El conocimiento del contenido de agua del petróleo crudo es importante en la refinación, compra, venta o transferencia de petróleo crudo. 1.1 Este método de prueba cubre la determinación de agua en el rango de 0,02 a 2 % en petróleo crudo. Se sabe que el mercaptano y el sulfuro (S− o H2S) interfieren con este método de prueba (consulte la Sección 5). 1.2 Este método de prueba está diseñado para usarse con reactivos de Karl Fischer estándar o reactivos de Karl Fischer sin piridina. 1.3 Los valores indicados en unidades SI deben considerarse estándar. No se incluyen otras unidades de medida en esta norma. 1.4 Esta norma no pretende abordar todos los problemas de seguridad, si los hay, asociados con su uso. Es 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. Los consejos de precaución específicos se dan en la Sección 7.
ASTM D4377-00(2011) Documento de referencia
ASTM D1193 Especificación estándar para agua reactiva
ASTM D4006 Método de prueba estándar para agua en petróleo crudo por destilación
ASTM D4057 Práctica estándar para el muestreo manual de petróleo y productos derivados del petróleo
ASTM D4177 Práctica estándar para el muestreo automático de petróleo y productos derivados del petróleo
ASTM E203 Método de prueba estándar para agua mediante valoración volumétrica Karl Fischer
ASTM D4377-00(2011) Historia
2000ASTM D4377-00(2011) Método de prueba estándar para agua en petróleo crudo mediante valoración potenciométrica de Karl Fischer
2000ASTM D4377-00(2006) Método de prueba estándar para agua en petróleo crudo mediante valoración potenciométrica de Karl Fischer
2000ASTM D4377-00e1 Método de prueba estándar para agua en petróleo crudo mediante valoración potenciométrica de Karl Fischer
2000ASTM D4377-00 Método de prueba estándar para agua en petróleo crudo mediante valoración potenciométrica de Karl Fischer