Ya conoces tus obligaciones.

Ahora es momento de saber qué Requisitos Generales y Particulares se tienen para la adquisición e instalaciones de los Equipos para llevar los Controles Volumétricos (Sistemas de Medición) así como la Documentación de Referencia Nacional/Internacional a seguir.

Es importante conocer esta información independientemente de si ya cuentas con sistemas de medición instalados o apenas vas a comenzar el proceso de adquisición e instalación de estos.

Requisitos Generales de los sistemas de medición

 

La adquisición e instalación de los equipos de medición para llevar controles volumétricos debe ser de aquellos que cumplan con las especificaciones técnicas de funcionalidad y seguridad a que se refiere el Anexo 21 de la RMF 2026.

Cumplir con la Regulación Aplicable

  • Lineamientos Técnicos en Materia de Medición de Hidrocarburos, emitidos por la CNH.

  • Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la actividad de transporte por ducto de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, emitidas por la CRE.

  • Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento de petróleo, petrolíferos y petroquímicos, emitidas por la CRE.

  • Normatividad y estándares internacionales, para la correcta medición del Hidrocarburo o Petrolífero de que se trate.

Tipos de Medición

  • La información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos que pasan a través de un ducto de transporte o distribución, o de una manguera para el caso de las estaciones de servicio, se debe obtener por medio de un sistema de medición dinámico y en el caso de la manguera del dispensario de las estaciones de servicio, del totalizador.

  • La información del volumen de Hidrocarburos o Petrolíferos, en un medio de almacenamiento, que puede ser un tanque o una caverna salina o, en un medio de transporte o distribución, se debe obtener a través de:

    1. Un sistema de medición estática que cuantifique el volumen; o,

    2. Sistemas de medición dinámica para medir las cargas y descargas al medio de almacenamiento y, por diferencias, calcular el volumen, tomando en consideración las existencias.

Normatividad y estándares internacionales aplicables según la actividad

Sin importar la actividad en la que te encuentres, deberás asegurar que tus sistemas de medición cumplen con la siguiente normatividad y estándares internacionales:

  1. Normas y estándares de aplicación general en el diseño e instalación de sistemas, equipos e instrumentos de medida.

    • NMX-CH-140-IMNC-2002 Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones.

    • NMX-Z055-IMNC Vocabulario Internacional de Metrología -Conceptos fundamentales y generales, y términos asociados (VIM).

    • ISO 5168 Medición de flujo de fluidos Procedimientos para la evaluación de Incertidumbres.

    • ISO GUM (JCGM 100) Guía para la Expresión de Incertidumbre en las Mediciones.

    • API RP 551 Instrumentos de medición en los procesos.

    • NIST- 2008 Guía para el uso del Sistema Internacional de Unidades (SI).

  2. Normas y estándares relacionados con la gestión y gerencia de la medición.

    • NMX-CC-10012-IMNC Sistemas de gestión de las mediciones Requisitos para los procesos de medición y los equipos de medición.

    • API MPMS 20.0 Medición asignación de petróleo y gas natural.

  • Áreas contractuales y asignaciones:

    Punto de medición aprobado, o en su caso determinado por la CNH, en donde se llevará a cabo la medición del volumen de los Hidrocarburos producidos al amparo de un Contrato o Asignación.

    El medidor debe estar instalado corriente abajo del pozo o del cabezal de recolección, para cuantificar los volúmenes de petróleo y gas natural.

    • Medidor Multifásico

      • API MPMS 20.3 Medición de flujo multifásico.

    • Medidor aguas abajo del pozo o del cabezal de recolección

      • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

      • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

    Estaciones de proceso:

    En las estaciones de proceso de petróleo o gas natural y sus condensados, el sistema de medición se debe implementar en la etapa de almacenamiento para integrar los registros de las operaciones de producción (recepción), entrega y de control de existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

  • Producción de Petrolífero:

    En las refinerías el sistema de medición se debe implementar en la etapa de almacenamiento para generar los registros de las operaciones de producción (recepción), entrega y control de existencias de Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

  • Estaciones de proceso:

    En las estaciones de proceso de petróleo o gas natural y sus condensados, el sistema de medición se debe implementar en la etapa de almacenamiento para integrar los registros de las operaciones de producción (recepción), entrega y de control de existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

  • Los Hidrocarburos o Petrolíferos transportados por medios distintos a ductos deben ser medidos tanto en la instalación que los transfiere como en la que los recibe.

    Los Hidrocarburos o Petrolíferos transportados por medio de ductos deben ser medidos en la instalación que los transfiere o en la que los recibe.

    • Transporte por ducto:

      • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

      • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

    • Transporte por medio distinto a un ducto:

      • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

  • En las terminales de almacenamiento, el sistema de medición se debe implementar para generar los registros del volumen de las operaciones de recepción, entrega y control de existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

  • En las áreas de almacenamiento para usos propios, el sistema de medición se debe implementar para generar los registros del volumen de las operaciones de recepción, entrega y control de existencias de los Hidrocarburos o Petrolíferos de que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

  • Los Petrolíferos distribuidos por medios distintos a ductos deben ser medidos tanto en la instalación que los transfiere como en la que los recibe.

    Los Petrolíferos distribuidos por medio de ductos deben ser medidos en la instalación que los transfiere o en la que los recibe.

    Distribución por ducto:

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos gaseosos.

    Distribución por medio distinto a un ducto:

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

  • Estaciones de servicio.

    En las estaciones de servicio el sistema de medición se debe implementar para generar los registros del volumen de las operaciones de recepción, entrega y control de existencias del Hidrocarburo o Petrolífero que se trate.

    • Normas y estándares relacionados a la Medición estática de Hidrocarburos y Petrolíferos.

    • Normas y estándares para la Medición dinámica de Hidrocarburos y Petrolíferos líquidos.

      a) Aplicación en diseño.

      b) Tipos de medidor del volumen o caudal.

Extracción

Personas morales que extraigan hidrocarburos al amparo de un título de asignación o un Contrato para la Exploración y Extracción de hidrocarburos, a que se refiere el artículo 5, fracciones VI, XIV y XX de la LSH.

Enajenación

Personas físicas o morales que enajenen hidrocarburos o petrolíferos, en los términos del artículo 5, fracciones XII y XVIII de la LSH al amparo de un permiso de la CNE.

Almacenamiento

Personas físicas o morales que almacenen hidrocarburos o petrolíferos, en los términos de los artículos 5, fracción II de la LSH y 111 del Reglamento de la LSH, al amparo de un permiso de la SENER o de la CNE.

Compresión,

descompresión, licuefacción o regasificación de gas natural

Personas físicas o morales que realicen la compresión, descompresión, licuefacción o regasificación de gas natural, en los términos del artículo 3, fracciones X, XV, XXIX y XLI del Reglamento de la LSH, al amparo de un permiso de la CNE.

Transporte

Personas físicas o morales que transporten hidrocarburos o petrolíferos, incluyendo el transporte para usos propios en los términos de los artículos 5, fracción XLVIII de la LSH y 3, fracción LV del Reglamento de la LSH, al amparo de un permiso de la SENER o de la CNE.

Tratamiento o Refinación

Personas físicas o morales que traten o refinen petróleo o procesen gas natural y sus condensados o se dediquen a la formulación de petrolíferos, en los términos de los artículos 5, fracciones XXI, XL y XLIX de la LSH y 3, fracción XL del Reglamento de la LSH, al amparo de un permiso de la SENER o de la CNE.

Distribución

Personas físicas o morales que distribuyan gas natural o petrolíferos, en los términos del artículo 5, fracción XVI de la LSH, al amparo de un permiso de la CNE.

Almacenamiento uso Propio

Personas físicas o morales que almacenen o utilicen para usos propios o autoconsumo, petrolíferos o gas natural derivado de su actividad, bajo los siguientes supuestos:

a) Al amparo de un permiso de la CNE para el despacho para autoconsumo o para el almacenamiento para usos propios, en los términos de los artículos 3, fracciones XVI y LV, 115 y 140 del Reglamento de la LSH;

b) Que no cuenten con un permiso de la SENER o de la CNE y que manejen un volumen mayor o igual a 75,714 litros mensuales al año de petrolíferos; o

c) Que cuenten con instalaciones fijas para la recepción de gas natural para autoconsumo y no cuenten con un permiso para ello, siempre que su consumo anual sea superior a 5,000 Gigajoules (GJ)

  • a) Aplicación en diseño.

    • API MPMS 5.1 Consideraciones generales para la medición por medio de medidores.

    • API MPMS 5.4 Accesorios para medidores de líquidos.

    • API MPMS 5.5 Fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de medición de flujo.

    b) Tipos de medidor del volumen o caudal.

    • NOM-005-SCFI-2017 Instrumentos de medición - Sistema para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos - Especificaciones, métodos de prueba y de verificación.

    • NOM-185-SCFI-2017 Programas informáticos y sistemas electrónicos que controlan el funcionamiento de los sistemas para medición y despacho de gasolina y otros combustibles líquidos -Especificaciones, métodos de prueba y de verificación.

    • ISO 2714 Hidrocarburos líquidos Medición volumétrica mediante medidores de desplazamiento diferentes a bombas dispensadoras.

    • ISO 2715 Hidrocarburos líquidos Medición volumétrica mediante sistemas de medidor de turbina.

    • ISO 4124 Hidrocarburos líquidos Medición Dinámica Control estadístico de los sistemas de medición volumétricos.

    • ISO 6551 Petróleo Liquido/Gas fidelidad y seguridad de la medición dinámica.

    • ISO 9951 Medición de flujo de gas en tuberías cerradas - Medidores de turbina.

    • ISO 10789-1 Medición de flujo de fluido en tuberías cerradas Medidores ultrasónicos para gas - Medidores para transferencia de custodia y medición de asignación.

    • ISO 10790 Medición de flujo de fluido en tuberías cerradas Guía para la selección, instalación y uso de medidores de Coriolis (mediciones de flujo másico, densidad y flujo volumétrico).

    • ISO 12242 Medición de flujo de fluido en tuberías cerradas Medidores ultrasónicos de tiempo de tránsito para líquido.

    • API MPMS 5.2 Medición de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de desplazamiento.

    • API MPMS 5.3 Medición de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de turbina.

    • API MPMS 5.6 Medición de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de Coriolis.

    • API MPMS 5.8 Medición de hidrocarburos líquidos por medio de medidores de flujo ultrasónico con tecnología de tiempo de tránsito.

    • API MPMS 21.2 Medición de flujo utilizando sistemas de medición electrónica Medición electrónica del volumen líquido utilizando medidores de desplazamiento positivo y turbinas.

    • API MPMS 21.2-A1 Adenda 1 a Medición de Flujo utilizando sistemas de medición electrónica, de masa inferida.

    • OIML R 117-1 Sistemas de medición dinámicos para líquidos distintos del agua.

    c) Probadores.

    • ISO 7278-1 Hidrocarburos líquidos - Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte 1: Principios generales.

    • ISO 7278-2 Hidrocarburos líquidos Sistemas para probar contadores volumétricos - Medición dinámica - Parte 2: Probadores de tipo tubería.

    • ISO 7278-3 Hidrocarburos Líquidos - Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte 3: Técnicas de interpolación de pulso.

    • ISO 7278-4 Hidrocarburos Líquidos - Medición dinámica - Sistemas de pruebas para medidores volumétricos - Parte 4: Guía para operadores de probadores de tipo tubería.

    • API MPMS 4.1 Introducción (Probadores).

    • API MPMS 4.2 Probadores de desplazamiento.

    • API MPMS 4.4 Probadores de tanques.

    • API MPMS 4.5 Probadores del medidor maestro.

    • API MPMS 4.6 Interpolación de pulso.

    • API MPMS 4.7 Métodos de prueba estándar en campo.

    • API MPMS 4.8 Operación de sistemas de probadores.

    • API MPMS 4.9 .1 Introducción a la determinación del volumen de los probadores de desplazamiento y de tanque.

    • API MPMS 4.9.2 Determinación del volumen del probador de desplazamiento y Tanque, por el método de calibración "Waterdraw".

    • API MPMS 4.9.3 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento por el método de calibración del medidor maestro.

    • API MPMS 4.9.4 Determinación del volumen de probadores de desplazamiento y de tanques por el método de calibración gravimétrico.

    • API MPMS 13.2 Métodos estadísticos de evaluación de los datos de probadores de medidores.

    d) Cálculos.

    • API MPMS 11.4.1 Propiedades de los materiales de referencia - Parte 1: Densidad del agua y factores de corrección del volumen del agua para la calibración de probadores volumétricos.

    • API MPMS 12.2.3 Cálculo de cantidades de petróleo utilizando métodos de medición dinámica y factores de corrección volumétrica - Parte 3: Reporte de probadores.

    • API MPMS 12.2.4 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección volumétrica -Parte 4: Cálculo de volúmenes base de los probadores por el método "Waterdraw".

    • API MPMS 12.2.5 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección volumétrica - Parte 5: el volumen base del probador usando el método del medidor maestro.

    e) Computación de flujo y volumen.

    • API MPMS 5.5 Fidelidad y seguridad de los sistemas de transmisión de datos de pulsos de medición de flujo.

    • API MPMS 11.1 Datos de propiedades físicas (factores de corrección del volumen) (todas las secciones y mesas pertinentes, incluyendo rutinas de computación).

    • API MPMS 11.2.2 Factores de compresibilidad de hidrocarburos: 0,350 a 0,637 de densidad relativa (60 °F / 60 °F) y -50 °F a 140 °F de temperatura de medidor.

    • API MPMS 11.2.2M Factores de compresibilidad para hidrocarburos: 350-637 kilogramos por metro cúbico densidad (15 °C) y -46 °C a 60 °C temperatura de medidor.

    • API MPMS 11.2.4 Corrección de temperatura para los volúmenes de LNG y Tablas GLP 23E, 24E, 53E, 54E, 59E, 60E.

    • API MPMS 11.2.5 Correlación de presión de vapor simplificada para uso NGL comerciales.

    • API MPMS 11.3.2.1 Densidad de etileno.

    • API MPMS 11.3.3.2 Compresibilidad de polipropileno.

    • API MPMS 11.5 Intraconversión de densidad / peso / volumen.

    • API MPMS 12.2.1 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección del volumen -Parte 1: Introducción.

    • API MPMS 12.2.2 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección del volumen -Parte 2: Tickets de Medición.

    • API MPMS 12.2.3 Cálculo de cantidades de petróleo usando métodos de medición dinámica y factores de corrección del volumen Parte 3: Reportes de Probador.

    • API MPMS 12.3 Cálculo de contracción volumétrica por fusión de hidrocarburos livianos con petróleo crudo.

    • API MPMS 21.2 Medición electrónica del volumen líquido utilizando medidores de desplazamiento positivo y medidores de turbina.

    • NOM-003-SECRE-2011 Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos.

    • NMX-CH-5167-1-IMNC Medición del flujo de fluidos por medio de dispositivos de presión diferencial insertados en la sección transversal circular de ductos llenos Parte 1: Principios generales y requisitos.

    • NMX-CH-5167-2-IMNC Medición del flujo de fluidos por medio de dispositivos de presión diferencial insertados en la sección transversal circular de ductos llenos Parte 2: Placas de orificio.

    • ISO 5167-2 Medición de flujo de fluido por medio de dispositivos de presión diferencial insertados en tubos de sección transversal circular Parte 2: Placas de orificio.

    • ISO 9951 Medición del flujo del gas en conductos cerrados Medidores de turbina.

    • ISO 10790 Medición del flujo del fluido en conductos cerrados Guía de la selección, instalación y uso de medidores Coriolis (Medida del flujo de la masa, densidad y volumen del flujo).

    • ISO 15970 Gas Natural Propiedades de Medición Propiedades Volumétricas: densidad, temperatura, presión y factor de compresión.

    • Diario ISO 17089 -1 Medición del flujo del fluido en conductos cerrados Medidores ultrasónicos para gas Parte 1: Medidores para transferencia de custodia y medición de asignación.

    • AGA Reporte No. 3 Medición por medio de placa de orificio de gas natural y otros fluidos de hidrocarburos asociados.

    • AGA Reporte No. 5 Medición de energía del gas combustible.

    • AGA Reporte No. 7 Medición de gas natural por medio de medidores de turbina.

    • AGA Reporte No. 9 Medición de gas por medio de medidores ultrasónicos multitrayectorias.

    • AGA Reporte No. 10 Velocidad del sonido en el gas natural y en otros gases de hidrocarburos asociados.

    • AGA Reporte No. 11 Medición de gas natural por medio de medidores de Coriolis.

    • API MPMS 14.3.1 Medidores de orificio concéntrico, de borde cuadrado Parte 1 Ecuaciones generales y guías de incertidumbre (ANSI/API MPMS 14.3.1-2013) (AGA Reporte No. 3, Parte 1) (GPA 8185-90, Parte 1).

    • API MPMS 14.3.2 Medidores de orificio concéntrico, de borde cuadrado Parte 2 Especificación y requerimientos de instalación (ANSI/API MPMS 14.3.2-2000) (AGA Reporte No. 3, Parte 2) (GPA 8185-00, Parte 2).

    • API MPMS 14.9 Medición de gas natural por medio de medidores de Coriolis.

    • API MPMS 21.1 Medición electrónica del gas.

    • Energy Institute HM 8. Densidad, sedimento y agua. Sección 2: Medición continua de la densidad (anteriormente PMM Parte VII, S2).

  • a) Para tanques estacionarios.

    • ISO 4266-1 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 1: Medición de nivel en tanques atmosféricos.

    • ISO 4266-3 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 3 Medición de nivel en tanques de almacenamiento presurizados (no refrigerados).

    • ISO 4266-4 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 4: Medición de temperatura en tanques atmosféricos.

    • ISO 4266-6 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 6: Medición de temperatura en tanques de almacenamiento presurizados (no refrigerados).

    • ISO 4269 Petróleo y productos líquidos derivados - calibración del tanque mediante la medición de líquido - método incremental utilizando medidores volumétricos.

    • ISO 6578 Hidrocarburos líquidos refrigerados - Medición estática Cálculo.

    • ISO 7507-1 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 1: Método de cintas.

    • ISO 7507-2 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 2: Método de línea óptica de referencia.

    • ISO 7507-3 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 3: Método de triangulación óptica.

    • ISO 7507-4 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 4: Método interno electro-óptico de medición de distancia.

    • ISO 7507-5 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos verticales - Parte 5: Método externo electro-óptico para la determinación de la distancia.

    • ISO 8022 Sistemas de Medición de Petróleo - Calibración - correcciones de temperatura para el uso al calibrar tanques probadores volumétricos.

    • ISO 8310 Hidrocarburos ligeros refrigerados - Los termopares y termómetros de resistencia - La Medición de la temperatura en los tanques que contengan gases licuados.

    • ISO 10574 Hidrocarburos ligeros refrigerados - Medición de niveles de líquidos en tanques que contienen gases licuados.

    • ISO 12917-1 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos horizontales - Parte 1: Los métodos manuales.

    • ISO 12917-2 Petróleo y productos líquidos derivados - Calibración de tanques cilíndricos horizontales - Parte 2: Método electro-óptico para la determinación de la distancia interna.

    • API MPMS 2.2A (ISO 7507-1) Medición y calibración de tanques cilíndricos verticales por el método manual utilizando cintas.

    • API MPMS 2.2B (ISO 7507-2) Calibración de tanques cilíndricos verticales utilizando el método de triangulación óptica.

    • ISO-7507-3 (API MPMS 2.2C) Calibración de tanques cilíndricos verticales utilizando el método de triangulación óptica.

    • API MPMS 2.2D Calibración de tanques cilíndricos verticales utilizando el método interno electro-óptico de medición de distancia.

    • API MPMS 2.2E (ISO 12917-1) Calibración de tanques cilíndricos horizontales Parte 1: Métodos manuales.

    • ISO-12917-2 (API MPMS 2.2F) Calibración de tanques cilíndricos horizontales Parte 2: Método interno electro-óptico de medición de distancia.

    • API MPMS 3.1A Practica estándar de medición en tanques para la medición manual de petróleo y productos derivados del petróleo.

    • API MPMS 3.1B Práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques estacionarios mediante la medición automática de tanques.

    • API MPMS 3.3 Práctica estándar para la medición de nivel de hidrocarburos líquidos en tanques de almacenamiento estacionarios presurizados mediante medición automática de tanques.

    • API MPMS 3.6 Medición de hidrocarburos líquidos mediante sistemas híbridos de medición de tanques.

    • API MPMS 7 Determinación de temperatura.

    • API MPMS 12.1.1 Cálculo de cantidades estáticas de petróleo - Parte 1: tanques cilíndricos verticales y embarcaciones marinas.

    • API MPMS 14.4 Convirtiendo masa de líquidos y vapores de gas natural a volúmenes de líquido equivalentes.

    • API MPMS 19 Medición de pérdidas por evaporación.

    • API MPMS 19.1 Pérdidas por evaporación en tanques de techo fijo.

    • API MPMS 19.2 Pérdidas por evaporación en tanques de techo flotante.

    • API MPMS 19.4 Practica recomendada para la especificación de pérdidas por evaporación.

    • API STD 2552 Método estándar para medición y calibración de esferas y esferoides por el método dimensional (método geométrico).

    • ISO-4269 (API STD 2555/ASTM D 1406) Calibración de tanques por el método húmedo (método volumétrico).

    • OIML R 85-1 Medidores automáticos de nivel para medir el nivel de líquido en tanques de almacenamiento fijos.

    b) Para autotanques, carrotanques y buquetanques.

    • NOM-007-ASEA-2016 Transporte de gas natural.

    • NMX-CH-146-IMNC Metrología Carrotanques y autotanques Clasificación, características, verificación y métodos de calibración.

    • ISO 4266-2 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 2: Medición de nivel en embarcaciones marinas.

    • API MPMS 2.7 Calibración de tanques de barcaza.

    • API MPMS 2.8A Calibración de tanques en buques y barcazas oceánicas.

    • API MPMS 12.1.2 Cálculo de cantidades de petróleo - Sección 1: Cálculo de cantidades estáticas de petróleo - Parte 2: Procedimiento de cálculo para carrotanques.

    • API STD 2554 (ASTM D 1409) Medición y calibración de carrotanques.

    • OIML R 80-1 Autotanques y carrotanques con medición de nivel - Parte 1: Requisitos metrológicos y técnicos.b) Para autotanques, carrotanques y buquetanques.

    • NOM-007-ASEA-2016 Transporte de gas natural.

    • NMX-CH-146-IMNC Metrología Carrotanques y autotanques Clasificación, características, verificación y métodos de calibración.

    • ISO 4266-2 Medición de nivel y temperatura en tanques de almacenamiento por métodos automáticos Parte 2: Medición de nivel en embarcaciones marinas.

    • API MPMS 2.7 Calibración de tanques de barcaza.

    • API MPMS 2.8A Calibración de tanques en buques y barcazas oceánicas.

    • API MPMS 12.1.2 Cálculo de cantidades de petróleo - Sección 1: Cálculo de cantidades estáticas de petróleo - Parte 2: Procedimiento de cálculo para carrotanques.

    • API STD 2554 (ASTM D 1409) Medición y calibración de carrotanques.

    • OIML R 80-1 Autotanques y carrotanques con medición de nivel - Parte 1: Requisitos metrológicos y técnicos.

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