Análisis

El barril mide volumen; la tonelada mide masa. Convertirlos requiere la densidad del líquido real con bases compatibles de temperatura y presión. La gravedad API es una escala habitual en el sector petrolero, pero un valor API aislado no convierte un volumen de tanque en operación, una capacidad de refinería o una observación de pozo en una medida de masa comparable.

Esta guía utiliza la definición de la Administración de Información Energética de Estados Unidos y un ejemplo gravimétrico publicado por NIST. Las tres muestras, el lote y la mezcla son entradas hipotéticas de ingeniería, no datos de campo. Se conservan los resultados intermedios sin redondear. La ilustración es conceptual y el gráfico muestra aritmética derivada de las entradas declaradas, no un ensayo medido ni una previsión.

Empezar por las condiciones de referencia

EIA define la gravedad API mediante la relación entre la densidad del petróleo a 60 °F y la del agua a 60 °F. La densidad relativa, SG, es adimensional. Ambas temperaturas importan: 60 °F equivale aproximadamente a 15,56 °C, y una densidad observada a otra temperatura no representa automáticamente la misma magnitud de referencia. El informe de laboratorio debe identificar muestra, método, temperatura y base de presentación.

Conserve la definición del fluido junto al número. El crudo, el condensado, un producto refinado y el lodo de perforación son materiales distintos, aunque sus relaciones de densidad se parezcan. Los ejemplos siguientes corresponden a un único líquido petrolero en las condiciones indicadas. No proporcionan una corrección general para agua, sólidos suspendidos, gas arrastrado o cambios de composición de fases.

Convertir la gravedad API en densidad relativa

La relación de EIA es °API = 141.5 / SG − 131.5. Despejando se obtiene SG = 141.5 / (°API + 131.5). Una gravedad API mayor implica menor densidad relativa de referencia. En esta base, el agua tiene SG = 1 y, por tanto, 10 °API. La fórmula define una escala de presentación; no determina la composición del petróleo ni su viscosidad.

Para la muestra hipotética de 35 °API, SG = 141.5 / 166.5 = 0.84984985 después de redondear. Las muestras de 20 y 50 °API dan 0.93399340 y 0.77961433, respectivamente. Sustituir los resultados no redondeados en la ecuación API recupera las entradas. Redondear pronto a 0,85 puede servir para una estimación rápida, pero no debe reemplazar el valor original en un cálculo reproducible.

Expresar la densidad con unidades

El artículo de NIST de agosto de 2005 sobre pruebas gravimétricas de medidores de petróleo expresa la densidad a 60 °F en libras por galón estadounidense como SG × 8.337193. Su ejemplo publicado de 28,3 °API da aproximadamente 7,38 lb/gal US, resultado que este cálculo reproduce. Es una referencia técnica histórica para la relación de conversión, no una sustitución de los requisitos actuales de medición.

Con el mismo coeficiente, la muestra de 35 °API da 7.08536222 lb/gal US. Un barril petrolero contiene 42 galones estadounidenses; una libra avoirdupois equivale a 0.45359237 kg y una tonelada métrica a 1.000 kg. EIA y NIST publican aproximadamente 0.1589873 m³ por barril petrolero. Especificar el galón estadounidense evita sustituirlo por el distinto galón imperial.

La ecuación ilustrativa es m[t] = V[bbl] × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000. Dividir los kilogramos por barril por el factor volumétrico redondeado da aproximadamente 849,01 kg/m³ para 35 °API. La densidad SI mostrada es, por ello, aproximada. Conservar más cifras facilita reproducir el cálculo; no crea precisión adicional en el coeficiente fuente ni en la medición de la muestra.

Calcular un lote y comparar los tres casos

Suponga un lote hipotético de 100.000 bbl cuyo volumen ya esté expresado a 60 °F, con una base de presión compatible. Para 35 °API, la ecuación da 13.498,24 t después del redondeo. El factor recíproco es aproximadamente 7,4084 bbl/t. Un factor genérico de barriles por tonelada eliminaría la dependencia de la densidad del líquido. Aplicarlo a un volumen de tanque sin corrección de temperatura añadiría otro problema sin resolver.

Manteniendo el volumen de referencia en 100.000 bbl, el caso de 20 °API da 14.834,70 t y el de 50 °API, 12.382,68 t. El gráfico compara esas masas calculadas. Es una comparación aislada de densidad: no mide carga de refinería, rendimiento de productos, calidad del crudo más allá de la densidad ni cambios de producción física. Un volumen diario necesita conservar su denominador temporal antes de presentarse como caudal másico.

Mezclar las densidades antes de volver a API

Considere otro cálculo hipotético: volúmenes de referencia iguales de los líquidos de 20 y 50 °API, suponiendo volúmenes aditivos y ausencia de pérdidas materiales. Bajo esas hipótesis, SGmezcla = (0.93399340 + 0.77961433) / 2 = 0.85680386. Aplicar la fórmula API a la media no redondeada da 33.64865 °API, aproximadamente 33,65 °API.

Promediar directamente las dos cifras API da 35 °API, un resultado distinto porque la transformación es no lineal. La hipótesis de volúmenes iguales es esencial; masas iguales requieren otro cálculo volumétrico. Las mezclas reales también pueden apartarse de la aditividad del volumen. Para una transferencia o mezcla real, utilice propiedades medidas y el método de corrección aplicable; no trate este ejemplo didáctico como una predicción certificada de mezcla.

Separar sensibilidad numérica e incertidumbre de medida

Para un volumen de referencia y un coeficiente fijos, la masa es proporcional a 1 / (°API + 131.5). La sensibilidad relativa de primer orden es, por tanto, Δm/m ≈ −ΔAPI / (°API + 131.5). Alrededor de 35 °API, una variación hipotética de ±0,5 °API equivale aproximadamente a ±0,3003 % de variación de masa si las demás entradas permanecen fijas.

Ese resultado es una sensibilidad local, no un intervalo de confianza ni una afirmación sobre exactitud instrumental. El presupuesto de incertidumbre también debe considerar volumen, muestreo, determinación de temperatura, calibración y dependencias entre entradas. La discusión de NIST explica por qué las fichas de producto pueden exigir hipótesis sobre lotes sucesivos. Añadir decimales a la conversión API-SG no elimina esas hipótesis.

Separar los cálculos de las observaciones del conjunto de datos

Una capacidad anual de refinería en toneladas no puede convertirse responsablemente en barriles diarios sin densidad y base temporal adecuadas. Incluso tras una conversión masa-volumen correcta, la capacidad por día calendario, la capacidad por día de operación y la carga anual real siguen siendo distintas. La guía relacionada de capacidad de refinerías explica esos denominadores. Estas densidades hipotéticas no son nuevas capacidades de ningún registro del Atlas de Refinerías.

La misma disciplina se aplica a los pozos. La densidad del fluido de perforación utilizada en cálculos hidrostáticos no mide la gravedad API del petróleo producido. Etiqueta del campo fuente, fluido y condiciones de referencia deben conservarse al reutilizar datos. Los enlaces de lectura técnica no demuestran que dos registros representen el mismo pozo físico, que un campo abastezca a una refinería o que se conozca una propiedad no publicada.

Un flujo reproducible y sus límites

Registre el valor API original y su referencia; calcule SG sin redondeo prematuro; aplique explícitamente el coeficiente elegido; conserve las unidades en las conversiones entre barril, galón, libra y tonelada; y redondee solo el resultado mostrado. Un cálculo inverso debe recuperar API y volumen del lote dentro del redondeo indicado. Comparta los resultados con sus fuentes y supuestos.

En una aplicación real, compruebe que volumen y densidad correspondan a la misma muestra, fase y condiciones. Obtenga las correcciones adecuadas de temperatura o presión cuando no coincidan. La gravedad API por sí sola no aporta esas correcciones ni un ensayo completo del crudo. Estos ejemplos de definiciones y aritmética se revisaron el 11 de noviembre de 2026; no son instrucciones operativas, certificación de medición ni previsiones de producción.