ASTM D8236-18
Práctica estándar para preparar una muestra de líquido/vapor en equilibrio de petróleo crudo vivo, condensados o productos derivados del petróleo líquidos utilizando un cilindro de pistón manual para análisis de líquido o análisis de gas posteriores

Estándar No.

ASTM D8236-18

Fecha de publicación

2018

Organización

American Society for Testing and Materials (ASTM)

Ultima versión

ASTM D8236-18

Alcance

1.1 Esta práctica cubre la preparación de una muestra de gas en equilibrio de petróleo crudo vivo, condensado o productos derivados del petróleo líquidos, utilizando un cilindro de pistón manual (MPC) de la Práctica D8009 como cámara de expansión hermética al vapor para generar un par de vapor/líquido en equilibrio a una velocidad conocida. temperatura y relación vapor/líquido (V/L). Se inyecta gas inerte, como helio o argón, en el espacio de vapor de equilibrio del MPC para proporcionar una muestra de vapor de equilibrio suficientemente por encima de la presión atmosférica para el análisis posterior utilizando un analizador de gas de refinería estándar (RGA), como se describe en el Método de prueba D7833. Se pueden utilizar otros métodos de análisis de gases siempre que cumplan con los criterios mínimos de rendimiento establecidos en 7.4.1. 1.2 Esta práctica es adecuada para muestras líquidas Clase 3 de la ONU que tienen presiones de vapor entre 0 kPa y 300 kPa a 50,0 °C y una relación vapor/líquido de 0,1:1 a 4:1, que abarca el rango nominal cerca del punto de burbuja (Método de prueba D6377 VPCr ,0,1) según los métodos de prueba D323 (RVP), D4953 y D5191 (V/L=4). La temperatura puede variar en un amplio rango, siempre que el cilindro se mantenga en condiciones isotérmicas e isobáricas para evitar la condensación del vapor de equilibrio al enfriarse, ya sea en el cilindro o en el sistema de inyección del Analizador de gases de refinería (RGA, Método de prueba D7833). El método es más adecuado para la preparación de un par gas/líquido en equilibrio cerca de las condiciones ambientales, típicas de las operaciones diarias de rutina en un típico laboratorio de control de calidad de refinería o terminal marítima, para monitorear rutinariamente el contenido de residuos livianos de los recibos de petróleo crudo. 1.3 Esta práctica es adecuada para preparar un par de muestras de líquido/vapor en equilibrio en un sistema de muestreo sellado (sin pérdida de extremos ligeros de ninguna de las fases). La fase gaseosa de equilibrio es adecuada para el análisis posterior de gases tanto de hidrocarburos como de gases fijos/inertes en la muestra, incluidos: hidrógeno, oxígeno, nitrógeno, dióxido de carbono, monóxido de carbono, sulfuro de hidrógeno e hidrocarburos C1 a C7 en niveles consistentes con el método de prueba. Método D7833 utilizado. La fase líquida en equilibrio se puede analizar posteriormente mediante el Método de prueba D8003 para obtener resultados analíticos pareados tanto en el par líquido como en el vapor en equilibrio con un sistema de muestra sellado. 1.4 La adición del gas diluyente proporciona una muestra de presión positiva para permitir el uso de un sistema de inyección de gas tipo RGA típico que opera sólo ligeramente por encima de la presión barométrica. El gas diluyente preferido será el mismo que el gas portador utilizado en el RGA (normalmente helio o argón). La elección del diluyente o gas portador puede afectar la capacidad de detectar algunos gases inertes (especialmente O2 o H2) en algunas configuraciones de RGA que cumplen con el método de prueba D7833. 1.5 La generación de gas VLE y la posterior salida de RGA se utilizan como método de detección para identificar los componentes del gas que pueden estar presentes en el petróleo crudo y afectar la presión de vapor total. La salida RGA solo representa los componentes del vapor en equilibrio presentes y entre sí. Debido a la dilución del gas VLE con gas inerte, la salida RGA no pretende proporcionar con precisión la composición de vapor real en condiciones VLE y definitivamente no es representativa de la composición de toda la muestra. 1.6 Los valores indicados en unidades SI deben considerarse estándar. Los valores indicados entre paréntesis después de las unidades SI se proporcionan únicamente a título informativo y no se consideran estándar. 1.7 Esta norma no pretende abordar todos los problemas de seguridad, si los hay, asociados con su uso. Es responsabilidad del usuario de esta norma establecer prácticas apropiadas de seguridad, salud y medio ambiente y determinar la aplicabilidad de las limitaciones reglamentarias antes de su uso. 1.8 Esta norma internacional fue desarrollada de acuerdo con los principios internacionalmente reconocidos sobre estandarización establecidos en la Decisión sobre Principios para el Desarrollo de Normas, Guías y Recomendaciones Internacionales emitida por el Comité de Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC) de la Organización Mundial del Comercio. 1 Esta práctica está bajo la jurisdicción del Comité D02 de ASTM sobre Productos derivados del petróleo, combustibles líquidos y lubricantes y es responsabilidad directa del Subcomité D02.08 sobre Volatilidad. Edición actual aprobada el 15 de diciembre de 2018. Publicado en febrero de 2019. DOI: 10.1520/D8236-18. Copyright © ASTM International, 100 Barr Harbor Drive, PO Box C700, West Conshohocken, PA 19428-2959. Estados Unidos Esta norma internacional fue desarrollada de acuerdo con los principios internacionalmente reconocidos sobre estandarización establecidos en la Decisión sobre Principios para el Desarrollo de Normas, Guías y Recomendaciones Internacionales emitida por el Comité de Obstáculos Técnicos al Comercio (OTC) de la Organización Mundial del Comercio. 1 2. Documentos de referencia

ASTM D8236-18 Documento de referencia

• ASTM D323 Método de prueba estándar para la presión de vapor de productos derivados del petróleo (método Reid)
• ASTM D4057 Práctica estándar para el muestreo manual de petróleo y productos derivados del petróleo
• ASTM D4953 Método de prueba estándar para la presión de vapor de gasolina y mezclas de gasolina y oxigenado (método seco)
• ASTM D5191 Método de prueba estándar para la presión de vapor de productos derivados del petróleo (método mini)
• ASTM D6377 Método de prueba estándar para la determinación de la presión de vapor del petróleo crudo: VPCRx (Método de expansión)
• ASTM D7833 Método de prueba estándar para la determinación de hidrocarburos y gases no hidrocarburos en mezclas gaseosas mediante cromatografía de gases*， 2020-06-01 Actualizar
• ASTM D7975 Método de prueba estándar para la determinación de la presión de vapor del petróleo crudo: VPCRx-F(Tm°C) (Método de campo de expansión manual)*， 2022-12-01 Actualizar
• ASTM D8003 Método de prueba estándar para la determinación de hidrocarburos ligeros e intervalos de punto de corte en petróleos crudos vivos y condensados mediante cromatografía de gases*， 2022-11-01 Actualizar
• ASTM D8009 Práctica estándar para el muestreo manual de cilindros de pistón para petróleos crudos volátiles, condensados y productos derivados del petróleo líquidos*， 2022-07-01 Actualizar

ASTM D8236-18 Historia

• 2018 ASTM D8236-18 Práctica estándar para preparar una muestra de líquido/vapor en equilibrio de petróleo crudo vivo, condensados o productos derivados del petróleo líquidos utilizando un cilindro de pistón manual para análisis de líquido o análisis de gas posteriores