SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN

COORDINACIÓN DE NORMALIZACIÓN

ESPECIFICACIÓN TÉCNICA PARA PROYECTO DE OBRAS

MEDIDOR DE FLUJO TIPO CORIOLIS PARA

HIDROCARBUROS FASE LÍQUIDA Y FASE
GASEOSA

Esta edición cancela y sustituye a la especificación: P.2.0514.04, primera

edición, Septiembre de 2006.

P.2.0514.04

SEGUNDA EDICIÓN
ENERO, 2007
 MEDIDOR DE FLUJO TIPO CORIOLIS PARA HIDROCARBUROS
FASE LÍQUIDA Y FASE GASEOSA

Segunda Edición P.2.0514.04: 2007 CN

PREFACIO
PEMEX-Exploración y Producción (PEP) en cumplimiento de la Ley Federal sobre Metrología y
Normalización, publicada en el Diario Oficial de la Federación de fecha 01 de julio de 1992 y acorde
con la facultad que le confiere la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, para que expida sus normas y
especificaciones técnicas, emite la presente especificación técnica, a fin de que se utilice en el
diseño, materiales, instalación y pruebas de los medidores de flujo tipo Coriolis para hidrocarburos
fase liquida y fase gas.

Esta edición cancela y sustituye a la especificación: P.2.0514.04, primera edición, Septiembre de 2006.

En la elaboración de esta especificación técnica participaron:

Subdirección de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

Subdirección Región Norte.

Subdirección Región Sur.

Subdirección Región Marina Noreste.

Subdirección Región Marina Suroeste.

Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas.

Subdirección de la Coordinación de Servicios Marinos.

Subdirección de Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad.

Subdirección de Distribución y Comercialización.

Instituto Mexicano del Petróleo.

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FASE LÍQUIDA Y FASE GASEOSA

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ÍNDICE DE CONTENIDO Página

0. Introducción ........................................................................................................................ 3

1. Objetivo............................................................................................................................... 3

2. Alcance ............................................................................................................................... 3

3. Campo de aplicación .......................................................................................................... 3

4. Actualización....................................................................................................................... 3

5. Referencias......................................................................................................................... 4

6. Definiciones ........................................................................................................................ 4

7. Símbolos y abreviaturas ..................................................................................................... 5

8. Desarrollo............................................................................................................................ 6

8.2 Elementos primarios de medición de hidrocarburos en fase gaseosa 6

8.2.4 Medidor tipo Coriolis 6

8.5 Elementos primarios de medición de hidrocarburos en fase líquida 7

8.5.4 Medidor tipo Coriolis 7

8.10 Embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque 7

9. Concordancia con normas internacionales ........................................................................ 8

10. Bibliografía .......................................................................................................................... 8

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0. Introducción

En PEMEX-Exploración y Producción (PEP), se requiere especificar los sistemas de medición de

hidrocarburos de acuerdo a las tecnologías de vanguardia, lo que origina que se busque tener niveles de
incertidumbre acordes a los estándares internacionales. Para lograrlo, es necesario que los medidores de
flujo tipo Coriolis para hidrocarburos fase liquida y fase gas, cumplan con la normatividad y requisitos en
su diseño, materiales, instalación y pruebas, así como con los conceptos de metrología establecidos en la
Ley Federal sobre Metrología y Normalización (LFMN).

Con base en lo anterior, PEP emite a través de la Subdirección de Distribución y Comercialización, esta
especificación para su aplicación en sistemas de medición de hidrocarburos.

1. Objetivo

Establecer los requisitos técnicos que deben cumplir los medidores de flujo tipo Coriolis para
hidrocarburos fase liquida y fase gas en PEMEX-Exploración y Producción.

2. Alcance

Esta especificación establece los requisitos que deben cumplir los Contratistas, Fabricantes o Proveedores
en el diseño, materiales, instalación y pruebas de los medidores de flujo tipo Coriolis para hidrocarburos
fase liquida y fase gas utilizados en los procesos industriales de instalaciones petroleras nuevas,
ampliaciones o remodelaciones en PEP.

Para aplicaciones en medición fiscal el medidor de flujo debe cumplir con los preceptos metrológicos
establecidos en la NRF-111-PEMEX-2006.

3. Campo de aplicación

El contenido de esta especificación es de aplicación general y observancia obligatoria en el diseño,

materiales, instalación y pruebas de los medidores de flujo tipo Coriolis para hidrocarburos fase liquida y
fase gas, que lleven a cabo los centros de trabajo de PEP.

4. Actualización

A las personas e instituciones que hagan uso de este manual, se solicita comuniquen por escrito las
observaciones que estimen pertinentes, dirigiendo su correspondencia a:

PEMEX-Exploración y Producción.
Subdirección de Distribución y Comercialización.
Coordinación de Normalización.
Bahía de Ballenas 5, Edificio “D”, PB., entrada por Bahía del Espíritu Santo s/n.
Col. Verónica Anzures, México D. F., C. P. 11 300.

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Teléfono directo: 1944-9286.

Conmutador: 1944-2500 extensión 80-80, Fax: 3-26-54.
Correo electrónico: mpachecop@pep.pemex.com

5. Referencias

De los documentos normativos que se relacionan a continuación, solo aplican los capítulos, numerales,
párrafos, secciones y anexos a los que se hace referencia; en donde se indique únicamente el documento
normativo se debe consultar el documento completo.

5.1 NOM-008-SCFI-2002 - Sistema General de Unidades de Medida.

5.2 IEC PAS 62382:2004 – Electrical and instrumentation loop check.

5.3 ISO 4006:1991 – Measurement of fluid flow in closed conduits - Vocabulary and symbols.

5.4 ISO 10790:1999/Amd.1:2003 – Measurement of fluid flow in closed conduits – Guidance to the
selection installation and use of Coriolis meters (mass flow, density and volume flow measurement).
Amendment 1: Guidelines for gas measurement.

5.5 ISO 15156-1:2001 – Petroleum and natural gas industries- Material for use in H2S-containing
environments in oil and gas production- Part 1 - General principles for selection of cracking-resistant
materials. Technical Corrigendum 1: 2005.

5.6 ISO 15156-2:2003 – Petroleum and natural gas industries- Material for use in H2S-containing
environments in oil and gas production- Part 2 - Cracking-resistant carbon and low alloy steels, and the use
of cast irons. Technical Corrigendum 1: 2005.

5.7 ISO 15156-3:2003 – Petroleum and natural gas industries- Material for use in H2S-containing
environments in oil and gas production- Part 3 - Cracking-resistant CRAs (corrosion-resistant alloys) and
other alloys. Technical Corrigendum 2: 2005.

5.8 NRF-036-PEMEX-2003 – Clasificación de áreas peligrosas y selección de equipo eléctrico.

5.9 NRF-048-PEMEX-2003 – Diseño de instalaciones eléctricas en plantas industriales.

5.10 NRF-049-PEMEX-2001 – Inspección de bienes y servicios.

5.11 NRF-111-PEMEX-2006 – Equipos de medición y servicios de metrología.

6. Definiciones

Para los propósitos de esta especificación, aplican los términos y definiciones relacionados con sistemas de
medición de flujo indicados en la ISO 4006 y lo indicado en la NRF-111-PEMEX-2006 para términos de
metrología. Así como los que se indican en las normas y especificaciones correspondientes a las que se
hace referencia. A continuación se indican solo los términos y definiciones que se utilizan con mayor
frecuencia.

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6.1 Calibración. Conjunto de operaciones que establecen, en condiciones especificadas, la relación

entre los valores de las magnitudes indicadas por un instrumento de medición o un sistema de medición, o
los valores representados por una medida materializada o un material de referencia y los valores
correspondientes de la magnitud realizada por los patrones.

6.2 Confirmación metrológica. Conjunto de operaciones requeridas para asegurarse de que el

equipo de medición es conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto.

6.3 Incertidumbre de medición. Parámetro asociado al resultado de una medición, que caracteriza la
dispersión de los valores que podrían razonablemente, ser atribuidos al mensurando.

6.4 Magnitud (medible). Atributo de un fenómeno, cuerpo o substancia que es susceptible de ser
diferenciado cualitativamente y determinado cuantitativamente.

6.5 Medición fiscal Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o poder calorífico (en
caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición, declarados previamente como oficiales en contratos
de compra venta con terceros o transferencia de custodia. Valor que es aplicado de manera oficial para la
comercialización de hidrocarburos y pago de los impuestos correspondientes.

a) Medición en transferencia de custodia.- Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o

poder calorífico (en caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición declarados previamente
como oficiales en convenios de transferencia de custodia interorganismos. Valor que es aplicado de
manera oficial para el cambio de posesión y responsabilidad de la producción.

b) Medición en puntos de venta.- Resultado de la cuantificación de: masa, volumen, calidad o poder
calorífico (en caso de gas), obtenido a partir de sistemas de medición, en sitios declarados previamente
como oficiales en contratos de compra venta con terceros.

6.6 Mensurando. Magnitud particular sujeta a medición.

6.7 Patrón. Medida materializada, instrumento de medición, material de referencia o sistema de

medición destinado a definir, realizar, conservar o reproducir una unidad o uno o varios valores de una
magnitud para servir de referencia.

6.8 Trazabilidad. Propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón, tal que éste pueda
ser relacionado con referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o internacionales, por
medio de una cadena ininterrumpida de comparaciones teniendo todas las incertidumbres determinadas.

7. Símbolos y abreviaturas

Aplican las correspondientes a las normas y especificaciones a las que se hace referencia en este
documento.

7.1 ema entidad mexicana de acreditación.

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8 Desarrollo

Nota: El contenido de lo descrito a continuación, así como los numerales indicados, corresponden al
Capítulo 8 del Manual de especificaciones de Sistemas de Medición Fiscal de Hidrocarburos
P.2.0000.04:2007, segunda edición, por lo que los numerales aquí incluidos pueden ser no
consecutivos.

Requerimientos generales

Los formatos para especificar la instrumentación, deben cumplir con la ISA-20-1981 e ISA–TR20.00.01–
2001, o equivalentes.

Las condiciones de referencia estándar deben ser 20,0 °C y 101,325 kPa absoluta (1 atmósfera), de acuerdo
con 8.5 de la NRF-111-PEMEX-2006.

El medidor debe proporcionar lecturas de medición de flujo en pantalla en el sistema general de unidades de
medida, de acuerdo con la NOM-008-SCFI-2002.

Los accesorios para instalación eléctrica deben cumplir con 8.4.2 de la NRF-048-PEMEX-2003.

La inspección del medidor de flujo utilizado para la medición fiscal, debe cumplir con la NRF-049-PEMEX-
2001.

Las conexiones eléctricas, el equipo eléctrico o electrónico del medidor, debe cumplir con la clasificación del
área peligrosa donde se instalen conforme con la NRF-036-PEMEX-2003.

El fabricante, proveedor o contratista que suministre el medidor, debe dar cumplimiento a los requisitos de
metrología y gestión de las mediciones que se establecen en la NRF-111-PEMEX-2006. De estos requisitos
a continuación se indican los principales, con sus respectivos numerales correspondientes a dicha norma:

a) Para sistemas de gestión de las mediciones: Confirmación Metrológica (calibración, verificación),

procesos de medición, incertidumbre de la medición y trazabilidad, debe cumplir con 8.3.1.2 y 8.3.2.1.

b) Para determinación de la Incertidumbre de la medición: con 8.3.2.4.1 y 8.3.2.4.2.

c) Para lograr la trazabilidad y la incertidumbre de la medición, la calibración de los equipos de medición

debe realizarse en laboratorios que cumplan y emitan un certificado de calibración de acuerdo con
8.2.1.8.

d) Las unidades de verificación (organismos) deben cumplir con 8.3.4.2.

e) Los organismos de certificación, laboratorios de calibración, unidades de verificación deben estar

acreditados por la “ema” o por organismos de acreditación equivalentes en otros países que sean
signatarios de acuerdos de reconocimiento mutuo y cumplir con 8.3.5.3.

8.2 Elementos primarios de medición de hidrocarburos en fase gaseosa

8.2.4 Medidor tipo Coriolis

8.2.4.1 Requisitos de diseño – El principio de operación debe cumplir con el párrafo 5.1.1 de la IS0
10790/Amd.

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El elemento sensor debe cumplir con el capítulo 5.1.2 de la IS0 10790/Amd.1 y la selección conforme a la
subsección 6 del Reporte AGA 11/API MPMS 14.9, o equivalente, el diseño del transmisor debe cumplir con
el párrafo 5.1.3 del ISO 10790/Amd.1. La especificación del medidor de flujo tipo Coriolis debe cumplir con la
IS0 10790/Amd.1 y con la sección 4 y las subsecciones 5.2 a la 5.4 del Reporte AGA 11/API MPMS 14.9, o
equivalente; los requerimientos de desempeño del medidor deben cumplir con la subsección 7 del Reporte
AGA 11/API MPMS 14.9, o equivalente.

8.2.4.2 Materiales - Para servicio no amargo, deben cumplir con ASTM A 182/A 182M-06 Gr. F 316L
(UNS S31603) o equivalente y para servicio amargo se debe cumplir con ISO 15156-1,2 y 3 y con la
subsección 5.2.2 del Reporte AGA 11/API MPMS 14.9, o equivalente.

8.2.4.3 Instalación - Se debe cumplir con el párrafo 3.3 de la IS0 10790/Amd.1, la subsección 3.3.2 del
ASME MFC-11M–2003, o equivalente y con la sección 8 del Reporte AGA 11/API MPMS 14.9, o
equivalente.

8.2.4.4 Pruebas - Deben cumplir con los capítulos 4, 7 y 8, párrafos 5.4, 5.5, 6.6 y Anexo A de la IS0
10790/Amd.1 y con la sección 9 y la subsección 5.5 del Reporte AGA 11/API MPMS 14.9, o equivalente.

Para la verificación del cierre y prueba del lazo de medición debe cumplir con los párrafos 5.1, 6.1 al 6.4, 7.1
al 7.4 y Anexo A de IEC PAS 62382.

8.5 Elementos primarios de medición de hidrocarburos en fase líquida

8.5.4 Medidor tipo Coriolis

8.5.4.1 Requisitos de diseño - El principio de operación debe estar conforme al primer párrafo del
numeral 8.2.4.1 de este documento.

El elemento sensor debe cumplir con lo indicado en el párrafo 5.1.2 de la IS0 10790/Amd.1 y subsecciones
6.1.1, 6.1.3, 6.1.4 y 6.1.7 del API MPMS 5.6, o equivalente, el transmisor debe cumplir con los capítulos 4 y
7, párrafos 5.1.3, 5.4, 5.5 y 6.6 del ISO 10790/Amd.1 y subsecciones 6.2 del API MPMS 5.6, o equivalente, y
con la subsección 6.3 del API MPMS 5.6, o equivalente.

8.5.4.2 Materiales - Del medidor para servicio no amargo, deben cumplir con ASTM A 182/A 182M-06 Gr.
F 316L (UNS S31603) o equivalente y para servicio amargo, se debe cumplir con ISO 15156-1, 2 y 3.

8.5.4.3 Instalación - Se debe cumplir con el párrafo 3.3 de la IS0 10790/Amd.1, la subsección 6.3.5 del
API MPMS 5.6, o equivalente, y la subsección 3.3.2 del ASME MFC-11M-2003, o equivalente.

8.5.4.4 Pruebas - Deben cumplir con los capítulos 4, 7 y 8, con los párrafos 5.4, 5.5, 6.6 y con el Anexo A
de la IS0 10790/Amd.1, con la subsección 8.1 del API MPMS 5.6, o equivalente y la sección 4 del ASME
MFC-11M-2003, o equivalente.

Para la verificación del cierre y prueba del lazo de medición se debe cumplir con los párrafos 5.1, 6.1 al 6.4,
7.1 al 7.4 y Anexo A de IEC PAS 62382, y con la subsección 8.1 del API MPMS 5.6, o equivalente.

8.10 Embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque

El embalaje y marcado de materiales y equipos para su embarque, debe cumplir con 8.1.6, 8.1.8, 8.1.9, 8.2
al 8.4 de la P.1.0000.09:2005.

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9. Concordancia con normas internacionales

Esta especificación técnica no coincide con ninguna norma internacional.

10. Bibliografía

10.1 P.1.0000.09:2005 - Embalaje y marcado para embarque de equipos y materiales. Primera edición,
Febrero 2005.

10.2 P.2.0000.04:2007 – Manual de especificaciones técnicas para sistemas de medición fiscal de

hidrocarburos, Segunda edición.

10.3 API MPMS 5.6 2002 - Manual of petroleum measurement standards. Chapter 5 – Metering. Section
6 - Measurement of liquid hydrocarbons by Coriolis meters.

10.4 ASME MFC-11M–2003 - Measurement of fluid flow by means of Coriolis mass flow meters.

10.5 ASTM A 182/A 182M-06 - Standard specification for forged or rolled alloy and stainless steel pipe
flanges, forged fittings, and valves and parts for high-temperature service.

10.6 ISA-20-1981 - Specification forms for process measurement and control instruments, primary
elements and control valves.

10.7 ISA–TR20.00.01–2001 - Specification forms for process measurement and control instruments –
Part 1: General considerations.

10.8 Report AGA 11/API MPMS 14.9:2003 - Measurement of natural gas by Coriolis meter.

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