ASTM D 1298 -99

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Termodinámica Industrial (Instituto Tecnológico Latinoamericano)
idrometro compress
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Designación: D 1298 – 99 (Reaprobada 2005)
Designación: Manual de Normas de Medición de Petróleos (MPMS), Capítulo 9.1
Designación: 160/99
Método de Prueba Estándar para
Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica), o Gravedad API
del Petróleo y Productos Líquidos de Petróleo por
el Método del Hidrómetro
Esta norma es emitida bajo la designación fija D1298; el número inmediatamente siguiente a la designación indica el año de
adopción original o, en caso de revisión, el año de la última revisión. Un número en paréntesis indica el número de la reprobación.
Un superíndice epsilon (∈) indica un cambio de editorial desde la última revisión o reprobación.
1
D 3117 Método de Prueba para Punto de Cera Aparente
de Combustibles Destilados.
D 4057 Práctica de Muestreo Manual de Petróleo y
Productos del Petróleo (API MPMS Capítulo 8.1).
D 4177 Práctica de Muestreo Automático de Petróleo y
Productos del Petróleo (API MPMS Capítulo 8.2).
D 5854 Práctica para Manejo y Mezclado de Muestras
Líquidas de Petróleo y Productos del Petróleo
E 1 Especificaciones para Termómetros ASTM.
E 100 Especificaciones para Hidrómetros ASTM.
Alcance
1.1 Este método de prueba cubre la determinación por
laboratorio utilizando un hidrómetro de vidrio, de la
densidad, la densidad relativa (gravedad específica), o la
gravedad API del petróleo, productos de petróleo, o
mezclas de petróleo y productos non-petroleum
normalmente manejados como líquidos, y que tengan una
presión de vapor Reid igual o menor de 101.325 kPa
(14.696 psi).
1.2 Los valores son medidos con un hidrómetro ya sea a
una temperatura de referencia o a otra temperatura
conveniente, y las lecturas son corregidas a la temperatura
de referencia por medio de las Tablas de Medición de
Petróleo; los valores obtenidos a temperaturas distintas a la
de referencia son lecturas de hidrómetro y no mediciones
de densidad.
1.3 Los valores determinados de densidad, densidad
relativa, o gravedad API pueden ser convertidas a valores
equivalentes a otras unidades a las temperaturas de
referencia alternas por medio de las Tablas de Medición de
Petróleo.
1.4 El Anexo A1 contiene un procedimiento para
verificación y certificación del equipo para este método de
prueba.
1.5 Esta norma no busca discutir todo lo concerniente a
seguridad, asociada con su uso en algún momento. Es
responsabilidad del usuario de esta norma establecer las
prácticas de seguridad y salud apropiada y determinar la
aplicabilidad de limitaciones reguladoras antes de su uso.
2.2 Normas del Instituto del Petróleo:
IP 389 Determinación de la Temperatura de Cera Aparente
(WAT) de los Combustibles Destilados Intermedios por
Análisis Térmico Diferencial (DTA) o Examen Diferencial de
Calorimetría (DSC).
IP Libro de Métodos Estándar, Apéndice A,
Especificaciones – Termómetros Estándar IP.
2.3 Normas ISO
ISO 649-1 Laboratorio de Vidriería - Hidrómetros de
Densidad para Propósitos Generales – Parte 1:
Especificaciones.
3 Terminología
3.1 Definición de Términos de Esta Norma:
3.1.1 gravedad API, n–Una función especial de la densidad
relativa (gravedad específica) a 60/60°F, represent ada por:
°API = 141.5 / (sp gr 60/60°F) – 131.5
2 Documentos de Referencia
(1)
3.1.1.1 Discusión – No se requiere declarar temperatura de
referencia, ya que 60° F está incluida en la defini ción.
3.1.2 Punto de Nube, n–Temperatura a la cual aparece la
primera nube de cristales de cera en un líquido cuando éste se
enfría a condiciones específicas.
3.1.3 densidad, n–La masa de líquido por unidad de
volumen a 15° C y 101.325 kPa con unidades estándar de
medición en kilogramos por metro cúbico.
2.1 Normas ASTM:
D 97 Método de Prueba para Punto de Fluidez de
Productos del Petróleo.
D 323 Método de Prueba para Presión de Vapor
Productos del Petróleo (Método Reid).
D 1250 Guía para las Tablas de Medición de Petróleo.
D 2500 Método de Prueba para Punto de Nube de
Aceites de Petróleo.
1
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3.1.3.1 Discusión – Otras temperaturas de referencia, tales
como 20°C, pueden ser utilizadas por algunos produc tos o en
algunos sitios. Unidades menos preferidas de medición (por
ejemplo Kg/L o g/mL) son todavía utilizadas.
3.1.4 Valores observados, n–Los valores observaron a
temperaturas diferentes a la temperatura de referencia
especificada. Estos valores son sólo lecturas del hidrómetro y
no de densidad, densidad relativa (gravedad específica), o
gravedad API a otra temperatura.
3.1.5 Punto de Fluidez, n–Temperatura más baja a la cual
una porción de prueba de crudo o producto de petróleo
continuará fluyendo cuando éste se enfría bajo condiciones
específicas.
3.1.6 densidad relativa (gravedad específica), n–La relación
de la masa de un volumen de líquido dado a una temperatura
específica a la masa de un volumen igual de agua pura a la
misma o diferente temperatura. Ambas temperaturas deberán
establecerse explícitamente.
3.1.6.1 Discusión – Temperaturas de referencia comunes
incluyen 60/60°F, 20/20°C, 20/4°C, el término histó rico
desaprobado gravedad específica todavía puede encontrarse.
3.1.7 Temperatura de Cera Aparente (WAT), n–Temperatura
a la cual se forman sólidos de cera cuando un crudo o producto
de petróleo se enfría bajo condiciones específicas.
4 Resumen del Método
4.1 La muestra es llevada a una temperatura específica y
una porción de prueba es transferida a un cilindro para
hidrómetro que ha sido llevado a una temperatura
aproximadamente igual. El hidrómetro apropiado, también a
una temperatura similar, se baja dentro de la porción de prueba
permitiendo que se estabilice. Después que se ha alcanzado la
temperatura de equilibrio, se lee la escala del hidrómetro y se
toma la temperatura de la porción de prueba. La lectura
observada del hidrómetro se reduce a la temperatura de
referencia por medio de las Tablas de Medición de Petróleo. Si
es necesario, el cilindro para hidrómetro y su contenido se
colocan en un baño de temperatura constante para evitar la
variación excesiva de temperatura durante la prueba.
son minimizados observando las lecturas del hidrómetro a una
temperatura cercana a la temperatura del volumen de aceite.
5.4 La densidad, densidad relativa (gravedad específica) o
gravedad API es un factor que rige la calidad y precio del
petróleo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo es una
indicación incierta de su calidad a menos que esté
correlacionada con otras propiedades.
5.5 La densidad es un indicador de calidad importante para
combustibles marinos, de aviación y automotores, donde afecta
el almacenaje, el manejo y la combustión.
6 Equipos
6.1 Hidrómetros, de vidrio, graduados en unidades de
densidad, densidad relativa o gravedad API como se requiera,
conforme a Especificaciones E100 o ISO 649-1, y los
requerimientos dados en la Tabla 1.
6.1.1 El usuario deberá cerciorarse que los instrumentos
utilizados para esta prueba son conformes a los requisitos
establecidos arriba respecto a los materiales, dimensiones y
errores de escala. En casos en que el instrumento es
suministrado con un certificado de calibración expedido por un
cuerpo de estandarización reconocido, el instrumento es
clasificado como certificado y la lista de correcciones
apropiadas deberá ser aplicada a las lecturas observadas. Los
instrumentos que satisfagan los requerimientos de este método
de prueba, pero que no son suministrados con un certificado de
calibración reconocido serán clasificados como no certificados.
TABLA 1
Unidades
5.1 La determinación exacta de la densidad, densidad
relativa (gravedad específica), o gravedad API del petróleo y
sus derivados es necesaria para la conversión de los
volúmenes medidos a volúmenes o masas, o ambos, a la
temperatura estándar de referencia durante la transferencia en
custodia.
5.2 Este método de prueba es apropiado para la
determinación de la densidad, densidad relativa (gravedad
específica) o gravedad API de líquidos transparentes de baja
viscosidad. Este método de prueba puede usarse también para
líquidos viscosos permitiéndoles suficiente tiempo para que el
hidrómetro alcance la temperatura de equilibrio, y para líquidos
opacos empleando una apropiada corrección del menisco.
5.3 Cuando se utiliza con relación a la medición de
volúmenes de aceites, los errores de corrección de volumen
Rango
Total
Densidad, Kg/m³ a 15°C
Densidad relativa
(Grav. Esp.) 60/60°F
5 Significado y Uso
Hidrómetros Recomendados
Densidad relativa
(Grav. Esp.) 60/60°F
API
600 - 1100
600 - 1100
600 - 1100
Escala*
Cada
Unidad
Intervalo
20
50
50
0.2
0.5
1.0
0.600 - 1.100 0.020
0.600 - 1.100 0.050
0.600 - 1.100 0.050
0.650 - 1.100 0.050
-1 - +101
12
0.0002
0.0005
0.001
0.0005
0.1
Menisco
Error Corrección
+ 0.2
+ 0.3
+ 0.6
+ 0.3
+ 0.7
+ 1.4
+ 0.0002 + 0.0003
+ 0.0003 + 0.0007
+ 0.0006 + 0.0014
+ 0.0005
+ 0.1
* Intervalo y error relativo a la escala
6.2 Termómetros, que tengan rangos, intervalos de
graduación y errores máximos de escala permitidos mostrados
en la Tabla 2 y conformes a Especificaciones E1 o
IP Apéndice A.
6.2.1 Equipos o sistemas de medición alternos pueden ser
usados, siempre y cuando la incertidumbre total del sistema
calibrado no sea mayor que cuando se usa el termómetro de
vidrio en líquido.
2
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TABLA 2
Escala
°C
°C
°F
Rango
-1 - +38
-20 - +102
-5 - +215
Termómetros Recomendados
Intervalo de Graduación
Error de escala
0.1
0.2
0.5
+ 0.1
+ 0.15
+ 0.25
7.3.1 Muestras de petróleo o productos del petróleo
volátiles que tienen un RVP mayor que 50 kPa – Mezcle la
muestra en el recipiente original cerrado para minimizar las
pérdidas de componentes livianos.
NOTA 1 – El mezclado de muestras volátiles en recipientes abiertos llevará a
pérdidas de componentes livianos y en consecuencia afectan el valor de la
densidad obtenida.
6.3 Cilindro para Hidrómetro, de vidrio claro, plástico (ver 6.3.1)
o metal. El diámetro interno del cilindro deberá ser al menos 25
mm mayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura
deberá ser tal que el hidrómetro flote apropiadamente en la
porción de prueba con al menos 25 mm de separación entre el
fondo del hidrómetro y el fondo del cilindro.
6.3.1 Los cilindros para hidrómetro construidos en material de
plástico deberán ser resistentes a la decoloración o al ataque por
muestras de aceite y no deberán afectar al material que está
siendo probado. Estos no deberán volverse opacos bajo
exposición prolongada a la luz solar.
6.4 Baño de Temperatura Constante, si se requiere, con
dimensiones de manera que el cilindro para hidrómetro con la
porción de prueba pueda acomodarse totalmente inmerso por
debajo de la superficie del líquido de porción de prueba y con un
sistema de control de temperatura capaz de mantener el baño de
temperatura dentro de 0.25°C de la temperatura de p rueba
durante el tiempo de la prueba.
6.5 Barra de Agitación, es opcional, de vidrio o plástico,
aproximadamente de 400 mm de longitud.
7 Muestreo
7.1 A menos que se especifique lo contrario, las muestras de
petróleo y productos de petróleo no volátiles deberán tomarse por
el procedimiento descrito en las Prácticas D 4057 (API MPMS
Capítulo 8.1) y D 4177 (API MPMS Capítulo 8.2).
7.2 Las muestras de petróleo o productos del petróleo volátiles
son preferiblemente tomadas por la Práctica D 4177 (API MPMS
Capítulo 8.2), utilizando un recipiente de muestra de volumen
variable (pistón flotante) para minimizar cualquier pérdida de
componentes livianos lo cual puede afectar la precisión de la
medición de densidad. En ausencia de esta facilidad, deberá
tenerse mucho cuidado para minimizar estas pérdidas, incluyendo
la transferencia de la muestra a un contenedor frío
inmediatamente después del muestreo.
7.3 Mezclado de la muestra, puede ser necesario obtener una
porción de prueba representativa del volumen de muestra a ser
ensayado, pero algunas precauciones deberán tomarse para
mantener la integridad de la muestra durante esta operación. El
mezclado de petróleo o productos de petróleo volátiles que
contienen agua o sedimentos, o ambos, o el calentamiento de
petróleo o productos del petróleo con cera puede resultar en la
pérdida de componentes livianos. La siguiente sección (7.3.1 a
7.3.4) dará algunas guías en el mantenimiento de la integridad de
la muestra.
7.3.2 Petróleo Ceroso – Si el petróleo tiene un punto de
fluidez por encima de 10°C o un punto de nube o un WAT por
encima de 15°C, caliente la muestra a 9°C por encim a del
punto de fluidez, o 3°C por encima del punto de nub e o WAT,
antes de mezclarlo. Siempre que sea posible, mezcle la
muestra en su recipiente original cerrado para minimizar la
pérdida de componentes livianos.
7.3.3 Destilado de Cera – Caliente la muestra a 3°C por
encima de su punto de nube o WAT antes del mezclado.
7.3.4 Aceite Combustible Residual – Caliente la muestra a
la temperatura de prueba antes del mezclado (ver 8.1.1 y
Nota 4).
7.4 Información adicional sobre el mezclado y manejo de
muestras líquidas se encontrarán en la Práctica D 5854 (API
MPMS Capítulo 8.3).
8 Temperatura
8.1 Temperatura de la Prueba:
8.1.1 Lleve la muestra a la temperatura a la cual se hará la
prueba de manera que la muestra sea lo suficientemente
fluida pero no tan alta ya que causaría la pérdida de
componentes livianos, ni tan baja como para resultar en
aparición de cera en la porción de prueba.
NOTA 2 – La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada es más
precisa a la temperatura de referencia o cercana a esta.
NOTA 3 – Las correcciones de volumen y densidad, densidad relativa o
gravedad API en las Tablas de Medición de Petróleo están basadas en la
expansión promedio de un número de materiales típicos. Desde que los
mismos coeficientes fueron utilizados en la recopilación de cada juego de
tablas, las correcciones se realizaron sobre el mismo intervalo de temperaturas
minimizando errores que surgen de posibles diferencias entre el coeficiente del
material bajo prueba y los coeficientes estándar. Este efecto se vuelve más
importante mientras las temperaturas divergen de la temperatura de referencia.
NOTA 4 – La lectura del hidrómetro es obtenida a una temperatura apropiada
a las características fisicoquímicas del material bajo prueba. Esta temperatura
está preferiblemente cerca de la temperatura de referencia, o cuando el valor
es usado en conjunto con mediciones de volumen de aceite, dentro de 3°C de
la temperatura del volumen (ver 5.3).
8.1.2 Para el petróleo, lleve la muestra cerca a la
temperatura de referencia, o si hay presencia de cera, a 9°C
por encima de su punto de fluidez, o 3°C por encima de su
punto de nube o WAT, cuando es muy alto.
NOTA 5 – Para el petróleo una indicación del WAT puede encontrarse usando
IP 389 con la modificación de usar 50 µL + 5 µL de muestra. La precisión del
WAT para el petróleo usando esta técnica no ha sido determinada
3
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9 Certificación y Verificación de Equipos
9.1 Los hidrómetros y termómetros deberán ser verificados
de acuerdo con el procedimiento en el Anexo A1.
10 Procedimiento
10.1 Lleve el cilindro de hidrómetro y el termómetro hasta
aproximadamente 5°C de la temperatura de prueba.
10.2 Transfiera la muestra al cilindro de hidrómetro limpio,
con temperatura estabilizada y sin salpicar, para evitar la
formación de burbujas de aire, y minimizar la evaporación de los
componentes de muy baja ebullición de las muestras más
volátiles (Advertencia: Extremadamente inflamable. ¡Los
vapores pueden causar fuego en destello!).
10.3 Transfiera muestras muy volátiles vaciando con sifón o
desplazamiento de agua (Advertencia: ¡El vaciado con sifón por
la boca podría resultar en ingestión de la muestra!).
10.3.1 Las muestras que contienen alcohol u otro material
soluble en agua deberán llevarse al cilindro por vaciado con
sifón.
10.8 Para líquidos viscosos opacos, permita que el hidrómetro
se estabilice lentamente en el líquido.
10.9 Para líquidos traslúcidos o transparentes de baja
viscosidad, baje el hidrómetro aproximadamente dos divisiones
de escala en el líquido, y luego suéltelo, mientras le aplica un
giro suave al hidrómetro para ayudar a llevarlo hasta un reposo
flotando libremente sin tocar las paredes del cilindro de
hidrómetro. Asegure que el resto del tallo del hidrómetro, el cual
está por encima del nivel del líquido, no está mojado con el
líquido y afecte la lectura obtenida.
10.10 Permita tiempo suficiente para que el hidrómetro llegue
al reposo, y para que todas las burbujas de aire lleguen a la
superficie. Retire cualquier burbuja de aire antes de hacer una
lectura (vea 10.4)
10.11 Si el cilindro de hidrómetro está hecho de plástico,
disipe cualquier carga estática limpiando el exterior con una tela
húmeda. (Advertencia: Las cargas estáticas se crean a menudo
en los cilindros de plástico y pueden impedir que el hidrómetro
flote libremente).
10.12 Cuando el hidrómetro ha llegado al reposo flotando
libremente lejos de las paredes del cilindro, lea la lectura en la
escala del hidrómetro lo más cercano a un quinto de una escala
entera de división de acuerdo con 10.12.1 o 10.12.2.
10.4 Remueva cualquier burbuja de aire después que éstas se
hayan recopilado en la superficie de la porción de prueba,
tocándolas con un pedazo de papel filtro limpio antes de
introducir el hidrómetro.
6
10.5 Coloque el cilindro que contiene la porción de muestra en
una posición vertical en un sitio libre de corrientes de aire y
donde la temperatura del medio circundante no cambie más de
2°C durante el ti empo tomado para completar la prueba. Cuando
la temperatura de la porción de prueba difiere por más de 2°C
del ambiente, utilice un baño de temperatura constante para
mantener una temperatura uniforme durante la realización de la
prueba.
10.6 Introduzca el termómetro o equipo de medición de
temperatura apropiado y agite la porción de prueba con una
varilla de agitación, usando una combinación de movimientos
verticales y giratorios para asegurar temperatura y densidad
uniforme a lo largo del cilindro de hidrómetro. Registre la
temperatura de la muestra lo más cercano a 0.1°C y retire el
termómetro o el dispositivo de medición de temperatura y la
varilla de agitación del cilindro de hidrómetro.
NOTA 6 – Si un termómetro de líquido en vidrio es usado, este normalmente es
utilizado como varilla de agitación.
10.7 Baje el hidrómetro apropiado en el líquido y suéltelo en
una posición de equilibrio, teniendo cuidado de evitar mojar el
tronco por encima del nivel en el cual flota libremente. Para
líquidos traslúcidos o transparentes de baja viscosidad observe
el menisco que se forma cuando el hidrómetro es presionado
por debajo del punto de equilibrio 1 a 2 mm y permitiendo el
retorno al punto de equilibrio. Si el menisco cambia, limpie el
tronco del hidrómetro y repita hasta que la forma del menisco
permanezca constante.
Fig. 1 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Líquidos
Transparentes
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10.12.1 Para líquidos transparentes, registre la lectura del
hidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la cual
la superficie principal del líquido corta la escala colocando el ojo
ligeramente debajo del nivel del líquido y levantándolo despacio
hasta la superficie, primero observará una elipse deformada, se
asomará para volverse una línea recta que corta la escala del
hidrómetro (vea la Figura 1).
muestra lo más cercano a 0.1°C. Si esta temperatur a difiere
de las lecturas anteriores (10.6) por más de 0.5°C, repita las
observaciones del hidrómetro y termómetro hasta que la
temperatura se estabilice dentro de 0.5°C. Si no se puede
obtener una temperatura estable, coloque el cilindro de
hidrómetro en un baño de temperatura constante y repita el
procedimiento desde 10.5.
10.12.2 Para líquidos opacos registre la lectura del hidrómetro
al punto en la escala del hidrómetro en que la muestra sube,
observando con el ojo ligeramente sobre el plano de la
superficie del líquido (vea la Figura 2).
10.14 Si la temperatura de prueba es superior a 38°C,
permita que todos los hidrómetros de plomo del tipo
inserción-en-cera escurran y enfríen en una posición vertical.
11. Cálculos
11.1 Aplique cualquier corrección pertinente del termómetro
a la lectura de temperatura observada en 10.6 y 10.13 y
registre el promedio de estas dos temperaturas lo más
cercano a 0.1°C.
11.2 Para muestras opacas, aplique las correcciones de
menisco pertinentes dadas en la Tabla 1 de las lecturas
observadas del hidrómetro (10.12.2) cuando se calibran los
hidrómetros para ser leído a la superficie principal del líquido.
NOTA 8 – La corrección del menisco para un hidrómetro en particular en uso
es determinado por la observación de la altura máxima encima de la superficie
principal del líquido que el mismo líquido levanta en la escala del hidrómetro
cuando el hidrómetro en cuestión es inmerso en un líquido transparente que
tiene una tensión superficial similar a la de la muestra que está siendo
ensayada. Para los hidrómetros especificados en este método de prueba, las
correcciones de la Tabla 1 son aproximadas.
11.3 Aplique cualquier corrección de hidrómetro a la lectura
observada y registre la lectura de escala de hidrómetro
3
corregida lo más cercano a 0.1 Kg/m en densidad, 0.0001
g/mL, Kg/L en densidad relativa o 0.1°API.
11.4 Si el hidrómetro ha sido calibrado a una temperatura
diferente a la temperatura de referencia, utilice la siguiente
ecuación para corregir la lectura de escala de hidrómetro:
Ãt
Ãr =
-6
-8
2
(2)
1 - [ 23 x 10 ( t – r ) – 2 x 10 ( t – r ) ]
Donde:
Ãr = lectura del hidrómetro a la temperatura de
referencia r, °C.
Fig. 2 Lectura de la Escala del Hidrómetro para Fluidos
Opacos
Ãt = lectura del hidrómetro en la escala de hidrómetro
cuya temperatura de referencia es t, °C.
NOTA 7 – Cuando se ensayan líquidos opacos usando un cilindro de metal, sólo
pueden asegurarse lecturas exactas de la escala del hidrómetro si la superficie
líquida está dentro de 5 mm del tope del cilindro.
10.13 Inmediatamente después de registrar la lectura de la
escala del hidrómetro, levante con cuidado el hidrómetro fuera
del líquido, inserte el termómetro o equipo de medición de
temperatura y agite la porción de muestra verticalmente con la
barra de agitación. Registre la temperatura de la porción de la
11.5 Convierta la lectura de escala de hidrómetro corregida
a densidad, densidad relativa o gravedad API utilizando las
secciones apropiadas de las Tablas de Medición de Petróleo
en la Guía D 1250 de acuerdo a la naturaleza de los
materiales que están bajo prueba. La Tabla 3 da algunos
ejemplos de números de tablas relevantes de las Tablas de
Medición de Petróleo.
5
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TABLA 3 – Ejemplo de Números de Tablas PMT
Material
12.3 Reporte el valor final como densidad relativa, sin
dimensiones, a las dos temperaturas de referencia, lo más
cercano a 0.0001.
12.4 Reporte el valor final como gravedad API, lo más
cercano a 0.1° API.
Densidad a Densidad a Densidad relativa °API
15°C, Kg/m 3 20°C, Kg/m 3
a 60/60°F
Petróleo crudo
53A
Productos de petróleo 53B
Aceites lubricantes
53D
59A
59B
59D
23A
23B
--
5A
5B
5D
13. Precisión y Bias
11.5.1 El procedimiento estrictamente correcto para
conversión es el uso de procedimientos implementados por
computadores contenidos en las Tablas de Medición de
Petróleo y no las tablas impresas. Si las tablas impresas son
usadas, asegure que todo error descubierto de la publicación
original ha sido incluido en la versión usada. Las tablas incluyen
correcciones para la expansión y contracción del vidrio por cal
de soda de los hidrómetros a través del rango de temperatura, y
así la lectura observada del hidrómetro se agrega directamente
después de la corrección (11.2 – 11.4) como sea necesario.
3
11.5.2 Para convertir densidades expresadas en el kg/m a
3
densidades expresadas en g/mL o kg/L, divida por 10 .
11.5.3 Para convertir lecturas del hidrómetro de una unidad a
otro, las Tablas 51 (densidad a 15°C), 21 (densidad relativa a
60/60°F) o 3 (gravedad API), contenidas en la Guía D 1250, son
apropiadas.
12. Reporte
12.1 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por
metro cúbico, a la temperatura de referencia, lo más cercano a
3
0.1 kg/m .
12.2 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por
litro o gramos por mililitro a la temperatura de referencia, lo más
cercano a 0.0001.
TABLA 4
Producto
Parámetro
Densidad
Líquidos
Transparentes
de baja viscosidad
Densidad relativa
Gravedad API
Densidad
Líquidos
Opacos
Densidad relativa
Gravedad API
13.1 Precisión – La
precisión de este método está
determinado por el examen estadístico de resultados de
interlaboratorio, y es como sigue:
13.1.1 Repetibilidad – La diferencia entre resultados
sucesivos, obtenidos por el mismo operador con los mismos
equipos bajo condiciones de operación constantes sobre un
material de prueba idéntico, en la normal y correcta operación
del método de prueba, debería exceder los siguientes valores
solo un caso entre veinte.
13.1.2 Reproducibilidad – La diferencia entre resultados
particulares e independientes obtenidos por diferentes
operadores laborando en diferentes laboratorios sobre material
de prueba idéntico, debería exceder los valores en la Tabla 4
sólo un caso entre veinte.
13.1.3 Bias – No ha sido determinado Bias para este
método de prueba. Sin embargo, no debería haber sesgo de
las mediciones absolutas, si la calibración del hidrómetro y
termómetro son trazables con Normas Internacionales, como
las suministradas por el Instituto Nacional de Normas y
Tecnología.
14. Palabras Claves
14.1 Gravedad API, petróleo crudo, densidad, hidrómetro,
Tablas de Medición de Petróleo, productos del petróleo,
densidad relativa, gravedad específica.
Valores de Precisión
Rango de
Temperatura
°C (°F)
-2 a 24.5
(29 a 76)
(42 a 78)
-2 a 24.5
(29 a 76)
(42 a 78)
Unidades
Repetibilidad
Reproducibilidad
Kg/m3
Kg/L o g/mL
ninguna
°API
0.5
0.0005
0.0005
0.1
1.2
0.0012
0.0012
0.3
Kg/m3
Kg/L o g/mL
ninguna
°API
0.6
0.0006
0.0006
0.2
1.5
0.0015
0.0015
0.5
6
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lOMoARcPSD|36225974
ANEXO
(Información Obligatoria)
A1. APARATOS
A1.1 Verificación y Certificación de Aparatos
marca de dato. Rechace el hidrómetro si la escala del mismo
ha sido movida.
A1.1.1 Hidrómetros, deben ser certificados o verificados. La
verificación será por comparación con un hidrómetro certificado
(vea 6.1.1) o por el uso de un material de referencia certificado
(CRM) específico a la temperatura de referencia usada.
A1.1.1.1 La escala del hidrómetro se localizará
correctamente dentro del tallo del hidrómetro por referencia a la
A1.1.2 Termómetros, deberán ser verificados a intervalos
no mayor de seis meses para conformidad de
especificaciones. O por comparación con un sistema de
medida de temperatura referenciado y trazable con una norma
internacional, o es apropiado una determinación de punto de
hielo.
La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales no toma posición respecto a la validez de algún derecho patentado asegurado en conexión con
algún ítem mencionado en esta norma. Los usuarios de esta norma están expresamente advertidos que determinación de la validez de tales
derechos patentados, y el riesgo de infracción de tales derechos, son enteramente su propia responsabilidad.
Esta norma está sujeta a revisión en algún momento por el comité técnico responsable y debe ser revisada cada cinco años y si no es revisada,
reaprobada o retirada. Sus comentarios son recibidos ya sea para revisión de esta norma o para normas adicionales deberán dirigirse a la
Sede Central de ASTM. Sus comentarios recibirán cuidadosa consideración en una asamblea del comité técnico responsable, el cual lo puede
atender. Si usted siente que sus comentarios no han recibido una justa atención usted hará conocer sus opiniones al Comité de Estándares ASTM,
a la dirección que se muestra abajo.
Esta norma es derecho de autor de ASTM, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959, United State.
La impresión individual ( copias sencillas o múltiples ) puede se r obtenida por contacto con ASTM a la dirección de arriba o al teléfono
610-832-9585, fax 610-832-9555, o al e-mail service@astm.org o a través de la página web ASTM (www.astm.org).
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