidad. Un nuevo factor K se determina en el momento de la prueba mediante la siguiente expresión:

KFnuevo = KFantiguo / MF El CKF se puede usar en aplicaciones donde la gravedad, la temperatura y la presión son aproximadamente constantes durante todo el período de medición. El nuevo CKF se determina en el momento de la prueba con la siguiente expresión: CKFnuevo = CKFantiguo / CMF  FACTORES DE CORRECCIÓN COMBINADOS (CCF, CCFp, CCFm) Al multiplicar un número grande (por ejemplo, un IV) por un número pequeño (por ejemplo, un factor de corrección) una y otra vez, puede producirse una disminución de la precisión en los cálculos. Además, pueden ocurrir errores en los cálculos matemáticos debido a la secuencia y el redondeo entre diferentes secuencias o programas. Para minimizar estos errores, la industria seleccionó un método que combina la corrección de factores en una secuencia especificada y niveles máximos de discriminación. El método para combinar dos o más factores de corrección es obtener primero un CCF multiplicando en serie los factores de corrección individuales y redondeando el CCF a un número requerido de decimales. Se han adoptado tres CCF para minimizar los errores en los cálculos: a. Para determinar el cálculo del GSV del tiquete de medición, CCF = CTL * L * MF

o

CCF = CTL * L * CMF

Cuando se usan lecturas de medidor con compensación de temperatura (MRo, MRc, IV), el valor de CTL debe establecerse en 1,0000 para los cálculos del tiquete de medición CCF. Cuando se usa un CMF, el valor de L debe establecerse en 1,0000 para los cálculos del tiquete de medición CCF. b. Para determinar el cálculo del GSVp en el probador CCFp = CTSp * Sp * CTLp * Lp c. Para determinar el cálculo del ISVm en el medidor CCFm = CTLm * Lm Cuando se usan lecturas de medidor con compensación de temperatura (MRo, MRc, ISVm), el valor de CTL debe establecerse en 1,0000 para el reporte del CCFm en el informe de cálculos.  CORRECCIÓN PARA SEDIMENTOS Y AGUA (CSW) Los sedimentos y el agua no se consideran componentes comerciales de ciertos hidrocarburos líquidos, como el petróleo crudo y ciertos productos refinados. La corrección para ajustar la GSV del líquido para estas cantidades no inflamables se define mediante la siguiente expresión: CSW = [1 - (% S&W / 100)] 8. Manejo de las Características Fisicoquímicas de los hidrocarburos Las principales características físico-químicas que se manejan en la industria petrolera son:

 Determinación de densidad o gravedad API  Determinación de Agua y Sedimentos  Determinación de contenido de Azufre  Determinación de contenido de Sal  Determinación de Viscosidad cinemática DETERMINACION DE DENSIDAD O GRAVEDAD API MÉTODOS ASTM D4052 Y ASTM D5002 DENSIDAD EN LÍQUIDOS Y CRUDO. Están basados en un elemento vibratorio que mide la frecuencia de vibración de un tubo que contiene el fluido. La vibración de un tubo es recogida por bobinas electromagnéticas que transmiten una señal que indica la frecuencia de vibración a un amplificador. La señal amplificada se retroalimenta a las bobinas conductoras, las cuales alcanzan una vibración de resonancia a una frecuencia natural, determinada por la masa del tubo más la masa del fluido dentro de él. Dado que la masa del tubo no varía, la frecuencia de salida cambia únicamente por causa de la variación de la masa del fluido. La lectura observada se debe corregir a la temperatura de referencia, siguiendo las guías ASTM D1250 aplicables (Tablas de medición del petróleo) y ASTM D1555 para ciclohexano y productos aromáticos.

MÉTODO ASTM D70 DENSIDAD EN ASFALTO La muestra es depositada en un picnómetro calibrado, el picnómetro y la muestra son pesados y el volumen faltante es completado con agua. El picnómetro lleno es llevado a la temperatura requerida por el ensayo (punto de reblandecimiento del asfalto) y pesado. La densidad de la muestra es calculada a partir de su masa y la masa de agua desplazada por la muestra cuando el picnómetro está lleno. La densidad es corregida siguiendo la guía ASTM D4311.

MÉTODO ASTM D1657 DENSIDAD EN GLP. Un cilindro de presión se llena hasta un nivel en el cual el hidrómetro sumergido flote libremente, este es puesto en un baño a temperatura constante, cuando la temperatura ha alcanzado el equilibrio, se registra la lectura del hidrómetro y la temperatura de la muestra. La densidad es corregida a temperatura de referencia y presión de saturación, utilizando las guías API MPMS 11.2.4 para corrección por temperatura y API MPMS 11.2.2 con su Addendum para la corrección por presión

MÉTODO ASTM D792 DENSIDAD EN PLÁSTICOS. El plástico es inmerso en un líquido; determinando la masa aparente en la inmersión se infiere la densidad relativa a partir del conocimiento de la densidad del líquido de inmersión.

NORMAS APLICABLES  Chapter 9.1 Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products.  Chapter 9.2 Standard Test Method for Density, or Relative Density of Light Hydrocarbons by Pressure Hydrometer.  Chapter 9.3 Standard Test Method for Density, Relative Density, and API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Thermohydrometer Method. DETERMINACION DE AGUA VALORACIÓN POTENCIOMÉTRICA El método tiene como referencia el estándar ASTM D 4377 — Standard Test Method for Water in Crude Oils by Potentiometric Karl Fischer Titration. API Designation: MPMS Chapter 10.7. Este método cubre la determinación de agua dentro de un rango de 0,02 a 2% en crudos que contienen menos de 500 ppm de azufre como mercaptanos, sulfuros o ambos, con reactivo Karl Fischer estándar o reactivos de Karl Fischer libres de piridina. Después de homogenizar la muestra de crudo con un mezclador de inmersión, se toma una alícuota y en un solvente se titula hasta obtener un punto final electrométrico. Para la determinación del agua, según Karl Fischer se utiliza un medio no acuoso, un exceso de dióxido de azufre y piridina para neutralizar los ácidos formados. El solvente más adecuado resultó ser el metanol. La reacción es de tipo redox y el yodo es el agente oxidante. La piridina se ha ido reemplazando por el imidazol y dietanolamina. Todos los reactivos deben ser anhidros.

MÉTODO POR DESTILACIÓN Este método tiene como referencia el ASTM D 4006 — Standard Test Method for Water in Crude Oil by Distillation. API Designation: MPMS Chapter 10.2. El método consiste en calentar la muestra bajo condiciones de reflujo con un solvente inmiscible en el agua. El solvente y agua condensados se separan continuamente en una trampa, quedando

el agua en la parte graduada de la trampa y regresando el solvente al matraz de destilación. Como solvente se utiliza el xileno. El montaje del equipo de destilación consta de: un matraz de destilación, un condensador, una trampa de vidrio graduada y un calentador. Antes de su uso inicial la trampa debe ser calibrada de acuerdo a las indicaciones señalas en la norma. El volumen de agua obtenido, es reportado como fracción o porcentaje del volumen inicial de muestra de petróleo crudo.

NORMAS APLICABLES  ASTM D95 Pruebas para determinar agua en crudo y productos de petróleo por el método de destilación.  ASTM D 4377 Determinación de contenido de agua para hidrocarburos por el método de Karl Fischer de Valoración Potencio-métrica.  ASTM D4928 Método para determinación del contenido de agua por el método Karl Fischer de Valoración Voltamétrica (concordante capítulo 10.9 del API MPMS)  Chapter 10.2 Determination of Water in Crude Oil by Distillation  Chapter 10.5 Standard Test Method for Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by Distillation  Chapter 10.7 Standard Test Method for Water in Crude Oils by Potentiometric Karl Fischer Titration

DETERMINACION DE SEDIMENTOS AGUA Y SEDIMENTO POR CENTRÍFUGA Por este método se puede determinar el contenido de agua y sedimento (BSW) en crudo, combustóleo y AM. El método no es enteramente satisfactorio, ya que la cantidad de agua detectada es casi siempre menor que el contenido real. Cuando se requiera mayor exactitud se pueden utilizar los métodos de agua por destilación o valoración y sedimento por extracción. Para realizar este método se debe usar un solvente saturado con agua para que la prueba sea representativa.

SEDIMENTO EN CRUDOS Y COMBUSTÓLEO POR EL MÉTODO DE EXTRACCIÓN Este método se aplica para la determinación de sedimento en crudos y combustóleos por extracción con tolueno de acuerdo con el ASTM D473 Standard Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method. API Designation: MPMS Chapter 10.1. La precisión del método aplica para un rango de niveles de sedimento desde 0,01 hasta 0,40% en masa, aunque se pueden determinar niveles más altos.

Una porción para ensayo de una muestra representativa, la cual está contenida en un dedal refractario, se extrae con tolueno caliente hasta que el residuo muestre una masa constante. La masa del residuo calculada como porcentaje se reporta como sedimento por extracción.

NORMAS APLICABLES  Chapter 10.1 Standard Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method.  Chapter 10.3 Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure).  Chapter 10.6 Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)  Chapter 10.8 Standard Test Method for Sediment in Crude Oil by Membrane Filtration  ASTM D 4007 — Standard Test Method for Water and Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure). API Designation: MPMS, Chapter 10.3  API MPMS 10.4 — Determination of Water and/or Sediment in Crude Oil by the Centrifuge Method (Field Procedure)  ASTM D 2709— Standard Test Method for Water and Sediment in Middle Distillate Fuels by Centrifuge  ASTM D 1796 — Standard Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure)