Quito – Ecuador

NORMA TÉCNICA ECUATORIANA

NTE INEN 2903 2015-10

PETRÓLEO Y PRODUCTOS DERIVADOS DE PETRÓLEO.

DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD, DENSIDAD RELATIVA O

GRAVEDAD API. MÉTODO DEL HIDRÓMETRO

PETROLEUM AND PETROLEUM PRODUCTS. DETERMINATION OF DENSITY, RELATIVE DENSITY OR API GRAVITY. HYDROMETER METHOD

DESCRIPTORES: Petróleo, productos derivados de petróleo, método de ensayo, gravedad API ICS: 75.080

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Páginas

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Norma Técnica

Ecuatoriana Voluntaria

PETRÓLEO Y PRODUCTOS DERIVADOS DE PETRÓLEO DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD, DENSIDAD RELATIVA

O GRAVEDAD API MÉTODO DEL HIDRÓMETRO

NTE INEN 2903:2015

2015-10

1. OBJETO

Esta norma describe el método de ensayo para la determinación, de la densidad, densidad relativa o

gravedad API a 15,6 °C para petróleo, productos derivados de petróleo o mezclas de petróleo y

productos no derivados de petróleo manejados normalmente como líquidos con una presión de vapor

Reid de 101,325 kPa o menor, utilizando un hidrómetro.

2. REFERENCIAS NORMATIVAS

Los siguientes documentos, en su totalidad o en parte, son referidos en este documento y son

indispensables para su aplicación. Para referencias fechadas, solamente aplica la edición citada.

Para referencias sin fecha, aplica la última edición del documento de referencia (incluyendo cualquier

enmienda).

NTE INEN 52, Reglas para redondear números NTE INEN 2341, Productos del petróleo. Productos relacionados con el petróleo y afines. Definiciones ISO 649-1, Laboratory glassware - Density hydrometers for general purposes - Part 1: Specification ASTM D1250, Standard guide for use of the petroleum measurement tables

Adjunct to ASTM D1250 Petroleum measurement Tables Volume V D1250 80

Adjunct to ASTM D1250 Petroleum measurement Tables Volume V D1250 04 ASTM D4057, Standard practice for manual sampling of petroleum and petroleum products ASTM D4177, Standard practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products ASTM E1, Standard specification for ASTM liquid-in-glass thermometers ASTM E100, Standard specification for ASTM hydrometers IP 389, Determination of wax appearance temperature (WAT) of middle distillate fuels by differential thermal analysis (DTA) or differential scanning calorimetry (DSC) IP Test Methods: Appendix A – Specifications - IP Standard thermometers

3. TÉRMINOS Y DEFINICIONES

Para los efectos de esta norma, se adoptan las definiciones contempladas en la NTE INEN 2341 y las

que a continuación se detallan:

3.1 Gravedad API. Escala arbitraria relacionada con la densidad relativa (gravedad específica) del petróleo y productos derivados de petróleo, determinada a 15,6 °C/15,6 °C (60 °F /60 °F) definida por la ecuación:

131,5 - relativa Densidad

141,5API (1)

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3.2 Punto de nube. Temperatura a la cual un combustible líquido claro y limpio se torna turbio por la aparición de cristales de parafina cuando se lo enfría bajo condiciones específicas. 3.3 Densidad. Masa por unidad de volumen medido a 15 °C y 101,325 kPa, expresada en kilogramos por metro cúbico. 3.4 Lectura del hidrómetro. Punto en la escala del hidrómetro en el cual la superficie del líquido corta la escala. 3.5 Valores observados. Los valores observados a temperaturas diferentes a la temperatura de referencia especificada. Estos valores son solo lecturas del hidrómetro y no de densidad, densidad relativa (gravedad específica), o gravedad API a esa temperatura. 3.6 Punto de escurrimiento. Temperatura más baja a la cual una muestra de petróleo o productos derivados del petróleo continuarán fluyendo cuando se los enfría bajo condiciones específicas. 3.7 Densidad relativa. La relación de la masa de un volumen determinado de un líquido a una temperatura específica para la masa de un volumen igual de agua a la misma temperatura o diferente. Ambas temperaturas de referencia deberán indicarse. NOTA. Las temperaturas de referencia comunes incluyen 15,6 °C /15,6 °C (60 °F /60 °F), 20 °C /20 °C, 20 °C /4 °C.

3.8 Temperatura de aparición de la parafina (WAT). Temperatura a la cual se forman sólidos cerosos cuando el petróleo o un producto derivado del petróleo se enfría bajo condiciones específicas.

4. MÉTODO DE ENSAYO 4.1 Resumen La muestra se lleva a una temperatura especificada y una parte de la muestra se transfiere a una

probeta que tiene aproximadamente la misma temperatura. El termómetro e hidrómetro a una

temperatura similar, se introducen en la probeta que contiene la muestra dejando que se estabilice.

Después de que se ha alcanzado la temperatura de equilibrio, se lee la escala del hidrómetro y se

toma la temperatura de la muestra, los valores obtenidos con la temperatura de referencia son

lecturas del hidrómetro y no mediciones de densidad. La lectura observada del hidrómetro, se corrige

por el efecto del menisco, el factor de corrección de expansión térmica del vidrio y el factor de

corrección de la temperatura. Se corrige la lectura del hidrómetro observada a la temperatura de

referencia mediante las Tablas de Medición de Petróleo. Si es necesario, la probeta y su contenido,

se colocan en un baño a temperatura constante para evitar variaciones de temperatura durante el

ensayo.

4.2 Equipos 4.2.1 Hidrómetro. De vidrio, graduado en unidades de densidad, densidad relativa o gravedad API, de acuerdo con las especificaciones de ASTM E100 o ISO 649-1 y con los requisitos dados en la tabla 1. Es importante verificar que la escala del hidrómetro esté correctamente localizada dentro del vástago del hidrómetro con referencia a la marca del dato. Rechazar el hidrómetro si la escala se ha movido.

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TABLA 1. Requisitos para hidrómetros

Parámetros

Rango Escala a Menisco

Total Cada

unidad

Intervalo de

medición a

Error a Corrección

Densidad a 15 °C (kg/m

3)

600 – 1100 600 – 1100 600 – 1100

20 50 50

0,2 0,5 1,0

± 0,2 ± 0,3 ± 0,6

+ 0,3 + 0,7 + 1,4

Densidad relativa 15,6 °C/15,6 °C (60 °F /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 15,6 °C/15,6 °C (60 °F /60 °F)

0,650 – 1,100 0,050 0,0005 ± 0,0005 + 0,0007

Gravedad API - 1 – + 101 12 0,1 ± 0,1 - 0,1

a Intervalo de medición y error relativo a la escala.

4.2.2 Termómetro. De acuerdo a los requisitos que se indican en la tabla 2 y conforme con la ASTM E1 o IP Appendix A.

TABLA 2. Requisitos para termómetros

Escala Rango Intervalo de

medición Error de escala

°C - 1 – + 38 0,1 ± 0,1

°C - 20 – + 102 0,2 ± 0,15

(°F) - 5 – + 215 0,5 ± 0,25

4.2.3 Probeta. De vidrio o plástico. El diámetro interno de la probeta debe ser de por lo menos 25 mm mayor que el diámetro exterior del hidrómetro. La altura de la probeta debe ser tal, que el hidrómetro flote en la muestra con al menos 25 mm de espacio libre entre el fondo del hidrómetro y el fondo de la probeta. Las probetas construidas con materiales plásticos deben ser resistentes a la decoloración o al ataque por muestras de aceite y no deben afectar a la muestra ensayada. Las probetas no deben volverse opacas bajo exposición prolongada a la luz solar. 4.2.4 Baño a temperatura constante. Si se requiere, con dimensiones que permitan contener la probeta con la muestra totalmente sumergida por debajo de la superficie líquida de la muestra, con un sistema de control de temperatura para mantener la temperatura del baño dentro de 0,25 °C de la temperatura de ensayo durante el análisis. 4.2.5 Varilla de agitación. Es opcional, de vidrio o plástico aproximadamente de 400 mm de longitud. 4.3 Muestreo Las muestras de petróleo y productos derivados de petróleo no volátiles deben ser muestreadas de acuerdo con los procedimientos descritos en la ASTM D4057 y ASTM D4177. Las muestras de petróleo o productos derivados de petróleo volátiles se muestrean de acuerdo con la ASTM D4177, utilizando un receptor de muestras de volumen variable (pistón flotante) para minimizar cualquier pérdida de componentes livianos los cuales pueden afectar la precisión de la medición de la densidad. Si no se dispone de este aditamento, se deben tomar precauciones extremas para

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minimizar estas pérdidas, incluyendo la transferencia de la muestra a un contenedor refrigerado inmediatamente después del muestreo. 4.4 Preparación y preservación de muestras 4.4.1 Petróleo y productos derivados de petróleo volátiles que tengan una presión de vapor Reid mayor de 50 kPa. Mezclar la muestra en su envase original cerrado con el fin de minimizar las pérdidas de componentes livianos. NOTA. La mezcla de muestras volátiles en envases abiertos conducirá a la pérdida de componentes livianos y afectará el valor de la densidad obtenida.

4.4.2 Petróleo parafínico. Si el petróleo tiene un punto de escurrimiento por encima de 10 °C, o un punto de nube o WAT por encima de 15 °C, calentar la muestra a una temperatura que permita que el material fluya. Se recomienda calentar la muestra a 9 °C sobre su punto de escurrimiento, o 3 °C sobre su punto de nube o WAT. De ser posible, mezclar la muestra en el recipiente original cerrado para evitar la pérdida de componentes livianos. 4.4.3 Destilado parafínico. Calentar la muestra a 3 °C por encima de su punto de escurrimiento o WAT antes de la mezcla. 4.4.4 Aceite combustible residual. Calentar la muestra a la temperatura de ensayo antes de mezclar. 4.5 Procedimiento 4.5.1 Temperatura de ensayo. Llevar la muestra a la temperatura de ensayo, la cual, debe permitir que la muestra sea fluida, pero no excesivamente alta ya que puede causar pérdida de componentes livianos, ni baja ya que pueden aparecer parafinas en la muestra. NOTA 1. La densidad, densidad relativa o gravedad API determinadas con el hidrómetro es más precisa a la temperatura de referencia de 15,6 °C o cercana a ésta. NOTA 2. La lectura del hidrómetro se obtiene a una temperatura apropiada a las características físico-químicas del material bajo ensayo. Esta temperatura está preferiblemente cerca a la temperatura de referencia de 15,6 °C, o cuando el valor es utilizado en conjunto con las mediciones de aceite a granel, dentro de 3 °C de la temperatura a granel.

4.5.1.1 Para el petróleo, llevar la muestra cerca a la temperatura de referencia (15,6 °C) o, si hay presencia de parafina a 9 °C por encima de su punto de escurrimiento esperado o a 3 °C por encima de su punto de nube o WAT, lo que sea mayor. NOTA. Para el petróleo una indicación del WAT puede encontrarse utilizando el IP 389, con la modificación del uso de 50 µL ± 5 µL de la muestra. La precisión de WAT para el petróleo utilizando esta técnica no ha sido determinada.

4.5.2 Medición de la densidad 4.5.2.1 Llevar la probeta y el termómetro dentro de 5 °C aproximadamente de la temperatura de ensayo. 4.5.2.2 Transferir la muestra a la probeta limpia sin salpicar, para evitar la formación de burbujas de aire y minimizar la evaporación de los componentes más volátiles. 4.5.2.3 Transferir las muestras altamente volátiles por efecto sifón o desplazamiento de agua. Las muestras que contienen alcohol u otros materiales solubles en agua se deben colocar en la probeta por efecto sifón. 4.5.2.4 Eliminar cualquier burbuja de aire formada en la superficie de la muestra al transferir a la probeta, tocándolas con un pedazo de papel filtro limpio, varillas de vidrio u otros, antes de introducir el hidrómetro. 4.5.2.5 Colocar la probeta que contiene la muestra en una posición vertical en un lugar libre de corrientes de aire, donde la temperatura ambiente no cambie más de 2 °C durante el tiempo de

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ensayo. Cuando la temperatura de la muestra difiere más de 2 °C de la temperatura ambiente, utilizar un baño a temperatura constante para mantener una temperatura uniforme durante el ensayo. 4.5.2.6 Introducir el termómetro y mezclar la porción de muestra con una varilla de agitación, realizando movimientos verticales y giratorios para asegurar la uniformidad de la temperatura y densidad en la probeta. Registrar la temperatura de la muestra lo más cercana a 0,1 °C, retirar el termómetro y la varilla de agitación de la probeta. NOTA. Se puede usar el termómetro de vidrio como medio de agitación.

4.5.2.7 Introducir el hidrómetro lentamente en el interior de la probeta que contiene la muestra y soltarlo hasta que flote libremente. Evitar que el vástago se humedezca sobre el nivel en el cual está flotando. Para líquidos transparentes de baja viscosidad o traslúcidos, observar la forma del menisco cuando el hidrómetro está presionado por debajo del punto de equilibrio alrededor de 1 mm a 2 mm y permitir el retorno al punto de equilibrio. Si cambia el menisco, limpiar el vástago del hidrómetro y repetir hasta que la forma del menisco permanezca constante. 4.5.2.8 Para líquidos viscosos opacos, dejar que el hidrómetro se deposite lentamente en el líquido. 4.5.2.9 Para líquidos transparentes de baja viscosidad oprimir el hidrómetro dos divisiones de escala en el líquido y luego soltarlo, dando un leve giro al hidrómetro hasta que el hidrómetro flote libremente, evitando que toque las paredes de la probeta. Asegurarse que el resto del vástago del hidrómetro, que está por encima del nivel del líquido, no esté mojado puesto que el líquido en el vástago afecta la lectura obtenida. 4.5.2.10 Dejar un tiempo suficiente para que el hidrómetro llegue a una posición de reposo, dejando que todas las burbujas de aire lleguen a la superficie. Remover cualquier burbuja de aire antes de tomar la lectura. 4.5.2.11 Si la probeta es de plástico, disipar cualquier carga estática limpiando el exterior con un paño húmedo. Las cargas estáticas a menudo se acumulan en las probetas de plástico y pueden impedir que el hidrómetro flote libremente. 4.5.2.12 Cuando el hidrómetro ha llegado a la posición de reposo flotando libremente sin tener contacto con las paredes de la probeta, leer el hidrómetro lo más cercano a la división más próxima marcada en la escala, dependiendo de la apreciación del hidrómetro de acuerdo con 4.5.2.12.1 o 4.5.2.12.2. 4.5.2.12.1 Para líquidos transparentes, registrar la lectura del hidrómetro como el punto en la escala del mismo, en la que la superficie del líquido corta la escala observando ligeramente por debajo del nivel del líquido y lentamente observar hasta la superficie, inicialmente se aprecia una elipse distorsionada, parece una línea recta que corta la escala del hidrómetro (ver figura1). 4.5.2.12.2 Para líquidos opacos registrar la lectura del hidrómetro como el punto en la escala del mismo, en la cual se levanta la muestra por encima de su superficie, observando ligeramente por encima del plano de la superficie del líquido (ver figura 2). Esta lectura requiere la corrección del menisco y puede ser determinada por uno de los dos métodos: a) Observar la altura por encima de la superficie principal del líquido en la que la muestra se levanta

en la escala del hidrómetro cuando este está sumergido en un líquido transparente teniendo una tensión superficial similar a la de la muestra ensayada.

b) Utilizar los valores nominales mostrados en la tabla 1, registrar este valor como la corrección del

menisco. NOTA. Cuando se ensayan líquidos opacos utilizando una probeta de metal, solo pueden garantizarse lecturas precisas de la

escala del hidrómetro si la superficie del líquido está a menos de 5 mm de la parte superior de la probeta.

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Leyenda

1 Líquido 2 Plano horizontal superficie del líquido 3 Parte inferior del menisco 4 Lectura de la escala en este punto 5 Plano horizontal superficie del líquido 6 Menisco

4.5.2.13 Después de registrar la lectura del hidrómetro, retirarlo con cuidado e insertar el termómetro y agitar la muestra con la varilla de agitación. Registrar la temperatura de la muestra lo más cercano a 0,1 °C. Si esta temperatura difiere de la lectura anterior (4.5.2.6) más de 0,05 °C, repetir las lecturas del hidrómetro y del termómetro hasta que la temperatura llegue a estabilizarse dentro de 0,05 °C. Si no se puede obtener una temperatura constante, colocar la probeta en un baño a temperatura constante y repetir el procedimiento desde 4.5.1. 4.5.2.14 Si la temperatura de ensayo es mayor a 38 °C, permitir que los hidrómetros del tipo perdigón de plomo en cera se escurran y enfríen en una posición vertical. 4.6 Cálculos

4.6.1 Aplicar los factores de corrección del termómetro a la lectura de la temperatura observada en 4.5.2.6 y 4.5.2.13 y registrar el promedio de estas dos temperaturas, redondear la lectura a un decimal. NOTA. Para redondear los valores referirse a la NTE INEN 52.

4.6.2 Registrar la lectura observada del hidrómetro con una aproximación a 0,1 kg/m

3 en densidad,

0,0001 g/mL, kg/L en densidad relativa o 0,1° en gravedad API para líquidos transparentes. 4.6.2.1 Para muestras opacas, realizar la corrección del menisco a la lectura del hidrómetro, como se indica en 4.5.2.12.2.

FIGURA 1. Lectura de la escala del hidrómetro para líquidos transparentes

FIGURA 2. Lectura de la escala del

hidrómetro para líquidos opacos

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4.6.3 Realizar la corrección de la lectura observada del hidrómetro, aplicando el factor de corrección del mismo, registrar la lectura corregida del hidrómetro con una aproximación a 0,1 kg/m

3 en

densidad, 0,0001 g/mL, kg/L en densidad relativa o 0,1° en gravedad API. 4.6.4 La aplicación de la corrección de expansión térmica del vidrio, depende de la versión ASTM D1250 que puede ser usada para calcular con base en la densidad. 4.6.4.1 El anexo de la ASTM D1250-80 Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1), incluye la corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro. Introducir en el software VCF la lectura observada del hidrómetro, o la corrección del menisco en API, densidad relativa, o en unidades de kg/m

3 (ver punto 4.5.2.12.2) y la temperatura observada de la muestra. El valor se

obtiene en API o densidad relativa a 60°F o kg/m3 a 15°C.

4.6.4.2 El anexo de la ASTM D1250-04 Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1), no incluye la corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro, esta corrección debe ser realizada antes de ingresar los datos al software. Dependiendo del uso de los resultados de los cálculos, el valor final puede ser redondeado o no. 4.6.4.2.1 Convertir la lectura del hidrómetro corregido a densidad en kg/m

3 si es necesario, usando

las ecuaciones 2 o 3: a) Unidad de la escala: Gravedad API

Densidad (kg

m3) =(141,5×999,016)

(131,5+°API) (2)

b) Unidad de la escala: Densidad relativa

Densidad (kg

m3) = R.D. ×999,016 (3)

donde

R.D. es el valor de densidad relativa.

NOTA. No redondear el resultado.

4.6.4.2.2 Calcular el coeficiente de corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro, usando la ecuación apropiada: Corrección para la temperatura base (Tb) de 60 °F:

HYC=1,0-[0,00001278(t-60)]- [0,0000000062(t-60)2] (4)

Corrección para la temperatura base (Tb) de 15 °C:

HYC=1,0-[0,000023(t-15)]- [0,00000002(t-15)2] (5)

Corrección para la temperatura base (Tb) de 20 °C:

HYC=1,0-[0,000023(t-20)]- [0,00000002(t-20)2] (6)

donde

HYC es el coeficiente de corrección de expansión térmica del vidrio del hidrómetro, t es el valor de la temperatura observada.

NOTA. No redondear el resultado.

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4.6.4.2.3 Multiplicar la densidad del paso 4.6.4.2.1 por el valor adecuado de HYC del paso 4.6.4.2.2 para obtener la lectura de la densidad corregida con el coeficiente de expansión térmica del vidrio del hidrómetro.

(kg

m HYC3 ) =Densidad ×HYC (7)

NOTA. Si la temperatura es en °C, ir al paso 4.6.2.4.5.

4.6.4.2.4 Convertir las densidades calculadas en 4.6.4.2.3, que se encontraban como gravedad API o densidad relativa (R.D.) a densidad relativa (R.D.).

R.D.=

(kg

mHYC3

)

999,016 (8)

a) Introducir el valor de densidad relativa (R.D.) y grados farenheit en el punto 11.1.6.2 del anexo de

la ASTM D1250-04 Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1-2004), el cual retorna el valor de densidad relativa (R.D.) a 60 °F.

b) Convertir el valor calculado de R.D. a 60 °F a gravedad API calculada a 60 °F, usando la ecuación

(9) si los valores iniciales estaban en unidades de API.

Gravedad API= (141,5

R.D.) -131,5 (9)

4.6.4.2.5 Introducir el valor calculado en 4.6.4.2.3, en grados centígrados, temperatura base (15 °C o 20 °C) en la sección 11.1.7.2 del anexo de la ASTM D1250-04 Tablas de Medición de Petróleo (API MPMS Capítulo 11.1-2004), el cual reporta los valores de densidad calculada en kg/m

3 de acuerdo

con la temperatura base seleccionada. NOTA. La presión puede ser atmosférica, 0 psig, 101,325 kPa ó 0 bar como se señala en la ASTM D1250, los valores son válidos a presión atmosférica.

Ejemplo 1

Muestra Petróleo Temperatura observada 77 °F Lectura observada del hidrómetro 33,2 Gravedad API Temperatura base 60 °F Paso 4.6.4.2.1 8,582 924 347 398 Ecuaciones 2, 3

Paso 4.6.4.2.2 0,999 780 948 Ecuaciones 4, 5, 6

Paso 4.6.4.2.3 858,104 424 Ecuación 7

Paso 4.6.4.2.4 0,858 949 631 Ecuación 8

Paso 4.6.4.2.4 literal a) 0,865 678 279 Paso 4.6.4.2.4 literal b) 31,955 643 312 Ecuación 9 sin redondear

Paso 4.6.4.2.4 literal b) 32,0 °API Ecuación 9 redondeado Ejemplo 2

Muestra Petróleo Temperatura observada 25,0 °C Lectura observada del hidrómetro 858,29 kg/m

3

Presión observada 0 bar Temperatura base 15 °C

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Paso 4.6.4.2.1 858,290 000 000 no es necesaria la conversión

Paso 4.6.4.2.2 0,999 768 000 Ecuación 4

Paso 4.6.4.2.3 858,090 876 720 Ecuación 7

Paso 4.6.4.2.5 865,207 470 082 sin redondear

Paso 4.6.4.2.5 865,21 kg/m3 Redondeado

Ejemplo 3

Muestra Petróleo Temperatura observada 77,0 °F Lectura observada del hidrómetro (R.D.) 0,859 138 Presión observada 0 psig Temperatura base 60 °F Paso 4.6.4.2.1 858,292 608 208 Ecuaciones 2, 3

Paso 4.6.4.2.2 0,999 780 948 Ecuaciones 4, 5, 6

Paso 4.6.4.2.3 858,104 597 667 Ecuación 7

Paso 4.6.4.2.4 0,858 949 804 Ecuación 8

Paso 4.6.4.2.4 literal a) 0,865 678 451 sin redondear

Paso 4.6.4.2.4 literal b) 0,8657 redondeado 4.6.5 Si el hidrómetro ha sido calibrado a una temperatura diferente de la temperatura de referencia, utilizar la siguiente ecuación para corregir la lectura del hidrómetro:

ρr =

ρt

1 - [23 x 10-6

( t - r ) - 2 x 10-8 ( t - r)

2] (10)

donde

ρr es la lectura del hidrómetro a la temperatura de referencia, r °C, ρt es la lectura del hidrómetro cuya temperatura de referencia es t °C.

4.7 Informe de ensayo

4.7.1 Reportar el valor final como densidad en kilogramos por metro cúbico a la temperatura de referencia con una aproximación a 0,1 kg/m

3.

4.7.2 Reportar el valor final como densidad en kilogramos por litro o gramos por mililitro a la temperatura de referencia con una aproximación a 0,0001. 4.7.3 Reportar el valor final como densidad relativa sin dimensiones a las dos temperaturas de referencia con una aproximación a 0,0001. 4.7.4 Reportar el valor final como gravedad API con una aproximación a 0,1° API. 4.8 Precisión y exactitud 4.8.1 Precisión. La precisión del método de ensayo determinado por análisis estadístico de los resultados interlaboratorios se indica a continuación: 4.8.1.1 Repetibilidad. La diferencia entre dos resultados de ensayo, obtenidos por el mismo operador con el mismo equipo bajo condiciones de operación constantes en una muestra idéntica, a lo largo del ensayo, en la operación normal y correcta, excedería los valores de la tabla 3 solo un caso en veinte.

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4.8.1.2 Reproducibilidad. La diferencia entre dos resultados obtenidos por diferentes operadores que trabajan en diferentes laboratorios en una misma muestra, a lo largo del ensayo, en la operación normal y correcta, excedería los valores dados en la tabla 3 solamente un caso en veinte.

TABLA 3. Valores de precisión

Producto Parámetro Rango de

temperatura °C (°F)

Unidades Repetibilidad Reproducibilidad

Líquidos transparentes de baja viscosidad

Densidad - 2 – 24,5 (29 – 76)

kg/m3

kg/L o g/mL 0,5

0,0005 1,2

0,0012

Densidad relativa

- 2 – 24,5 (29 – 76)

-- 0,0005 0,0012

Gravedad API

(42 – 78) °API 0,1 0,3

Líquidos opacos

Densidad - 2 – 24,5 (29 – 76)

kg/m3

kg/L o g/mL 0,6

0,0006 1,5

0,0015

Densidad relativa

- 2 – 24,5 (29 – 76)

-- 0,0006 0,0015

Gravedad API

(42 – 78) °API 0,2 0,5

4.8.2 Exactitud. La exactitud para este método de ensayo no ha sido determinada. Sin embargo, no debe haber desviaciones de medidas absolutas, si la calibración del hidrómetro y del termómetro es trazable a normas internacionales.

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APÉNDICE Z

BIBLIOGRAFÍA

ASTM D1298-12b, Standard test method for density, relative density, or API gravity of crude

petroleum and liquid petroleum products by hydrometer method

INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA

Documento: NTE INEN 2903

TÍTULO: PETRÓLEO Y PRODUCTOS DERIVADOS DE

PETRÓLEO. DETERMINACIÓN DE LA DENSIDAD, DENSIDAD

RELATIVA O GRAVEDAD API. MÉTODO DEL HIDRÓMETRO

Código ICS: 75.080

ORIGINAL: Fecha de iniciación del estudio: 2014-09-17

REVISIÓN: La Subsecretaría de la Calidad del Ministerio de Industrias y Productividad aprobó este proyecto de norma Oficialización con el Carácter de por Resolución No. publicado en el Registro Oficial No. Fecha de iniciación del estudio:

Fechas de consulta pública: 2014-10-08 al 2014-12-08

Comité Técnico de: Petróleo y productos derivados de petróleo Fecha de iniciación: 2015-02-12 Fecha de aprobación: 2015-03-09 Integrantes del Comité: NOMBRES:

INSTITUCIÓN REPRESENTADA:

Ing. Pablo Chimarro (Presidente) Ing. Jaime Barros Zamora Quím. Leonardo Fabián Arboleda Ing. Marlene Palacios Quím. Fernanda Puga Ing. Susana Ponce Tlga. Carolina Peñaherrera Ing. Maritza Mantilla Ing. Liliana Guzmán Ing. Marco Cortez Ing. Pamela Sierra Ing. Gabriela Mora Constante (Secretaria Técnica)

AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO INTERTEK CALEB BRETT PETROAMAZONAS EP AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO AGENCIA DE REGULACIÓN Y CONTROL HIDROCARBURÍFERO EP PETROECUADOR EP PETROECUADOR ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL MINISTERIO DE INDUSTRIAS Y PRODUCTIVIDAD DIRECCIÓN DE VALIDACIÓN Y CERTIFICACIÓN - INEN DIRECCIÓN DE NORMALIZACIÓN - INEN

Otros trámites:

La Subsecretaría de la Calidad del Ministerio de Industrias y Productividad aprobó este proyecto de norma

Oficializada como: Voluntaria Por Resolución No. 15270 de 2015-09-17 Registro Oficial No. 605 de 2015-10-12

Servicio Ecuatoriano de Normalización, INEN - Baquerizo Moreno E8-29 y Av. 6 de Diciembre Casilla 17-01-3999 - Telfs: (593 2)2 501885 al 2 501891

Dirección Ejecutiva: E-Mail: direccion@normalizacion.gob.ec Dirección de Normalización: E-Mail: consultanormalizacion@normalizacion.gob.ec

Dirección Zonal Guayas: E-Mail: inenguayas@normalizacion.gob.ec Dirección Zonal Azuay: E-Mail: inencuenca@normalizacion.gob.ec

Dirección Zonal Chimborazo: E-Mail: inenriobamba@normalizacion.gob.ec URL:www.normalizacion.gob.ec