Método de prueba estándar para Agua y sedimentos en petróleo crudo por el método de centrifugación

Esta norma internacional se ha desarrollado de acuerdo con los principios reconocidos internacionalmente en materia de normalización establecidos en la decisión sobre los principios del desarrollo de normas, guías y recomendaciones emitidas por la organización mundial obstáculo técnico al comercio (TBT) de comité de comercio  [pic 1]

Designación: D4007 − 11 (Re - aprobación 2016) ´1

[pic 2]   Manual de Normas de Medición de petróleo (MPMS), Capítulo 10.3

Método de prueba estándar para

Agua y sedimentos en petróleo crudo por el método de centrifugación (Procedimiento de Laboratorio)1

Esta norma ha sido publicada bajo la fijada designación D4007; el número inmediatamente después de la designación indica el año de aprobación original o, en el caso de revisión, el año de la última revisión. Un número entre paréntesis indica el año de la última aprobación. Un superíndice épsilon (Ɛ) indica un cambio editorial desde la última revisión o re-aprobación.[pic 3]

ε1 NOTA—Subsección X1.3.3.2 fue revisado editorialmente en noviembre 2016.

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1. Alcance

1. Este método describe la determinación del laboratorio de agua y sedimentos en el petróleo crudo mediante el proceso de centrifugación. Este método de centrifugación para la determinación de agua y sedimentos en aceites crudos no es del todo satisfactorio. La cantidad de agua detectada es casi siempre menor que el contenido real de agua. Cuando se requiere un valor de alta precisión, los procedimientos revisados para el agua por destilación, método de prueba D4006 (API MPMS Capitulo 10.2) (Nota 1), y los sedimentos por extracción, método de prueba D473 (API MPMS Capitulo 10.1), debería ser usado.

NOTA 1—Método de prueba D4006 (API MPMS Capítulo 10.2) se ha determinado que es el método preferido y más preciso para la determinación de agua.

1. Los valores indicados en unidades SI deben ser considerados como estándar.

1. Excepción—Los valores entre paréntesis son solo para información.

1. Esta norma no pretende considerar todos los problemas de seguridad, si los hay, asociados con su uso. Es responsabilidad del usuario de esta norma establecer las prácticas de seguridad y salud y determinar la aplicabilidad de las limitaciones reglamentarias antes de su uso. Las declaraciones de advertencia especificadas aparecen en 6.1, 8.3, y A1.5.4.

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1 Este método se encuentra bajo la jurisdicción del Comité ASTM D02 en productos derivados del petróleo, combustible líquido, y lubricantes y el comité API sobre medición del petróleo y es responsabilidad directa del subcomité  D02.02

/COMQ el articulo ASTM-API Comité de Medición de Hidrocarburos para Transferencia de Custodia (artículo ASTM-API). Este método de prueba ha sido aprobado por los comités patrocinadores y aceptado por las Sociedades cooperantes de acuerdo con los procedimientos establecidos.

Edición aprobada en junio 1, 2016. Publicado en Julio del 2016. Aprobada originalmente en 1981. Ultima edición aprobada anteriormente en 2011 como D4007 – 11ɛ1. DOI: 10.1520/ D4007-11R16E01.

1. Documentos de Referencia.

1. Norma ASTM:2

D95 Test Method for Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by Distillation (API MPMS Chapter 10.5)

D473 Test Method for Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method (API MPMS Chapter 10.1)    D665 Test Method for Rust-Preventing Characteristics of

Inhibited Mineral Oil in the Presence of Water

D1796 Test Method for Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Procedure) (API MPMS Chapter 10.6)

D4006 Test Method for Water in Crude Oil by Distillation (API MPMS Chapter 10.2)

D4057 Practice for Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products (API MPMS Chapter 8.1)

D4177 Practice for Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products (API MPMS Chapter 8.2)

D4928 Test Method for Water in Crude Oils by Coulometric Karl Fischer Titration (API MPMS Chapter 10.9)

D5854 Practice for Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products (API MPMS Chap- ter 8.3)

E969 Specification for Glass Volumetric (Transfer) Pipets

1. Norma API:3

MPMS Capítulo 8.1 Manual Sampling of Petroleum and Petroleum Products (ASTM Practice D4057)

MPMS Capítulo 8.2 Automatic Sampling of Petroleum and Petroleum Products (ASTM Practice D4177)

MPMS Capítulo 8.3 Mixing and Handling of Liquid Samples of Petroleum and Petroleum Products (ASTM Practice D5854)

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2 Para las normas ASTM citadas, visite el sitio web de ASTM, www.astm.org, o el contacto de cliente en ASTM service@astm.org. Para información sobre el volumen del libro manual de normas ASTM, consulte la página resumen de documentos de la serie en el sitio web de ASTM.

3 disponible en el Instituto de Petróleo Americano (API), 1220 L. St., NW, Washington, DC 20005-4070, www.api.org.

MPMS Capítulo 10.1 Determination of Sediment in Crude Oils and Fuel Oils by the Extraction Method (ASTM Test Method D473)

MPMS Capítulo 10.2 Determination of Water in Crude Oil by Distillation (ASTM Test Method D4006)

MPMS Capítulo 10.4 Determination of Sediment and Water in Crude Oil by the Centrifuge Method (Field Procedure)

MPMS Capítulo 10.5 Determination of Water in Petroleum Products and Bituminous Materials by Distillation

(ASTM Test Method D95)

MPMS Capítulo 10.6 Determination of Water and Sediment in Fuel Oils by the Centrifuge Method (Laboratory Pro- cedures) (ASTM Test Method D1796)

MPMS Captulo 10.9 Test Method for Water in Crude Oils by Coulometric Karl Fischer Titration (ASTM Test Method D4928)

1. Norma IP:4

Methods Book, Appendix B Specification for Methylben- zenes (Toluenes)

1. Norma ISO:5

ISO 5272:1979 Toluene for Industrial Use—Specifications

1. Resumen del Método de prueba

1. Se deposita en un tubo de centrífuga en forma de cono cantidades iguales de petróleo crudo y tolueno saturado con agua. Después de la centrifugación, se lee el volumen del agua de mayor densidad y la capa de sedimento en el fondo del tubo.

1. Significado y uso

1. El contenido agua y sedimentos de petróleo crudo es significante ya que puede causar la corrosión de los equipos y problemas en el procesamiento. La determinación del contenido de agua y sedimentos es requerida para medir con precisión los volúmenes netos de petróleo real en las ventas, impuestos, intercambios y transferencia de custodia. No se prevé que este método de prueba, que está escrito con un laboratorio dedicado en mente, es probable que se use en salas de pruebas de campo o salas de muestras debido a problemas de seguridad para la ventilación y manipulación adecuadas.
2. Este método de ensayo puede no ser adecuado para los aceites en bruto que contienen alcoholes y son solubles en agua. En los casos en que el impacto en los resultados puede ser significativos, se recomienda al usuario a considerar el uso de otro método de prueba, tales como el método de prueba D4928 (API MPMS Capitulo 10.9).

1. Aparatos

1. Centrifuga:

1. Una centrífuga capaz de girar dos o más tubos de centrífuga llenados con forma de cono de, 203 mm (8 in) a una velocidad que puede ser controlado para dar una fuerza centrífuga relativa (rcf) de un mínimo de 600 en la punta de los tubos (ver 5.1.6).
2. La cabeza giratoria, la sección de anillos y tazas, incluyendo los cojines, sólidamente construidos para soportar la fuerza centrífuga máxima capaz de ser entregada por la fuente de alimentación. La sección de tazas y los almohadones firmemente soportan los tubos cuando la centrífuga está en movimiento. La centrifuga se acompañará por una protección de metal o caja lo suficientemente fuerte como para eliminar el peligro si se produce cualquier rotura.
3. La centrífuga se calentará y será termo controlada estáticamente para evitar condiciones peligrosas. Será capaz de mantener la temperatura de la muestra durante todo el proceso a 60 °C 6 3 °C (140 °F 6 5 °F). El control termostático deberá ser capaz de mantener la temperatura dentro de estos límites y operar con seguridad si hay una atmósfera inflamable.
4. Las centrifugadoras alimentadas eléctricamente y con calefacción debe cumplir con todos los requisitos para su uso en áreas peligrosas.
5. Calcular la velocidad mínima necesaria de la cabeza giratoria en revoluciones por minute (r / min) como sigue:

                                                   (1)[pic 7]

dónde:

rcf = fuerza centrífuga relativa y

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