Es el procedimiento mediante el cual se determina la temperatura de los líquidos en recipientes, entendiendo que la densidad del petróleo varía según su temperatura y que el volumen del mismo y sus derivados cambian en forma directa con la temperatura, aunque su peso permanezca invariable, siendo esta es la razón por la cual se debe medir la temperatura del fluido líquido.
Por convención mundial el volumen de los fluidos líquidos se expresa a la temperatura estándar de 60 °F. En algunos países se usan 15,0 °C en lugar de 60 °F. El método de la medición está basado en la norma ASTM (Sociedad Americana para el examen de los materiales) y en las normas API (Instituto Americano del petróleo).
Equipos requeridos para medir la temperatura de los líquidos en tanques
- Termómetro de mercurio tipo tiza o
- Termómetro electrónico digital portátil (thermo prove)
- Cordel
- Trapos
- Linterna a prueba de explosiones
Procedimiento para la toma de la temperatura (COVENIN 972-77)
El número de lecturas que debe tomarse al fluido liquido almacenado en tanque o algún tipo de recipiente que lo contenga dependerá de su altura, excluyendo la altura del nivel de agua libre existente en el fondo de dicho tanque. Dichas lecturas se deben tomar en el orden de menor a mayor temperatura.
- Altura del tanque mayor de 4,6 mts (15 pies): En este caso se toman tres lecturas, tope a 3 pies por debajo de la superficie del crudo, centro es en la mitad de la altura del crudo, fondo es a 3 pies sobre el fondo del crudo.
- Altura de 3 a 4,6 mts (10 a 15 pies): En este caso se toman dos lecturas, tope a 3 pies por debajo de la superficie del crudo y fondo a 3 pies sobre el fondo del crudo.
- Altura menor de 3 mts (10 pies) y tanques con capacidades menores de 5000 barriles: En este caso se toma una sola lectura es decir en el centro la cual es la mitad de la altura del crudo.
Cuando se detecten diferencias de lecturas de temperaturas mayores de 5 °F, entre los distintos niveles, se deben tomar lecturas adicionales espaciadas igualitariamente, tales como en la mitad del nivel tope – centro y centro – fondo, respectivamente.
Este tipo de procedimientos es rutinario en todo campo petrolero, para el control real de la producción asociada a sus operaciones. Esto está en normas y procedimientos internacionales para el cumplimiento en su totalidad de dichos acuerdos, bajo las especificaciones mínimas requeridas y para sus estadísticas que deben registrarse y presentarse ante el ministerio de energía y petróleo , para poder así ofrecer un producto de calidad para la venta según (API/ASTM MPMS Capitulo 7-2001).
