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8/16/2019 ASTM D 1298-99e2 - METODO de HIFROMETRIA (Densidad, Densidad Relativa(Gravedad Especifica), Gravedad API…

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SERVICIO

DE

TRADUCCION

DE

DOCUMENTO

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INGLÉS

AL

ESPAÑOL

NOMBRE DEL CLIENTE YACIMIENTOS PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS

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Method

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PAGINAS A TRADUCIR 6

TIPO DE DOCUMENTO Norma Técnica de Petróleos

FECHA 16 DIC 2013

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3/8

2

Capítulo 8.3 de MPMS, Mezclado y Manipuleo de MuestrasLíquidas de Petróleo y Productos del Petróleo (Práctica ASTM

D 5854)

2.3 Normas del Instituto del Petróleo:7

IP 389 Determinación de temperatura de aparición de cera

parafinada (TAC) de combustibles destilados medios poranálisis termal diferencial (ATD) o calorimetría de exploracióndiferencial (CED)

Libro de Métodos de Norma IP, Apéndice A, Especificaciones –Termómetros Estándares IP

2.4 Normas ISO:8

ISO 649-1 Material de Vidrio de laboratorio – Hidrómetros de

densidad de propósito general – Parte 1: Especificación

3. Terminología

3.1 Definiciones de Términos Específicos a Esta Norma:

3.1.1 densidad, n – La masa de un líquido por la unidad devolumen a 15°C y 101,325 kPa con la unidad de medición estándarsiendo el kilogramo por metro cúbico.

3.1.1.1 Debate – Se pueden usar otras temperaturas de referencia,tal como a 20°C, para algunos productos o en algunos lugares. Lasunidades de medición menos preferidas; por ejemplo, Kg/L o g/mLaún están en uso.

3.1.2 densidad relativa (gravedad específica), n – la relación de la

masa de un volumen de líquido dado a una temperatura específica, ala masa de un volumen igual de agua pura a la misma o diferente

temperatura. Ambas temperaturas de referencia serán explícitamenteindicadas.

3.1.2.1 Debate – Las temperaturas de referencia comunes incluye60/60°F, 20/20°C, 20/4°C. El término histórico y obsoleto de

gravedad específica todavía se lo puede encontrar.3.1.3 gravedad API, n – una función especial de la densidad

relativa (gravedad específica) a 60/60°F, representada por:

°API = 141,5 / (grav espec 60/60°F) – 131,5 (1)3.1.3.1 Debate – No se requiere indicación de la temperatura de

referencia, debido a que los 60°F están incluidos en su definición.3.1.4 valores observados, n – los valores observados a otras

temperaturas que la temperatura de referencia especificada. Estosvalores son lecturas de hidrómetro y no de densidad, densidadrelativa (gravedad específica), o gravedad API a la otra temperatura.

3.1.6 punto de escurrimiento, n – la temperatura más baja en lacual una porción de prueba de petróleo crudo o producto de petróleocontinuará fluyendo cuando se enfría bajo condiciones especificadas.

3.1.7 temperatura de aparición de cera parafinada (TAC), n – la

temperatura en la cual los sólidos cerosos se forman cuando un petróleo crudo o producto de petróleo se enfría bajo condicionesespecificadas.

4. Resumen del Método de Prueba4.1 La muestra se lleva a una temperatura especificada y una

porción de prueba se transfiere al cilindro del hidrómetro que ha sidollevado a aproximadamente la misma temperatura. El termómetroapropiado, también a la temperatura similar, se sumerge en la porción

7 Disponible en el Instituto del Petróleo, 61 New Cavendish St., London, W1M 8AR,UK.

8 Disponible en el Instituto Americano de Normas Nacionales, 11 W 42nd St., 13th

floor, New York, NY 10036.

de prueba y se deja reposar. Después que se ha alcanzado el

equilibrio de temperatura, se lee la escala del hidrómetro, y se tomala temperatura de la porción de prueba. Se reduce la lecturaobservada en el hidrómetro a la temperatura de referencia por mediode las Tablas de Medición del Petróleo. Si es necesario, se colocan el

cilindro del hidrómetro y su contenido en un baño a temperatura

constante para evitar excesiva variación de temperatura durante la prueba.

5. Importancia y Uso5.1 La determinación exacta de la densidad, densidad relativa

(gravedad específica), o gravedad API del petróleo y sus derivados esnecesaria para la conversión de los volúmenes medidos a volúmenes

o masa, o ambos, a las temperaturas estándares de referencia durantela transferencia de custodia.

5.2 Este método de prueba es más idóneo para la determinación dela densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad APIde líquidos transparentes de baja viscosidad. Este método de prueba

también se puede usar para líquidos viscosos permitiendo suficientetiempo para que el hidrómetro alcance el equilibrio, y para loslíquidos opacos, empleando una corrección de menisco adecuada.

5.3 Cuando se usa en conexión con la medición de petróleo agranel, los errores de corrección de volumen se minimizanobservando la lectura del hidrómetro a una temperatura cercana aaquella de la temperatura de petróleo a granel.

5.4 La densidad, densidad relativa (gravedad específica), ogravedad API es un factor que rige la calidad y el precio del petróleo

crudo. Sin embargo, esta propiedad del petróleo no es un indicadorseguro de su calidad al menos que se correlacione con otras

propiedades.

5.5 La densidad es un indicador de calidad importante para loscombustibles automotor, de aviación y de mar, y que afecta su

almacenaje, manipuleo y combustión.

6. Equipos

6.1 Hidrómetros, de vidrio, graduado en unidades de densidad,densidad relativa, o gravedad API como se requiera, en conformidadcon la Especificación E 100 o ISO 649-1, y los requerimientos dadosen la Tabla 1.

6.1.1 El usuario debe asegurarse de que los instrumentos que seutilizan para esta prueba se ajustan a los requisitos establecidos másarriba con respecto a los materiales, las dimensiones y los errores deescala. En los casos donde el instrumento sea suministrado con un

certificado de calibración emitido por un cuerpo normativoreconocido, el instrumento se clasificará como certificado y seaplicarán las correcciones apropiadas listadas a las lecturas obser-

TABLA 1 Hidrómetros Recomendados

Unidades Rango Escala A

Menisco

TotalCada

UnidadIntervalo

A Error

A Corrección

Densidad, kg/m3 a 15°C 600 – 1100

600 – 1100

600 – 1100

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50

50

0,2

0,5

1,0

±0,2

±0,3

±0,6

+0,3

+0,7

+1,4

Densidad relativa (gravedadespecífica) 60/60°F

0,600 – 1,100

0,600 – 1,100

0,600 – 1,100

0,020

0,050

0,050

0,0002

0,0005

0,001

±0,0002

±0,0003

±0,0006

+0,0003

+0,0007

+0,0014

Densidad relativa (gravedadespecífica) 60/60°F API

0,650 – 1,100

-1 – +101

0,050

12

0,0005

0,1

±0,0005

±0,1

AEl intervalo y Error relacionados a la Escala


4/8

3

vadas. Los instrumentos que satisfagan los requerimientos de estemétodo de prueba, pero que no están provistos con un certificado de

calibración reconocido, serán clasificados como no certificado.

6.2 Termómetros, con rango, intervalos de graduación y error de

escala máximos permitidos mostrados en la Tabla 2 y enconformidad con la Especificación E 1 o el Apéndice A de IP.

6.2.1 Se pueden usar dispositivos o sistemas de medición alternos,

considerando que la incertidumbre total del sistema calibrado no seamayor que los termómetros de cristal.

6.3 Cilindro de Hidrómetro, de vidrio transparente, plástico (ver

6.3.1), o metal. El diámetro interno del cilindro será al menos 25 mmmayor que el diámetro externo del hidrómetro y la altura será tal que

el hidrómetro apropiado flote en la porción de muestra dejando unespacio de al menos 25 mm entre el fondo del hidrómetro y el fondodel cilindro.

6.3.1 Los cilindros de hidrómetro hechos de materiales plásticosserán resistentes a la descoloración o ataque del material de muestray no afectarán el material que se analizará. No se harán opacos bajo

prolongada exposición a la luz solar directa.

6.4 Baño de Temperatura Constante, si se requiere, dedimensiones tales que pueda alojar el cilindro de hidrómetro con la

porción de prueba totalmente sumergida por debajo de la superficiedel líquido de la porción de prueba, y un sistema de control detemperatura dentro de 0,25°C de la temperatura de prueba en toda laduración de la prueba.

6.5 Barra de agitación, opcional, de vidrio o plástico,aproximadamente 400 mm de longitud.

7. Muestreo7.1 Al menos que ese especifique otra cosa, las muestras de

petróleo y productos del petróleo no volátiles serán tomadas deacuerdo a los procedimientos descritos en las Prácticas D 4057(Capítulo 8.1 de API MPMS) y D 4177 (Capítulo 8.2 de APIMPMS).

7.2 Las muestras de petróleo crudo y productos del petróleovolátiles son preferiblemente tomadas de acuerdo a la Práctica D

4177 (Capítulo 8.2 de API MPMS) usando un receptor de muestra devolumen variable (pistón flotante) para disminuir la pérdida decomponentes ligeros que pueden afectar la exactitud de la mediciónde densidad. En la ausencia de este dispositivo, se debe tomarextremos cuidados para disminuir estas pérdidas, incluyendo la

transferencia de la muestra a un contenedor enfriado inmediatamentedespués del muestreo.

7.3 Mezclado de Muestra – podría ser necesario para obtener una porción de prueba representativa de la muestra grande a seranalizada, pero se deberá actuar con precaución a fin de mantener la

integridad del muestreo durante esta operación. El mezclado de petróleo y productos del petróleo volátiles que contienen agua osedimentos, o ambos, o el calentamiento de petróleo crudo o

productos del petróleo volátiles podría resultar en la pérdida de

componentes livianos. Las siguientes secciones (7.3.1 a 7.3.4) proporcionarán una orientación sobre el mantenimiento de laintegridad de muestra.

TABLA 2 Termómetros Recomendados

Escala Rango Intervalo de Graduación Error de Escala

°C -1 – +38 0,1 ±0,1

°C -20 – +102 0,2 ±0,15

°F -5 – +215 0,5 ±0,25

7.3.1 Petróleo Crudo y Productos del Petróleo Volátiles con unaTVR mayor a 50 kPa – Mezcle la muestra en su contenedor original

cerrado con el fin de disminuir la pérdida de componentes livianos.

NOTA 1 – El mezclado de muestras volátiles en contenedores abiertos llevará a la

pérdida de componentes livianos y consecuentemente a afectar el valor obtenido de ladensidad.

7.3.2 Petróleo Crudo Parafinado – Si el petróleo tiene un punto de

escurrimiento superior a 10°C, o un punto de turbidez o TACsuperior a 15°C, caliente la muestra a 9°C encima de su punto deescurrimiento, o 3°C encima de su punto de turbidez o TAC, antesdel mezclado. Cuando sea posible, mezcle la muestra en sucontenedor original cerrado a fin de disminuir la pérdida de

componentes livianos.

7.3.3 Destilados Parafinados – Caliente la muestra a 3°C por

encima de su punto de turbidez o TAC antes del mezclado.

7.3.4 Fuel Oils Residuales – Caliente la muestra a su temperaturade análisis antes del mezclado (ver 8.1.1 y Nota 4).

7.4 Se puede encontrar información adicional sobre el mezclado y

manipuleo de muestras líquidas en la Práctica D 5854 (Capítulo 8.3de API MPMS).

8. Procedimiento

8.1 Temperatura de Prueba:

8.1.1 Lleve la muestra a la temperatura de prueba que debe ser talque la muestra tenga suficiente fluidez pero no tan alto que puedacausar la pérdida de componentes livianos, y ni tan bajo que la

porción de prueba tenga una apariencia parafinada.

NOTA 2 – La densidad, densidad relativa o gravedad API determinada por elhidrómetro es más exacto en o cerca de la temperatura de referencia.

NOTA 3 – El volumen y densidad, la densidad relativa, y las correcciones API en lasTablas de Medición del Petróleo se basan a partir de la expansión promedio de unnúmero de materiales típicos. Debido a que los mismos coeficientes se usaron para

compilar cada uno de los conjunto de tablas, las correcciones hechas sobre el mismointervalo de temperatura minimizan los errores resultantes de posibles diferencias entre elcoeficiente del material bajo prueba y los coeficientes estándares. Este efecto se hace más

importante a medida que las temperaturas divergen de la temperatura de referencia.

NOTA 4 – La lectura del hidrómetro se obtiene a una temperatura apropiada a lascaracterísticas físico-químicas del material bajo prueba. Esta temperatura es preferentemente cercana a la temperatura de referencia, o dentro de 3°C de temperaturacuando el valor usado en conjunto con la medición de petróleo a granel (ver 5.3).

8.1.2 Para el petróleo crudo, lleve la muestra cerca a la temperaturade referencia o, si hay cera, a 9°C por encima de su punto deescurrimiento o 3°C por encima de su punto de turbidez o TAC,

cualquiera sea mayor.

NOTA 5 –Para el petróleo crudo, se puede encontrar un indicador del TAC usando la

IP 389, con la modificación de usar 50 µL ± 5 µL de muestra. No se ha determinado la precisión del TAC para petróleo crudo usando esta técnica.

9. Verificación o Certificación de Equipos

9.1 Los hidrómetros y termómetros serán verificados enconformidad con los procedimientos en el Anexo A1.

10. Procedimiento

10.1 Lleve el cilindro de hidrómetro y el termómetro aaproximadamente 5°C de la temperatura de prueba.

10.2 Transfiera la muestra a un cilindro de hidrómetro limpio ytérmicamente estabilizado, sin salpicar al verter, con el de evitar la

formación de burbujas de aire, y disminuir la evaporación de los


5/8

4

constituyentes de punto de ebullición bajo de muestras más volátiles.(Advertencia – Extremadamente inflamable. Los vapores puedencausar inflamación repentina!)

10.3 Transfiera las muestras altamente volátiles por sifonado o

desplazamiento de agua. (Advertencia – El sifonado por vía oral podría resultar en ingesta de la muestra!)

10.3.1 Muestras que contengan alcohol u otros materiales solublesal agua deberían colocarse al cilindro por sifonado.

10.4 Retire cualquier burbuja de aire formada después que seaglomeran en la superficie de la porción de prueba, tocándolos conun pedazo de papel filtro limpio, antes de insertar el hidrómetro.

10.5 Coloque el cilindro que contiene la porción de prueba en una posición vertical en un lugar libre de corrientes de aire y donde latemperatura del medio ambiente no cambie más de 2°C durante el

tiempo que lleva para completar la prueba. Cuando la temperatura dela porción de prueba difiera por más de 2°C del ambiente, utilice un

baño de temperatura constante para mantener una temperatura

uniforme en toda la duración de la prueba.

10.6 Inserte el termómetro apropiado o un dispositivo de medición

de temperatura y agite la porción de prueba con la barra de agitación,

usando una combinación de movimientos verticales y rotacionales para asegurar una temperatura uniforme y densidad en el cilindro dehidrómetro. Registre la temperatura de la muestra al 0,1°C máscercano y retire al termómetro/dispositivo de medición de

temperatura y la barra de agitación del cilindro de hidrómetro.

NOTA 6 – Si se usa un termómetro de vidrio, este se usa comúnmente como la barrade agitación.

10.7 Sumerja el hidrómetro apropiado en el líquido y suéltelocuando está en una posición de equilibrio, cuidando de evitarhumedecer el vástago por encima del nivel donde flota libremente.

Para líquidos transparentes de baja viscosidad o translúcidos observela forma del menisco cuando se presiona el hidrómetro por debajo del

punto de equilibrio aproximadamente 1 a 2 mm y se permite queretorne al equilibrio. Si el menisco cambia, limpie el vástago del

hidrómetro y repita hasta que la forma del menisco permanezcaconstante.

10.8 Para líquidos viscosos y opacos, permita que el hidrómetro seasiente lentamente en el líquido.

10.9 Para líquidos transparentes de baja viscosidad o translúcidos,empuje hacia abajo el hidrómetro aproximadamente dos divisiones deescala, y luego suéltelo, impartiendo un ligero giro al hidrómetro enla liberación para llevarlo a permanecer flotando libremente de las

paredes del cilindro de hidrómetro. Asegure que el resto del vástagodel hidrómetro, que está por encima del nivel de líquido, no estéhumedecido por que el líquido en el vástago afecta la lecturaobtenida.

10.10 Deje suficiente tiempo para que el hidrómetro descanse, y

para que todas las burbujas de aire lleguen a la superficie. Retire

cualquier burbuja antes de tomar la lectura (ver 10.4).10.11 Si el cilindro de hidrómetro está hecho de plástico, disipe

toda carga estática limpiando el exterior con un paño húmedo.(Advertencia – Las cargas estáticas a menudo se forman en loscilindros de plástico y podrían impedir que el hidrómetro flotelibremente.)

10.12 Cuando el hidrómetro ha llegado a descansar flotandolibremente lejos de las paredes del cilindro, lea la lectura de la escaladel hidrómetro a la división de un quinto de escala total más cercanaen conformidad con 10.12.1 o 10.12.2.

10.12.1 Para líquidos transparentes, registre la lectura delhidrómetro como el punto en la escala del hidrómetro en la cual la

superficie principal del líquido corta la escala fijando la miradaligeramente debajo del nivel del líquido y levantando lentamentehasta que la superficie, primero visto como una elipse distorsionada,comienza a parecerse a una línea recta que corta la escala del

hidrómetro (ver Fig. 1).

10.12.2 Para líquidos opacos, registre la lectura del hidrómetrocomo el punto en la escala del hidrómetro en la cual la muestra selevanta, observando con el ojo ligeramente por encima del plano dela superficie del líquido (ver Fig. 2).

10.13 Inmediatamente después de registrar la lectura de escala delhidrómetro, cuidadosamente levante el hidrómetro fuera del líquido,inserte el termómetro o el dispositivo de medición de temperatura y

agite la porción de prueba verticalmente con una barra de agitación.Registre la temperatura de la porción de prueba al 0.1°C más cercana.Si esta temperatura difiere de la lectura anterior (10.6) por más de

0,5°C, repita las observaciones del hidrómetro y las observacionesdel termómetro hasta que la temperatura se vuelve estable dentro de0,5°C. Si no se puede obtener una temperatura estable, coloque elcilindro de hidrómetro en un baño de temperatura constante y repita

el procedimiento desde 10.5.


6/8

5

10.14 Si la temperatura de prueba es mayor a 38°C, deje que todoslos hidrómetros, del tipo bolas de plomo en cera, se drenen y se

enfríen en una posición vertical.

11. Cálculo

11.1 Aplique cualquier corrección de termómetro pertinente a la

lectura del termómetro observada en 10.6 y 10.13 y registre el promedio de esas dos temperaturas al 0,1°C más cercano.

11.2 Para muestras opacas, aplique cualquier corrección de

menisco dada en la Tabla 1 a la lectura del hidrómetro observada(10.12.2) por la razón que los hidrómetros son calibrados para serleídos en la superficie principal del líquido.

NOTA 8 – La corrección de menisco, para un hidrómetro particular en uso, sedetermina por la observación de la altura máxima por encima de la superficie principaldel líquido en la cual el líquido se levanta sobre la escala del hidrómetro cuando elhidrómetro en cuestión se sumerge en un líquido transparente con una tensión superficial

similar a aquella de la muestra bajo análisis. Para los hidrómetros especificados en estemétodo de prueba, las correcciones en la Tabla 1 son aproximadas.

11.3 Aplique cualquier corrección de hidrómetro a la lecturaobservada y registre la lectura de escala de hidrómetro corregida al0,1 kg/m3 en densidad, 0,0001 g/mL, kg/L o densidad relativa, o 0,1°

API más cercana.

11.4 Si el hidrómetro ha sido calibrado a una temperatura distinta ala temperatura de referencia, use la ecuación de abajo para corregir lalectura de escala del hidrómetro:

(2)

donde:

ρ r = lectura de hidrómetro a la temperatura de referencia, r °C,y

ρ t = lectura de hidrómetro en la escala del hidrómetro cuya

temperatura de referencia es t °C.

11.5 Convierta la lectura corregida de escala del hidrómetro adensidad, densidad relativa o gravedad API usando las partesapropiadas de las Tablas de Medición del Petróleo referenciadas en la

Guía D 1250 en conformidad con la naturaleza de los materiales bajo prueba. La Tabla 3 proporciona más ejemplos de los números detabla relevantes en las Tablas de Medición del Petróleo.

11.5.1 El procedimiento estricto y correcto para la conversión es

utilizar los procedimientos de implementación en computadora en lasTablas de Medición del Petróleo y no las tablas impresas. Si se usanlas tablas impresas, asegúrese de usar en la versión todas las erratasdescubiertas desde la publicación original. Las tablas incluyen lascorrecciones de expansión y contracción para hidrómetros de vidrio

sodocálcicos sobre el rango de temperatura, y por tanto la lectura dehidrómetro observada se agrega directamente después de lacorrección (11.2-11.4) conforme sea necesario.

11.5.2 Para convertir densidades expresadas en kg/m3 a densidad

expresadas en g/mL o kg/L, divida por 103.

11.5.3 Para convertir las lectura de hidrómetro de una unidad a

otra, las Tablas 51 (densidad a 15°C), 21 (densidad relativa a60/60°F) o 3 (gravedad API), referenciadas en la Guía D 1250, sonapropiadas.

12. Reporte

12.1 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por metro

cúbico, a la temperatura de referencia, al 0,1 kg/m3 más cercano.

12.2 Reporte el valor final como densidad, en kilogramos por litroo gramos por mililitro a la temperatura de referencia, al 0,0001 máscercano.

12.3 Reporte el valor final como densidad relativa, sindimensiones, a las dos temperaturas de referencia, al 0,0001 más

cercano.

12.4 Reporte el valor final como gravedad API al 0,1° API máscercano.

13. Precisión y Sesgo

13.1 Precisión – La precisión del método conforme se determinó

por examinación estadística de resultados interlaboratorio es comosigue a continuación:

13.1.1 Repetibilidad - La diferencia entre dos resultados de prueba,obtenidos por el mismo operador con el mismo equipo bajo

condiciones operativas constantes en material de prueba idéntico,superaría a largo plazo, y en operación normal y correcta de estemétodo de prueba, los valores en la Tabla 4 sólo en un caso de veinte.

TABLA 3 Ejemplo de Números de Tabla TMP

MaterialDensidad a 15°C

kg/m3

Densidad a 20°Ckg/m

3

Densidad Relativaa 60/60°F

°API

Petróleo Crudo 53A 59A 23A 5A

Productos del petróleo 53B 59B 23B 5B

Aceites lubricantes 53D 59D ⎯ 5D


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6

TABLA 4 Valores de Precisión

Producto: Líquidos Transparentes de Baja viscosidad

ParámetroRango de

Temperatura,°C (°F)

Unidades RepetibilidadReprodu-cibilidad

Densidad -2 a 24,5(29 a 76)

Kg/m3

kg/L o g/mL0,5

0,00051,2

0,0012

Densidad Relativa -2 a 24,5

(29 a 76)

NINGUNA 0,0005 0,0012

Gravedad API (42 a 78) °API 0,1 0,3

Producto: Líquidos Opacos

ParámetroRango de

Temperatura,°C (°F)

Unidades RepetibilidadReprodu-cibilidad

Densidad -2 a 24,5(29 a 76)

Kg/m3

kg/L o g/mL0,6

0,00061,5

0,0015

Densidad Relativa -2 a 24,5(29 a 76)

NINGUNA 0,0006 0,0015

Gravedad API (42 a 78) °API 0,2 0,5

13.1.2 Reproducibilidad – La diferencia entre dos resultados de prueba simples e independientes obtenidos por diferentes operadores

trabajando en diferentes laboratorios en un material de pruebaidéntico, superaría a largo plazo, y en operación normal y correcta deeste método de prueba, los siguientes valores sólo en un caso deveinte.

13.2 Sesgo – El sesgo para este método de prueba no ha sido

determinado. Sin embargo, no debería haber sesgo en medicionesabsolutas, si la calibración del hidrómetro y el termómetro sontrazables a las Normas Internacionales, tales como las suministradas

por el Instituto Nacional de Normas y Tecnología.

14. Palabras clave14.1 gravedad API; petróleo crudo; densidad; hidrómetro; Tablas

de Medición del Petróleo; productos del petróleo; densidad relativa;gravedad específica

ANEXOS

(Información Obligatoria)

A1. EQUIPOS

A1.1 Verificación y Certificación del Equipo

A1.1.1 Hidrómetros, serán certificados o verificados. Laverificación será por comparación con un hidrómetro certificado (ver6.1.1) o por el uso de un material de referencia certificado (MRC)

específico para la temperatura de referencia usado.

A.1.1.1.1 La escala del hidrómetro será correctamente colocada

dentro del vástago del hidrómetro en función a la marca dereferencia. Si la escala se ha movido, rechace el hidrómetro.

A1.1.2 Termómetros, serán verificados a intervalos de no más deseis meses en conformidad con las especificaciones. Es adecuado unacomparación a un sistema referenciado de medición de temperaturatrazable a una norma internacional, o una determinación del punto de

congelación.

La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales no toma posición respecto a la validez de cualquier derecho de patente relacionado con

cualquier artículo mencionado en esta norma. Los usuarios de esta norma están expresamente avisados de que la determinación de la validez decualquier derechos de patente, y el riesgo de violación de dichos derechos, son enteramente su propia responsabilidad.

Esta norma está sujeta a revisión en cualquier momento por el comité técnico responsable y debe ser revisado cada cinco años, y si no es revisada,

debe ser aprobado de nuevo o retirarse. Los invitamos a realizar comentarios para la revisión de esta norma o para normas adicionales y deberán

dirigirse a la sede de la ASTM. Sus comentarios serán atentamente examinados en una reunión del comité técnico responsable, a la que usted puede

asistir. Si usted siente que sus comentarios no han recibido una audiencia justa, puede presentar sus puntos de vista a la Comisión de Normas de la

ASTM, a la dirección que se muestra abajo.

Esta norma es propiedad intelectual de ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959, Estados

Unidos. Se pueden obtener copias (simples o múltiples) de esta norma contactando a ASTM en la dirección de arriba o al 610-832-9585 (teléfono),

610-832-9555 (fax), o [email protected] (e-mail), o por medio del sitio web de la ASTM (www.astm.org).


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DICCIONARIO DE TRADUCCIÓN DE DOCUMENTO

Los siguientes vocablos en inglés fueron traducidos a su significado en español más apropiado dentro el contexto de la línea o párrafo o

sección del documento fuente.

accuracy = exactitud, a veces como precisión.

apparatus = equipo, aparato, instrumento, sistema.

bulk oil measurement = medición de petróleo a granel, es decir, en cantidades.

cloud point = punto de turbidez o enturbamiento, es la temperatura de un líquido en la cual los sólidos disueltos no son más completamentesolubles, precipitando una segunda fase dando al fluido una apariencia turbia.

CRM (del inglés Certified Reference Material) = equivale a MRC (Material de Referencia Certificado)

custody transfer = transferencia de custodia, transacción comercial de productos hidrocarburíferos, denominada transferencia de custodia omedición fiscal.

DSC (del inglés Differential Scanning Calorimetry) = equivale a CED (Calorimetría de Exploración Diferencial).

DTA (del inglés Differential Thermal Analysis) = equivale a ATD (Análisis Termal Diferencial).

ice point = punto de congelación

Petroleum Measurement Tables = Tablas de Medición del Petróleo, son tablas publicadas en normas del volumen MPMS del InstitutoAmericano del Petróleo (API).

pour point = punto de escurrimiento, es la temperatura más baja donde un líquido se vuelve semisólido y pierde sus características de fluidez.

RVP (Reid Vapor Pressure) = TVR (Tensión o presión de Vapor Reid).

soda-lime glass = vidrio sodocálcico o de silicato sodocálcico.

standard = (sust.) norma, documento técnico homologado.(sust.) patrón, material de referencia con trazabilidad a sus patrones fuentes, utilizado para verificación y calibración de

instrumentos de medición.

(verb.) estándar.

test = prueba o análisis

WAT (del inglés Wax Appearance Temperatura) = equivale a TAC (Temperatura de Aparición de Cera parafinada), véase wax appearance point para mayores detalles.

wax appearance point = punto de aparición de cera parafinada, es la temperatura donde el primer cristal de cera parafianda comienza aformarse, por el enfriamiento de líquido de hidrocarburo.

waxy = parafinado, o de aspecto ceroso o cera parafinada.

astm d 1298-99e2 - metodo de hifrometria (densidad, densidad relativa(gravedad especifica), gravedad...

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