En el transporte de hidrocarburos por oleoductos el transportista recibe los productos y debe entregar al final del recorrido lo transportado, descontando por supuesto las pérdidas diversas que puedan establecerse fehacientemente por el acarreo (trasiegos, evaporación, "oil shrinkage", etc.) Cuando no es posible una operación por remesas y se ingresan productos de calidades diferentes, se debe devolver un único producto que es la mexcla de todos ellos. La cuestión de cuánta mezcla devolver a cada cliente la resuelve una metodología conocida como "Banco de calidad". Los bancos de calidad están basados en una evaluación del valor relativo aportado por un producto a un volumen total de mezcla y una devolución de dicho volumen total en forma prorrateada entre todos los aportantes. Por razones operativas no es siempre posible la evaluación absoluta de cada entrega a través de una caracterización exhaustiva del producto entregado (densidad, TVR, azufre, agua sedimentos, TBP, etc.) Cuando las características de los petróleos intervinientes son similares, es común relacionar el valor de relativo de cada uno de ellos con su gravedad específica API. Un ejemplo de ello es el banco establecido por el Decreto 44/1991, que establece una relación entre el volumen devuelto y el recibido a través de las graduaciones API de entrada y devolución, de la forma: Un banco "robusto" debería bajo todas las circunstancias garantizar que el volumen total de los productos ingresados y el volumen total de la mezcla devuelta sean exactamente iguales. Este trabajo analiza la aplicación de este banco de calidad y las implicancias de los errores de medida en el balance entre entradas y salidas, proponiendo fórmulas alternativas que permitan resolver los inconvenientes que la fórmula (1) tiene en ese aspecto, cuando los productos implicados son crudos y vírgenes todos ellos. Un problema insoluble cuando se aplica como banco de calidad solamente la fórmula (1) aparece cuando se transportan crudos vírgenes con otros productos que no lo son, como las gasolinas, reducidos y condensados, cuyo valor intrínseco no está vinculado con la densidad de la misma manera que aquellos. Este trabajo muestra el origen de estos problemas, que conducen a un prorrateo no equitativo, y que beneficia muy claramente a los productos de baja densidad que no son verdaderos crudos. Consecuentemente se proponen dos métodos que, si bien son de una gran similitud, presentan características que los hacen más o menos convenientes de aplicar según sea el modus operandi del oleoducto. Ambos bancos de calidad se basan en la diferenciación entre verdaderos crudos y otros productos, agrupándolos en dos tipos a los que se denomina genéricamente: crudos y reducidos. Asimismo se utilizan fórmulas similares a la (1) pero reemplazando el factor 0.005por coeficientes propios de cada tipo, denominándolo a y b respectivamente. El primero de ambos basa la metodología en la comparación de la densidad de cada crudo con la densidad media ponderada de los crudos aportantes por un lado y de la densidad de cada reducido con la densidad promedio ponderada de los reducidos aportanes. Se requiere aquí la determinación de una relación C' entre los valores intrínsecos de un crudo típico y un reducido típico. En el trabajo también se muestra una metodología para determinar las constantes a, b y c, usando como ejemplo práctico para ello los datos las características típicas del oleoducto que conecta la cuenca neuquina con el puerto de Bahía Blanca. Dada la existencia de parámetros asociados al conjunto de entradas en un período dado, ambas metodologías requieren una operatoria especial para su aplicación, consistente esencialmente en utilizar para cada mes los datos del mes precedente y corregir al inicio del siguiente mes los desvíos que eventualmente se produzcan. Se muestra cómo estas diferencias acumuladas a lo largo de un año se sitúan por debajo del 0.02%.