Gravité API, masse volumique et conversion masse–volume : guide de génie pétrolier

Commencer par les conditions de référence

L’EIA définit la gravité API à partir du rapport entre la masse volumique du pétrole à 60 °F et celle de l’eau à 60 °F. Cette densité relative, SG, est sans dimension. Les deux températures comptent : 60 °F correspond à environ 15,56 °C, et une masse volumique observée à une autre température ne constitue pas automatiquement la même grandeur de référence. Le rapport de laboratoire doit préciser l’échantillon, la méthode, la température et la base de déclaration.

Conservez la définition du fluide avec la valeur. Le brut, le condensat, un produit raffiné et une boue de forage sont des matériaux différents, même si leurs rapports de densité se ressemblent. Les exemples concernent un seul liquide pétrolier aux conditions de référence indiquées. Ils ne constituent pas une correction générale pour l’eau, les solides en suspension, le gaz entraîné ou une composition de phases variable.

Passer de la gravité API à la densité relative

La relation de l’EIA est °API = 141.5 / SG − 131.5. En la réarrangeant, on obtient SG = 141.5 / (°API + 131.5). Une gravité API plus élevée correspond donc à une densité relative de référence plus faible. Sur cette base, l’eau possède SG = 1, soit 10 °API. La formule définit une échelle de déclaration ; elle ne donne ni composition du pétrole ni viscosité.

Pour l’échantillon hypothétique de 35 °API, SG = 141.5 / 166.5 = 0.84984985 après arrondi. Les échantillons de 20 et 50 °API donnent respectivement 0.93399340 et 0.77961433. Réintroduire les résultats non arrondis dans l’équation API restitue les entrées. Un arrondi immédiat à 0,85 peut convenir à une estimation rapide, mais ne doit pas remplacer la valeur initiale dans un calcul reproductible.

Donner des unités à la masse volumique

L’article du NIST d’août 2005 consacré aux essais gravimétriques des compteurs de pétrole exprime la masse volumique à 60 °F en livres par gallon américain : SG × 8.337193. Son exemple publié de 28,3 °API donne environ 7,38 lb/gal US, résultat reproduit ici. Il s’agit d’une référence technique historique pour cette conversion, et non d’un texte remplaçant les exigences actuelles de comptage.

Avec le même coefficient, l’échantillon de 35 °API donne 7.08536222 lb/gal US. Un baril pétrolier contient 42 gallons américains ; une livre avoirdupois vaut 0.45359237 kg et une tonne métrique 1 000 kg. L’EIA et le NIST indiquent environ 0.1589873 m³ par baril pétrolier. Préciser le gallon américain évite de lui substituer le gallon impérial, différent.

L’équation illustrative est m[t] = V[bbl] × 42 × SG × 8.337193 × 0.45359237 / 1000. En divisant la masse par baril en kilogrammes par le facteur volumique arrondi, on obtient environ 849,01 kg/m³ à 35 °API. Cette masse volumique SI est donc approximative. Conserver des chiffres de calcul facilite la reproduction ; cela n’ajoute aucune précision au coefficient source ni à la mesure de l’échantillon.

Calculer un lot et comparer les trois cas

Supposons un lot hypothétique de 100 000 bbl dont le volume est déjà exprimé à 60 °F, avec une base de pression compatible. À 35 °API, l’équation donne 13 498,24 t après arrondi. Le facteur inverse est d’environ 7,4084 bbl/t. Un facteur générique barils par tonne supprimerait la dépendance à la masse volumique du liquide. Son application à un volume de cuve non corrigé en température ajouterait un autre problème non résolu.

À volume de référence constant de 100 000 bbl, le cas de 20 °API donne 14 834,70 t et celui de 50 °API, 12 382,68 t. Le graphique compare ces masses calculées. Cette comparaison isolée de densité ne mesure ni charge de raffinerie, ni rendement produit, ni qualité du brut au-delà de la densité, ni variation de production physique. Une quantité quotidienne exige de conserver son dénominateur temporel avant de devenir un débit massique.

Mélanger les densités avant de revenir aux degrés API

Considérons un deuxième calcul hypothétique : des volumes de référence égaux des liquides de 20 et 50 °API, supposés additifs et sans perte de matière. Sous ces hypothèses, SGmélange = (0.93399340 + 0.77961433) / 2 = 0.85680386. La formule API appliquée à la moyenne non arrondie donne 33.64865 °API, soit environ 33,65 °API.

La moyenne directe des deux valeurs API donne 35 °API, un autre résultat puisque la transformation n’est pas linéaire. L’hypothèse de volumes égaux est indispensable ; des masses égales demandent un calcul volumique différent. Les mélanges réels peuvent aussi présenter une non-additivité des volumes. Pour un transfert ou un mélange réel, utilisez les propriétés mesurées pertinentes et la méthode de correction applicable, plutôt que de considérer cet exemple pédagogique comme une prévision certifiée.

Distinguer sensibilité numérique et incertitude de mesure

À volume de référence et coefficient fixes, la masse est proportionnelle à 1 / (°API + 131.5). La sensibilité relative au premier ordre est donc Δm/m ≈ −ΔAPI / (°API + 131.5). Autour de 35 °API, une variation hypothétique de ±0,5 °API correspond à environ ±0,3003 % de variation de masse, toutes les autres entrées restant fixes.

Ce résultat est une sensibilité locale, pas un intervalle de confiance ni une déclaration de précision instrumentale. Le bilan d’incertitude doit aussi considérer la mesure du volume, l’échantillonnage, la détermination de la température, l’étalonnage et les dépendances entre entrées. La discussion du NIST explique pourquoi les fiches produit peuvent nécessiter des hypothèses sur les lots successifs. Ajouter des décimales à la conversion API-SG ne supprime pas ces hypothèses.

Séparer calculs d’ingénierie et observations des données

Une capacité annuelle de raffinerie en tonnes ne peut être convertie correctement en barils par jour sans masse volumique et base temporelle appropriées. Même après une conversion masse-volume correcte, capacité par jour calendaire, capacité par jour de marche et charge annuelle réelle demeurent distinctes. Le guide associé sur la capacité des raffineries explique ces dénominateurs. Les densités hypothétiques utilisées ici ne deviennent pas de nouvelles capacités dans l’Atlas des raffineries.

La même discipline s’applique aux puits. La masse volumique du fluide de forage utilisée en hydrostatique ne mesure pas la gravité API de l’huile produite. L’intitulé du champ source, le fluide et les conditions de référence doivent être conservés lors de toute réutilisation. Des liens de lecture ne prouvent pas que deux enregistrements représentent le même puits physique, qu’un champ alimente une raffinerie ou qu’une propriété non publiée est connue.

Une méthode reproductible et ses limites

Consignez la valeur API initiale et sa référence ; calculez SG sans arrondi précoce ; appliquez explicitement le coefficient choisi ; conservez les unités à travers les conversions baril, gallon, livre et tonne ; puis arrondissez seulement le résultat affiché. Un calcul inverse doit restituer la valeur API et le volume du lot dans les limites de l’arrondi. Transmettez les références sources et les hypothèses avec les résultats.

Pour une application réelle, vérifiez que volume et masse volumique concernent le même échantillon, la même phase et les mêmes conditions. Obtenez les corrections de température ou de pression appropriées dans le cas contraire. La gravité API seule ne fournit ni ces corrections ni une analyse complète du brut. Ces exemples de définitions et de calculs ont été revus le 11 novembre 2026 ; ils ne sont ni consignes d’exploitation, ni certification de comptage, ni prévisions de production.