ASTM D1298-12b Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
La determinación precisa de la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API del petróleo y sus productos es necesaria para la conversión de volúmenes medidos a volúmenes o masas, o ambos, a las temperaturas de referencia estándar de 15 °C. o 60°F durante la transferencia de custodia. Este procedimiento es el más adecuado para determinar la densidad, la densidad relativa (gravedad específica) o la gravedad API de líquidos transparentes de baja viscosidad. Este procedimiento también se puede utilizar para líquidos viscosos dejando tiempo suficiente para que el hidrómetro alcance el equilibrio de temperatura, y para líquidos opacos empleando una corrección de menisco adecuada. Además, tanto para fluidos transparentes como opacos, las lecturas se corregirán según el efecto de expansión térmica del vidrio y los efectos alternativos de la temperatura de calibración antes de corregir a la temperatura de referencia. Cuando se utiliza junto con mediciones de aceite a granel, los errores de corrección de volumen se minimizan observando la lectura del hidrómetro a una temperatura cercana a la temperatura del aceite a granel. La densidad, la densidad relativa o la gravedad API es un factor que rige la calidad y el precio del petróleo crudo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo es una indicación incierta de su calidad a menos que se correlacione con otras propiedades. La densidad es un indicador de calidad importante para los combustibles automotrices, de aviación y marinos, donde afecta el almacenamiento, manipulación y combustión.1.1 Este método de prueba cubre la determinación en laboratorio utilizando un hidrómetro de vidrio junto con una serie de cálculos de la densidad, densidad relativa, o gravedad API de petróleo crudo, productos derivados del petróleo o mezclas de productos derivados del petróleo y no derivados del petróleo normalmente manipulados como líquidos y que tengan una presión de vapor Reid de 101,325 kPa (14,696 psi) o menos. Los valores se determinan a las temperaturas existentes y se corrigen a 15 °C o 60 °F mediante una serie de cálculos y tablas estándar internacionales. 1.2 Las lecturas iniciales del hidrómetro obtenidas son lecturas del hidrómetro no corregidas y no mediciones de densidad. Las lecturas se miden en un hidrómetro ya sea a la temperatura de referencia o a otra temperatura conveniente, y las lecturas se corrigen por el efecto de menisco, el efecto de expansión térmica del vidrio, los efectos de temperatura de calibración alternativa y 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 del hidrómetro y no mediciones de densidad. 1.3 Las lecturas determinadas como densidad, densidad relativa o gravedad API se pueden convertir a valores equivalentes en otras unidades o temperaturas de referencia alternativas mediante procedimientos de interconversión (API MPMS Capítulo 11.5) o adjuntos a la Guía D1250 para tablas de medición de petróleo (API MPMS). Capítulo 11.1), o ambos, o tablas, según corresponda. 1.4 Las lecturas iniciales del hidrómetro determinadas en el laboratorio se registrarán antes de realizar cualquier cálculo. Los cálculos requeridos en la Sección 10 se aplicarán a la lectura inicial del hidrómetro con observaciones y resultados informados según lo requerido por la Sección 11 antes de su uso en un procedimiento de cálculo posterior (cálculo del ticket, cálculo del factor del medidor o determinación del volumen del probador base). 1.5 El Anexo A1 contiene un procedimiento para verificar o certificar el equipo para este método de prueba. 1.6 Los valores indicados en unidades SI deben considerarse estándar. Los valores indicados entre paréntesis se proporcionan únicamente a título informativo. 1.7 Esta norma no pretende abordar todos los problemas de seguridad, si los hubiera, asociados con i...
ASTM D1298-12b Historia
2017ASTM D1298-12b(2017)e1 Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
2012ASTM D1298-12b(2017) Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
2012ASTM D1298-12b Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
2012ASTM D1298-12a Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
2012ASTM D1298-12 Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
1999ASTM D1298-99(2005) Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
1999ASTM D1298-99e2 Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
1999ASTM D1298-99e1 Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
1999ASTM D1298-99 Método de prueba estándar para densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API de petróleo crudo y productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro
1985ASTM D1298-85(1990)e1 Práctica estándar para la densidad, densidad relativa (gravedad específica) o gravedad API del petróleo crudo y los productos derivados del petróleo líquidos mediante el método del hidrómetro