4.1 Por lo general, los cloruros orgánicos no se encuentran naturalmente en el petróleo crudo. Cuando están presentes, son el resultado de contaminación de alguna manera, como la eliminación de solventes residuales o el uso para desparafinar una tubería u otro equipo. 4.1.1 Si bien un petróleo crudo no contaminado contendrá cero ppm de cloruro orgánico, una cantidad muy pequeña puede manipularse en una refinería. 4.1.2 Una regla general utilizada por los refinadores es <1 ppm de cloruros orgánicos en el crudo completo y 5 ppm en la nafta liviana, cuando la fracción de nafta es el 20 % de la muestra original. 4.1.2.1&# Para que las refinerías garanticen < 1 ppm de cloruro orgánico en el petróleo crudo, la cantidad medida en la fracción de nafta debe ser < 1/f (donde f es la fracción de nafta calculada con la Ec. 3). 4.1.3 Cualquier haluro orgánico presente en el petróleo crudo casi siempre se destila en la fracción de nafta. Algunas variedades pueden descomponerse durante el fraccionamiento, pero la mayoría sobrevive a este proceso y se destruye durante el refinado adicional, generalmente durante el hidrotratamiento (desulfuración de la nafta). 4.2 A veces se han utilizado otros haluros para desparafinar el petróleo crudo; en tales casos, cualquier haluro orgánico causará los mismos problemas que los cloruros orgánicos. 4.3 Las especies de cloruros orgánicos son potencialmente dañinas para los procesos de refinería. El ácido clorhídrico se puede producir en reactores de hidrotratamiento o reformado y el ácido se acumula en las regiones de condensación de la refinería. Las concentraciones inesperadas de cloruros orgánicos no pueden neutralizarse eficazmente y pueden producirse daños. No se sabe que los cloruros orgánicos estén presentes de forma natural en los petróleos crudos y generalmente resultan de operaciones de limpieza en sitios de producción, oleoductos o tanques. Es importante que la industria petrolera cuente con métodos comunes disponibles para la determinación de cloruros orgánicos en el petróleo crudo, particularmente cuando se trata de transferencia de custodia. 1.1 Estos métodos de prueba cubren la determinación de cloruro orgánico (por encima de 1 μg/g de cloro ligado orgánicamente) en petróleos crudos, mediante destilación y reducción de bifenilo sódico o destilación y microcoulometría. 1.2 Estos métodos de prueba implican la destilación de muestras de prueba de petróleo crudo para obtener una fracción de nafta antes de la determinación del cloruro. De este modo se puede obtener el contenido de cloruro de la fracción de nafta del petróleo crudo total. Consulte la Sección 5 sobre posibles interferencias. 1.3 El Método de prueba A cubre la determinación de cloruro orgánico en la fracción de nafta lavada del petróleo crudo mediante reducción de bifenilo sódico seguida de valoración potenciométrica. 1.4 El Método de prueba B cubre la determinación de cloruro orgánico en la fracción de nafta lavada del petróleo crudo mediante combustión oxidativa seguida de valoración microcoulométrica. 1.5 Los valores indicados en......
ASTM D4929-15 Historia
2022ASTM D4929-22 Método de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo
2019ASTM D4929-19a Método de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo
2019ASTM D4929-19 Método de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo
2017ASTM D4929-17 Método de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo
2016ASTM D4929-16 Método de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo
2015ASTM D4929-15a Métodos de prueba estándar para la determinación del contenido de cloruro orgánico en el petróleo crudo