anexo 51 manual de hidrocarburos cap 9

VICEPRESIDENCIA DE SUMINISTRO Y MERCADEO

Gerencia de Planeación y Suministro Versión: 01 ECP-VSM--M-001-09

MANUAL DE MEDICIÓN DE HIDROCARBUROS

CAPITULO 9 MEDICIÓN Y APLICACIONES DE LA

DENSIDAD

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05/02/2009 Página 1 de 19


CAPÍTULO 9

MEDICIÓN Y APLICACIONES DE

LA DENSIDAD





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VERSIÓN

DESCRIPCIÓN

FECHA

00

EMISIÓN DEL DOCUMENTO

8 DE JULIO DE 2005

01

REVISIÓN DEL DOCUMENTO

5 DE FEBRERODE 2009

DEPENDENCIA RESPONSABLE

REVISÓ

APROBÓ

TABLA DE CONTENIDO





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1. OBJETO ........................................................................................................... 4

2. ALCANCE ........................................................................................................ 4

3. GLOSARIO ....................................................................................................... 4

4. DOCUMENTOS DEROGADOS ....................................................................... 5

5. GENERALIDADES ........................................................................................... 5

5.1 MARCO TEÓRICO .............................................................................................. 5 5.1.1 Métodos ASTM D287 y ASTM D1298 Densidad en crudos y productos del

petróleo ............................................................................................................... 5 5.1.2 Métodos ASTM D4052 y ASTM D5002 Densidad en líquidos y crudo. ................ 7 5.1.3 Método ASTM D70 Densidad en asfalto .............................................................. 8 5.1.4 Método ASTM D1657 Densidad en GLP. ............................................................ 8

6. DESARROLLO ................................................................................................. 8

6.1 CORRECCIÓN DE LA DENSIDAD ...................................................................... 8 6.2 CONVERSIONES A PESO Y VOLUMEN DE HIDROCARBUROS .................... 12 6.2.1 Factores y tablas de conversión ........................................................................ 12 6.2.2 Conversión a peso y volumen de ciclohexano y productos aromáticos .............. 14 6.3 DENSITÓMETROS (DENSÍMETROS EN LÍNEA) ............................................. 15 6.4 REDONDEO DE CIFRAS .................................................................................. 16

7. REGISTROS ................................................................................................... 16

8. CONTINGENCIAS .......................................................................................... 17

9. BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................. 17

10. ANEXOS ..................................................................................................... 18





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1. OBJETO Establecer una guía para la determinación de densidad y su aplicación en las correcciones de volumen para operaciones de transferencias internas, transferencia de custodia de hidrocarburos y biocombustibles.

2. ALCANCE Aplica para laboratorios de ensayo y puntos en los que se realicen transferencias internas o de custodia, en los que se requiere corregir la densidad, calcular volúmenes estándar y realizar balances de planta.

3. GLOSARIO Densidad: es una magnitud que indica la cantidad de masa contenida en una unidad de volumen y puede utilizarse en términos absolutos o relativos. La densidad varía con los cambios de temperatura y presión por ello se expresa como la masa por unidad de volumen a una temperatura específica. Densidad en el aire: es la relación del peso (afectado por el empuje del aire), por unidad de volumen. Densidad en el vacío: 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 se expresan en estas unidades. Densidad relativa: es la relación de la masa de un volumen dado de combustible a una temperatura dada, a la masa de un volumen igual de agua pura a la misma temperatura. Ambas temperaturas de referencia deben ser explícitamente declaradas. La referencia comúnmente utilizada es 60/60 ºF, aunque se pueden encontrar otras referencias como 20/20 ºC ó 20/4 ºC. Es una magnitud adimensional y por tanto, sin unidades.

En donde:

ρr es la densidad relativa, ρ es la densidad absoluta ρO es la densidad de referencia.

http://es.wikipedia.org/wiki/Magnitudes_f%C3%ADsicas

http://es.wikipedia.org/wiki/Masa

http://es.wikipedia.org/wiki/Volumen_(f%C3%ADsica)





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CTL: factor de corrección por efecto de la temperatura sobre el líquido CPL: factor de corrección por efecto de la presión sobre el líquido Gravedad API es un método para expresar la densidad de líquidos del petróleo. La relación entre la gravedad API y la densidad relativa es la siguiente:

Para una mayor comprensión de este documento se puede consultar el Capítulo 1 del Manual de Medición de Hidrocarburos (MMH) “Condiciones Generales y Vocabulario” en su numeral 3, Glosario.

4. DOCUMENTOS DEROGADOS Deroga el Capítulo 9 del MUM, “Determinación de Densidad” ECP-VSM-M-001-05, versión 0 del 8 de julio de 2005.

5. GENERALIDADES Los métodos de ensayo para la medida de la densidad en productos del petróleo y las tablas de medición del petróleo para corrección volumétrica están dados en densidad al vacío. Los cálculos de los balances másicos (inventarios, recibos, entregas, y consumo propio) deben ser realizados de manera consistente con las unidades de masa o peso en el aire. El uso del volumen estándar para balance en los terminales y tanques de almacenamiento está permitido, pero no es apropiado para el balance de refinería. Esto se debe a que las unidades de proceso de la refinería (por ejemplo: unidades de conversión de residuos, de hidro-tratamiento, reformados, etc.) generan una ganancia de volumen en general en toda la refinería. 5.1 MARCO TEÓRICO

5.1.1 Métodos ASTM D287 y ASTM D1298 Densidad en crudos y productos del

petróleo Una muestra es transferida a una probeta que está aproximadamente a la misma temperatura de la muestra. El hidrómetro es introducido y se deja caer libremente. Después de haber alcanzado la temperatura de equilibrio, se lee la escala del hidrómetro y la temperatura de la muestra. La lectura observada en el hidrómetro es corregida a la





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temperatura de referencia siguiendo la guía ASTM D1250 de las tablas de medición del petróleo. Los termómetros e hidrómetros deben cumplir con las especificaciones de las normas ASTM E1 y ASTM E100. Los hidrómetros recomendados para la determinación de la densidad, densidad relativa o la gravedad API según la Norma ASTM D1298, se relacionan en la Tabla No. 1. En la Tabla No. 2 se relacionan los termómetros recomendados por la misma Norma.

Tabla 1. Hidrómetros recomendados

Fuente: ASTM D1298 -Tabla 1

Tabla 2 – Termómetros recomendados

Fuente: ASTM D1298 -Tabla 2

Las lecturas en la escala del hidrómetro deben realizarse de acuerdo a si el líquido es opaco o transparente así:

Menisco

Total Unidad Intervalo Error Corrección

600 -1100 20 0.2 0.2 + 0.3

600 - 1100 50 0.5 0.3 + 0.7

600 - 1100 50 1.0 0.6 + 1.4

0.600 - 1.100 0.020 0.0002 0.0002 + 0.0003

0.600 - 1.100 0.050 0.0005 0.0003 + 0.0007

0.600 - 1.100 0.050 0.001 0.0006 + 0.0014

0.650 - 1.100 0.050 0.0005 0.0005

Gravedad API -1 - +101 12 0.1 0.1

Unidades

Rango Escala

Densidad, kg/m3

15ºC

Densidad relativa

Escala RangoIntervalo de

graduación

Error de

escala

ºC -1 - +38 0,1 0,1

ºC -20 - +102 0,2 0,15

ºF -5 - +215 0,5 0,25





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Transparente Opaco

Los valores de repetibilidad y reproducibilidad del análisis de densidad dependiendo las unidades en que se reporte se relacionan en la Tabla No. 3

Tabla 3 – Valores de precisión

Fuente: Norma ASTM D1298 – Tabla 4

5.1.2 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

Producto Parámetro

Rango de

temperatura

ºC (ºF)

Unidades Repetibilidad Reproducibilidad

-2 – 24.5

(29 – 76)

-2 – 24.5 kg/L o g/mL 0,005 0,0012

Densidad relativa (29 – 76) Ninguna 0,005 0,0012

Gravedad API (42 – 78) ºAPI 0,1 0,3

-2 – 24.5

(29 – 76)

-2 – 24.5 kg/L o g/ml 0,006 0,0015

Densidad relativa (29 – 76) Ninguna 0,006 0,0015

Gravedad API (42 - 78) ºAPI 0,2 0,5

1,2

Líquidos opacos

Densidadkg/m

3 0,6 1,5

Líquidos

Transparentes de

baja viscosidad

Densidadkg/m

3 0,5





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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. 5.1.3 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. 5.1.4 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 5.1.5 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.

6. DESARROLLO La determinación precisa de la densidad, densidad relativa, o gravedad API del petróleo o sus derivados y biocombustibles, está a cargo del laboratorista o del técnico de controles. La determinación de la densidad en laboratorio es necesaria para la conversión de los volúmenes medidos a volúmenes corregidos a la temperatura estándar de 60 ºF y además para la verificación y ajuste de la medida obtenida por los densitómetros en línea. 6.1 CORRECCIÓN DE LA DENSIDAD En 1974 el API inició la tarea de revalidar las tablas de factores de corrección por temperatura. El trabajo culminó con la mejora de las tablas de 1952, por las tablas de la versión de 1980, estas últimas separan las tablas de corrección de densidad y volumen, en tres grupos: A “crudos”, B “refinados” y C “aplicaciones especiales”.





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En la Tabla No. 4, se resumen las tablas que deben utilizarse para corrección de densidad y volumen según el estándar API MPMS Capítulo 11.1-2004/IP 200-04/ASTM D 1250-04. En esta versión de las tablas se ha hecho una clasificación en tres grupos básicos de productos: crudos, productos refinados y aceites lubricantes. Adicionalmente, se incluye en el estándar otra clasificación denominada “aplicaciones especiales” en la cual el coeficiente de expansión térmica se determina experimentalmente y con el mismo se entra en las tablas C, para determinar el VCF.

Tabla No. 4 – Clasificación de tablas de corrección por producto

Agua: la densidad y volumen del agua se corrigen por efecto de la temperatura y presión de acuerdo a la norma API MPMS 11.4.1 “Density of Water and Water Volumetric Correction Factors for Water Calibration of Volumetric Provers”. Tome los valores corregidos para la calibración de medidores de densidad de laboratorio y en línea. Aire: la densidad con efecto de temperatura, presión barométrica, humedad relativa en el aire se puede calcular de acuerdo al procedimiento del numeral 8.2 de la publicación NIST SOP2. Tomar este valor para la calibración de densitómetros de laboratorio y en línea. Aplicaciones Especiales: (Numeral 11.1.5.2 de la norma API MPMS 11.1) dentro de este grupo se encuentran hidrocarburos o mezclas donde predominan hidrocarburos que no son representados por el grupo de crudos, productos refinados y bases lubricantes. El coeficiente de expansión térmica (α60) es determinado por diez mediciones de la densidad versus la temperatura (incluye la densidad a la temperatura de referencia).

DescripciónUnidades de

densidadTemp. Base Crudo Refinados

Aceites

lubricantes

Aplicaciones

especiales

Corrección de Gravedad API a 60 °F °API 60 °F 5A 5B 5D

Corrección de volumen a 60 °F contra Gravedad

API A 60 °F

Corrección de densidad relativa obsvd. a

densidad relativa a 60 °F

Corrección de volumen a 60°F contra densidad

relativa a 60 °F

Corrección de la densidad obsvd. a Densidad a

15 °C

60 °F

60 °F

60 °F

15 °C

Corrección de volumen a 15 °C contra densidad

a 15 °C

°API

Densidad

relativa

Densidad

relativa

kg/m3

kg/m3 15 °C

6A

23A

24A

53A

54A

6C

24C

54C

Designación de tablas por tipo de producto

6B

23B

24B

53B

54B

6D

23D

24D

53D

54D





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Esta aplicación se ha encontrado satisfactoria para mezclas Diesel-Biodiesel, gasolinas oxigenadas y mezclas de éstas. El Metil ter butil éter (MTBE) también queda cubierto por este grupo, utilizando en los cálculos un factor de expansión térmica a 60 ºF (α60 ) de 789,0 x 10-6 ºF-1

La mezcla gasolina-etanol (10 %) está bien representada por el factor de expansión térmica (α60) de 714.34 x 10-6 ºF-1. Asfalto: la norma ASTM D4311 aplica para el cálculo de factores de corrección volumétrica. Las tablas históricas del API 6 y 6B también son aceptables.

Butadieno, las tablas 1 a 4 del ASTM D 1550 “Standard ASTM Butadiene Measurement Tables” deben ser usadas para la corrección volumétrica por temperatura en el cálculo de cantidades de butadieno. Estas tablas cubren los rangos de operación normales para la reducción de la gravedad especifica (densidad relativa) y volumen a 15.6/15.6°C (60/60°F) y para cálculos de las relaciones peso-volumen del butadieno. Las tablas aplican al butadieno y concentraciones de butadieno (mínimo 60% butadieno). Para la determinación de los factores de corrección por presión aplica el API MPMS 11.1.

Ciclohexano y Aromáticos: la norma ASTM D1555 aplica para el cálculo de los factores de corrección por temperatura. Para corregir por presión siga las instrucciones de la norma API MPMS 11.1. Combustibles Reformulados: el API ha investigado factores de corrección para combustibles reformulados. En este estudio están contenidos gasolina que contiene uno de los siguientes oxigenantes: MTBE, ETBE, DIPE y TAME. La adición de menores proporciones de éteres a gasolinas, por encima de 2.7% en peso de oxigeno, como lo permitido en muchas especificaciones de combustibles, no cambia significativamente los factores de corrección del grupo productos refinados; por lo tanto se pueden utilizar las mismas tablas del API MPMS Capitulo 11 y ASTM D1250. Componentes Puros: los componentes parafínicos puros (C5+) se representan bien en el grupo de crudos. Condensado de gas: es el condensado parafínico de la producción de gas de pozo, está compuesto principalmente por butanos, pentanos, hexanos y heptanos. El condensado de gas debe ser considerado parte del grupo de Crudo de las tablas de medida del petróleo, según normas ASTM D1250 y API MPMS 11.1, dado que su densidad cae en el rango apropiado. Crudos: la densidad se corrige de acuerdo con el ASTM D 1250 y el API MPMS 11.1 categoría/grupo crudos generalizados siempre y cuando su densidad se encuentre en el





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rango de -10 a 100 °API. Los aceites crudos que han sido estabilizados para propósitos de transportarlos o almacenarlos y cuya gravedad API se encuentra dentro de estos límites son considerados parte de este grupo. Destilados parafínicos, nafténicos y bases lubricantes: deben ser considerados parte del grupo de aceites lubricantes de las tablas de medición del petróleo, según normas ASTM D1250 y API MPMS 11.1. Etileno, el API MPMS 11.3.2.1 “Ethylene Density” permite determinar la densidad (Lb/pie3) o el factor de compresibilidad para el etileno fase vapor medido dentro de un rango de temperatura de 65 °F a 167°F y un rango de presión de 200 a 2100 psia. Use el API MPMS 11.1 para determinar la porción de los factores de corrección volumétricos correspondiente a la corrección por presión. Propileno alta pureza >99 %, el API MPMS 11.3.3.2 “Propylene Compressibility” permite determinar la densidad (Lb/pie3) a condiciones de flujo del propileno líquido en los siguientes rangos: temperatura 30°F a 165°F y presión de saturación hasta 1600 psia. Para la determinación de los factores de corrección por presión aplica el API MPMS 11.1. Gasolina Natural: las gasolinas naturales son sustancias parafínicas y no son realmente productos refinados. Estas sustancias deben ser consideradas parte del grupo de Crudo de las tablas de medición del petróleo, según normas ASTM D1250 y API MPMS 11.1, dado que su densidad cae en el rango apropiado. Productos refinados, son considerados parte del grupo de productos refinados, según normas ASTM D1250 y API MPMS 11.1, los siguientes: gasolina regular, gasolina extra, nafta crackeada, nafta virgen, nafta pesada, viginoil, ACPM Regular, ACPM Extra, Jet A1, keroseno, combustóleo, alquilato, avigas (gasolina de aviación), disolventes 1, 2, 3 y 4, mezcla de hexanos, gasolina natural aromática. GLP y GLN: Gases Licuados del Petróleo y Gas Licuado Natural contienen predominantemente butano y propano y provienen de la gasolina natural, gas natural o son producidos durante los procesos de refinación. Por Normativa de Ecopetrol actualmente se utilizan las tablas de corrección de volumen de 1952, cuando se produzca un cambio en este sentido se deberán utilizar las Normas API MPMS 11.2.4 y API MPMS 11.2.2 con su addendum para la corrección de densidad en el rango de densidades relativas (60 °F/60 °F) de 0.3500 a 0.6880 (272.8 a 74.2°API). Nota 1: en caso que el usuario no esté satisfecho con la corrección de densidad y volumen

siguiendo los criterios del grupo aceites lubricantes, siga las instrucciones del numeral 11.1.5.2 de la norma API MPMS 11.1 que trata sobre aplicaciones especiales para

determinar los coeficientes de expansión térmica del producto medido.





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6.2 CONVERSIONES A PESO Y VOLUMEN DE HIDROCARBUROS 6.2.1 Factores y tablas de conversión Para conversión de las unidades de peso, utilice los siguientes factores de conversión entre toneladas.

1 Tonelada larga (long ton) = 1016,04691 kg

1 Tonelada corta (short ton) = 907,18474 kg

Para la conversión de volumen a peso en el aire e interconversión entre volúmenes a 60 °F y 15 °C, utilice las tablas que se encuentran en el volumen XI de las tablas de medida de hidrocarburos de la ASTM D1250 Volúmenes XI/XII Tabla 8: “Libras por galón americano a 60 °F y galón americano a 60 °F por libra contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla da el peso en libras en el aire de 1 galón americano de hidrocarburo a 60 °F y el volumen en galones americanos a 60 °F que ocupa 1 libra de hidrocarburo en el aire, para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F. Nota 2: Esta tabla deberá usarse para pequeñas cantidades de hidrocarburos y se debe conocer la

gravedad API a 60 °F. Sí el volumen ha sido medido a otra temperatura se deberá encontrar el volumen equivalente a 60 °F usando las Tablas 6.

Tabla 9: “Toneladas cortas (short ton) por 1000 galones americanos a 60 °F y por barril a 60 °F contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el peso en toneladas cortas en el aire de 1000 galones americanos de hidrocarburo y de 1 barril (42 galones americanos) de hidrocarburo, ambos a 60 °F para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F.

Nota 3: Esta tabla deberá usarse con valores de gravedad API a 60 °F. Sí el volumen ha sido medido a otra temperatura se deberá encontrar el volumen equivalente a 60 °F usando las Tablas 6.

Tabla 10: “Galones americanos a 60 °F y barriles a 60 °F por tonelada corta contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el volumen en galones americanos y en barriles, ambos a 60 °F, que es ocupado por 1 tonelada corta de hidrocarburo en el aire para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F. Esta tabla deberá usarse con valores de gravedad API a 60 °F

Tabla 11: “Toneladas largas (long ton) por 1000 US galones a 60 °F y por barril a 60 °F contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el peso en toneladas largas en el aire de 1000 galones americanos de hidrocarburo y de 1 barril de hidrocarburo ambos a 60 °F para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F. (Ver Nota 3)





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Tabla 12: “Galones americanos a 60 °F y barriles a 60 °F por tonelada larga contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el volumen en galones americanos y en barriles, ambos a 60 °F, que es ocupado por 1 tonelada larga de hidrocarburo en el aire para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F. Esta tabla deberá usarse con valores de gravedad API a 60 °F.

Tabla 13: “Toneladas métricas (toneladas) por 1000 galones americanos a 60 °F y por barril a 60 °F contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el peso en toneladas en el aire de 1000 galones americanos de hidrocarburo y de 1 barril de hidrocarburo, ambos a 60 °F para valores de gravedad API en el rango de 0 a 85 °API @ 60°F. (Ver Nota 3)

Tabla 14: “Metros cúbicos a 15°C por tonelada corta y por tonelada larga contra gravedad API a 60 °F”. Esta tabla presenta el volumen en metros cúbicos a 15 °C que es ocupado por 1 tonelada corta y 1 tonelada larga de hidrocarburo en el aire para valores de gravedad API en el rango de 0 a 100 °API @ 60°F.

Nota 4: Esta tabla deberá usarse con valores de gravedad API a 60 °F. Los volúmenes están a 15 °C (59 °F) y no a 60 °F.

Tabla 22: “Galones americanos a 60 °F a litros a 15 °C y barriles a 60 °F a metros cúbicos a 15 °C”. Esta tabla da el número de litros a 15 °C equivalente a 1 galón americano a 60 °F y el número de metros cúbicos a 15 °C equivalentes a 1 barril (42 galones americanos) a 60 °F, para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.654 a 1.075.

Nota 5: Esta tabla deberá usarse con valores de densidad relativa 60/60 °F. Los volúmenes en litros y metros cúbicos están a 15 °C (59 °F) y no a 60 °F.

Tabla 26: “Libras por galón americano a 60 °F y galón americano a 60 °F por libra contra densidad relativa 60°F/60°F”. Esta tabla da el peso de libras en el aire de 1 galón americano de hidrocarburo a 60 °F y el volumen en galones americanos a 60 °F que es ocupado por 1 libra de hidrocarburo, para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.500 a 1.100. Esta tabla deberá usarse cuando se manejan cantidades relativamente pequeñas de hidrocarburos.

Nota 6: Se debe conocer la densidad relativa 60°F/60°F. Sí el volumen ha sido medido a otra temperatura se deberá primero encontrar el volumen equivalente a 60 °F usando la Tabla 24.

Tabla 27: “Toneladas cortas por 1000 galones americanos a 60 °F y por barril a 60 °F contra densidad relativa a 60°F/60°F”. Esta tabla da el peso en el aire en toneladas cortas de 1000 galones americanos de hidrocarburo y de 1 barril de hidrocarburo, ambos a 60 °F, para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.650 a 1.075. (Ver Nota 6)





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Tabla 28: “Galones americanos a 60 °F y barriles a 60 °F por tonelada corta contra densidad relativa a 60°F/60°F”. Esta tabla da el volumen en galones americanos y barriles, ambos a 60 °F que son ocupados por 1 tonelada corta de hidrocarburo en el aire para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.650 a 1.075. (Ver Nota 6).

Tabla 29: “Toneladas largas por 1000 galones americanos a 60 °F y por barril a 60 °F contra densidad relativa a 60°F/60°F”. Esta tabla presenta el peso en toneladas largas en el aire de 1000 galones americanos de hidrocarburo y de 1 barril, ambos a 60 °F para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.650 a 1.075. (Ver Nota 6).

Tabla 30: “Galones americanos a 60 °F y barriles a 60 °F por tonelada larga contra densidad relativa 60°F/60°F”. Esta tabla da el volumen en galones americanos y barriles, ambos a 60 °F que son ocupados por 1 tonelada larga de hidrocarburo en el aire para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.650 a 1.075. (Ver Nota 6).

Tabla 31: “Metros cúbicos a 15 °C por tonelada corta y por tonelada larga contra densidad relativa 60°F/60°F”. Esta tabla da el volumen en metros cúbicos a 15 °C que son ocupados por 1 tonelada corta y por 1 tonelada larga de hidrocarburo en el aire para valores de densidad relativa 60°F/60°F en el rango de 0.650 a 1.075. (Ver Nota 6).

Tabla 52: “Barriles a 60 °F a metros cúbicos a 15 °C y metros cúbicos a 15 °C a barriles a 60 °F”

Tabla 56: “Kilogramos por litro a 15 °C y litros a 15 °C por tonelada métrica contra densidad a 15 °C”. Esta tabla da el peso en el aire en kilogramos de 1 litro de hidrocarburo a 15 °C y el volumen en litros a 15 °C ocupado por 1 tonelada métrica en el aire de hidrocarburo ambos para valores de densidad a 15 °C en el rango de 0.500 a 1.100 Kg/L.

Tabla 57: “Tonelada corta y tonelada larga por 1000 litros a 15 °C contra densidad a 15 °C”. Esta tabla da el peso en el aire en toneladas cortas y toneladas largas de 1000 litros de hidrocarburo a 15 °C, para valores de densidad a 15°C en el rango de 0.500 a 1.100 Kg/L.

Nota 7: Se debe conocer la densidad a 15 °C. Sí el volumen ha sido medido a otra temperatura se deberá primero encontrar el volumen equivalente a 15 °C usando la Tabla 54.

Tabla 58: “Galones americanos a 60 °F y barriles a 60 °F por tonelada métrica contra densidad a 15 °C”. Esta tabla da el volumen en galones americanos y barriles, ambos a 60 °F que ocupa 1 tonelada métrica en el aire de hidrocarburo.

6.2.2 Conversión a peso y volumen de ciclohexano y productos aromáticos Para convertir la densidad en vacío (g/mL) a densidad en el aire (kg/gal) se tiene:





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Donde:

= Densidad en el aire a 60 °F, kg / gal (U.S.)

= Densidad en el vacio a 60 °F, g /mL

ƒ = factor para convertir g/mL a kg /gal (U.S.) 6.3 DENSITÓMETROS (DENSÍMETROS EN LÍNEA) Los densitómetros son equipos que miden la densidad de un fluido en línea. Para la medición dinámica de densidad en Ecopetrol S.A., los densitómetros que se instalen en cualquier Sistema de Medición de Transferencia en Custodia deben cumplir con los siguientes requisitos mínimos: El material y el principio de medición del equipo no debe ser en NINGÚN caso

perjudicial para la salud de los trabajadores de ECOPETROL S.A. El equipo debe disponer de facilidades para su limpieza, calibración y operación

directa; lo cual incluye la disponibilidad de procedimientos, recursos y repuestos por los representantes, debidamente calificados para el tema en el país.

La frecuencia de verificación de los equipos suministrados debe ser de seis meses. Los equipos que se instalen deben cumplir con la norma vigente API MPMS Capítulo

14.6.8.4, en cuanto a precisión para transferencia en custodia, con una repetibilidad igual o mejor que ±0,0005 g/mL sobre el rango de las condiciones de proceso.

Cada densitómetro instalado debe tener capacidad de entregar la señal requerida a los computadores de flujo del sistema de medición dinámico respectivo en tiempo real, para que este realice los cálculos necesarios para obtener y visualizar la densidad relativa (SG) y la gravedad API a 60 °F.

El medidor de densidad debe poseer una RTD, tipo Pt-100 (100 ohmios @ 0 °C), de 4 hilos, con una precisión Clase A de acuerdo con DIN 43760, rango mínimo de medición 0 °C a 100 °C.

Los equipos deben tener la capacidad para manejar cambios repentinos de baches y condiciones externas extremas.

Los densitómetros deben soportar la influencia de la vibración de las líneas donde sean instalados cuando éstas se encuentren en operación, por lo tanto, de acuerdo con el equipo se deben instalar las adecuaciones y protecciones necesarias para evitar que ocurran fallos en la medición, interferencias, o diálogo cruzado. Se debe demostrar con certificados y comparaciones de ingeniería, que las condiciones de operación no influyen en la toma y migración de los datos hacia los computadores de flujo.

Los densitómetros deben estar protegidos con sistemas de aislamiento y aterrizamiento adecuados. El cable de señal debe estar provisto de blindaje para evitar interferencia o ruido.





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Los densitómetros nuevos deben estar calibrados por un laboratorio acreditado por un

organismo certificador, se deben entregar documentadas las ecuaciones correspondientes a los factores de calibración de cada uno de los equipos, con sus respectivos parámetros de configuración y constantes de calibración, con el fin de incluir esta información en los computadores de flujo del sistema de medición. Por otra parte, el proveedor del equipo debe entregar los procedimientos y metodologías sugeridas para la verificación o recalibración del mismo.

6.3.1 Aplicaciones de los densitómetros

Además de la medición de densidad en línea los densitómetros se utilizan para

aplicaciones especiales, entre las cuales se pueden mencionar:

Identificación de cambio producto: se mide la densidad relativa de fluidos que se

transportan por un poliducto, con lo cual se puede determinar la presencia de un

producto diferente para direccionarlo a otra área de almacenamiento o a otro cliente.

Determinación de calidad: para determinar la calidad de un producto terminado. Esta

es una medición de la composición del fluido.

Detección de interfase en un tanque estático o en una línea: en esta aplicación, el

densitómetro debe monitorear de manera continua la densidad del fluido en su punto

de instalación y cuando la interfase alcance este punto, se detectaría como un cambio

de densidad. Cuando se usa en una línea indica remotamente si ocurre cambio de

producto por llegada de la interfase y se procede a la debida segregación por cambio

de densidad.

6.4 REDONDEO DE CIFRAS Como guía para redondeo de cifras y niveles de discriminación de dígitos requeridos para cálculos de tiquetes de medición, consultar el parágrafo 11 del API MPMS Capítulo 12.2.2,

7. REGISTROS Son los formatos que soportan la determinación de la densidad entre ellos están:

Reportes de resultados de la gravedad API.

Certificado de calibración vigente del hidrómetro

Certificado de calibración vigente de los densímetros automáticos.

Documentos que muestren los programas de calibración de los hidrómetros.

Carta de control de los métodos





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Calibración y verificación de los picnómetros

Formato “Verificación y calibración de densímetros”

Formato “Mantenimiento e inspección de los hidrómetros”

8. CONTINGENCIAS No aplica

9. BIBLIOGRAFÍA ASTM D70 Método de ensayo estándar para determinar la densidad de asfalto ASTM D 287 Método de ensayo estándar para gravedad API de crudo y productos del petróleo (método del hidrómetro). ASTM D 792 Métodos de ensayo estándar para densidad y gravedad específica (densidad relativa) de plásticos por desplazamiento ASTM D1250 Guía para las Tablas de Medición del Petróleo ASTM D1298 Método de ensayo estándar para Densidad, Densidad Relativa (Gravedad Específica) ó Gravedad API del Petróleo Crudo y Productos Líquidos del Petróleo (método del hidrómetro). ASTM D1555 Método para el cálculo de volumen y masa de ciclohexano e hidrocarburos aromáticos. ASTM D1657 Método de ensayo para la medida de densidad y densidad relativa de hidrocarburos livianos por medio del hidrómetro bajo presión. ASTM D2163 Método de ensayo para el análisis de composición de gases licuados del petróleo por cromatografía de gases. ASTM D2598 Práctica para el cálculo de ciertas propiedades de los gases licuados del petróleo, a partir del análisis de composición. ASTM D4052 Método de ensayo para la medida de densidad y densidad relativa de líquidos por medio del densímetro digital ASTM D4311 Práctica para determinar la corrección de volumen del asfalto a una temperatura de referencia





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ASTM D5002 Método de ensayo para la medida de densidad y densidad relativa de crudos por el analizador de densidad digital ASTM E1 Especificación para Termómetros ASTM ASTM E100 Especificación para Hidrómetros ASTM ASTM Volumen X - XI - Tablas de Medición del Petróleo API MPMS Capítulo 7, Medición de Temperatura. API MPMS Capítulo 11.1 Corrección del volumen por efecto de la temperatura y presión en crudos, productos del petróleo y bases lubricantes. API MPMS Capítulo 11.2.2 Factores de compresibilidad para hidrocarburos livianos: densidad relativa (60ºF/60ºF) 0,350 - 0,637 y temperatura -50 a 140 ºF y su addendum. API MPMS Capítulo 11.3.2.1, Densidad del etileno API MPMS Capítulo 11.3.3.2, Compresibilidad del Propileno API MPMS Capítulo 11.2.4 Corrección del volumen por efecto de la temperatura en Gas Licuado del Petróleo y Gas Licuado Natural, Tablas 23E, 24E, 53E, 54E, 59E y 60 E API MPMS Capítulo 11.4.1 Densidad y factores de corrección volumétrica del agua para la calibración de probadores. API MPMS Capítulo 14.6, Medición continua de la densidad NIST SOP2 Procedimiento para aplicar correcciones de masas por efecto de la flotabilidad del aire.

10. ANEXOS No aplica





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Para mayor información sobre esta directriz y el Manual de Medición de Hidrocarburos, dirigirse a: RODRIGO SATIZABAL RAMÍREZ Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM

RESPONSABLE

RODRIGO SATIZABAL RAMÍREZ

Jefe del Departamento de Medición y Contabilización de Hidrocarburos, GPS-VSM

REVISÓ PABLO MOTTA CANDELA

Gerente de Planeación y Suministro GPS – VSM

ADRIANA GARCIA MOLANO Líder Grupo Apoyo Legal VSM

APROBÓ

CAMILO MARULANDA

Vicepresidente de Suministro y Mercadeo - VSM

anexo 51 manual de hidrocarburos cap 9

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