Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
SECRETARIA DE ENERGIA 
NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaci ones del gas natural (cancela y sustituye a la 
NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural y la NOM- EM-002-SECRE-2009, Calidad del gas natural durante 
el periodo de emergencia severa). 
Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Comisión Reguladora  de 
Energía. 
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-001-SECRE-2010, ESPEC IFICACIONES DEL GAS NATURAL (CANCELA Y 
SUSTITUYE A LA NOM-001-SECRE-2003, CALIDAD DEL GAS NATURAL Y LA NOM-EM-002-SECRE-2009, CALIDAD 
DEL GAS NATURAL DURANTE EL PERIODO DE EMERGENCIA SEVERA). 
La Comisión Reguladora de Energía, con fundamento en los artículos 17 y 33, fracciones I, XII y XXV de la 
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 38, fracción II, 40, fracciones I, III, XIII y XVIII, 41, 47, 
fracción IV, 51, 73 y 74 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 2, fr acciones V, VI y último 
párrafo, 3, fracciones XIV, XV y XXII, y 4 de la Ley de la Comisión Regula dora de Energía; 4,  segundo párrafo, 
9, primer párrafo, 11, 14, fracción IV, 15, fracciones II, inciso b) y III, inci so k), y 16 de la Ley Reglam entaria 
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; 28, 34, 80 y 81 del Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización; 1, 7 y 70, fracción VII, de l Reglamento de Gas Natural,  y 1, 2, 3, fracción VI, 
inciso a), 33, 34, fracciones XIX y XXXI y último párra fo, y 35 del Reglamento Interior de la Secretaría de 
Energía, y 
CONSIDERANDO 
Primero. Que, con fecha 29 de marzo de 2004, la Comisión Reguladora de Energía publicó en el Diario 
Oficial de la Federación la Norma Oficial Mexica na NOM-001-SECRE-2003, Calidad del Gas Natural.  
Segundo.  Que, con fecha 2 de julio de 2009, la Comisión Reguladora de Energía publicó en el Diario 
Oficial de la Federación la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del 
Gas Natural durante el Periodo de Emergencia Severa. 
Tercero.  Que, con fecha 31 de diciembre de 2009, la Comisión Reguladora de Energía publicó en el Diario 
Oficial de la Federación la segunda expedición de la Norma Oficial Mexicana de Emergencia  NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del Gas Natural durante el Periodo de Emergencia Severa, con una vigencia de seis 
meses, a partir del 4 de enero de 2010. 
Cuarto.  Que, con fecha 23 de febrero de 2009, el Comité  Consultivo Nacional de Normalización de Gas 
Natural y de Gas Licuado de Petróleo por Medio de Ductos, publicó en el Diario Oficial de la Federación  el 
Proyecto de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001- SECRE-2008, Especificaciones del gas natural, a 
efecto de recibir comentarios de los interesados. 
Quinto. Que, transcurrido el plazo de 60 días a que se refi ere el artículo 47, fracción I de la Ley Federal 
sobre Metrología y Normalización para recibir los coment arios que se mencionan en el considerando anterior, 
el Comité Consultivo Nacional de Normalización de Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo por Medio de Ductos estudió los comentarios recibidos y, en los casos que estimó procedentes, modificó el Proyecto de 
Norma en cita. 
Sexto. Que, con fecha 25 de febrero de 2010, se pu blicaron en el Diario Oficial de la Federación  las 
respuestas a los comentarios recibidos al Proyecto  de Norma Oficial Mexicana PROY-NOM-001-SECRE-2008, 
Especificaciones del gas natural. 
Séptimo. Que, como resultado de lo expuesto en los consid erandos anteriores, se concluye que se ha 
dado cumplimiento al procedimiento que señalan los artíc ulos 44 al 47 y demás relativos de la Ley Federal 
sobre Metrología y Normalización, por lo que se expide la siguiente: 
NORMA OFICIAL MEXICANA NOM-001-SECRE-2010,  ESPECIFICACIONES DEL GAS NATURAL 
INDICE 
1. Objetivo 
2. Campo de aplicación 
3. Definiciones 
4. Unidades y condiciones de referencia 
5. Especificaciones del gas natural 
6. Muestreo y métodos de determinación 
7. Concordancia con normas internacionales 
8. Vigilancia 
9. Vigencia 
10. Bibliografía 
11. Transitorios 
Anexo 1. Procedimiento de evaluación de la conformidad       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
Anexo 2. Procedimiento para la determinación de la temperatura de rocío de hidrocarburos. 
1. Objetivo 
Esta Norma Oficial Mexicana (en lo sucesivo la Norma) tiene como finalidad establecer las 
especificaciones que debe cumplir el gas natural que se maneje en los sistemas de transporte, 
almacenamiento y distribución de gas natural, para pr eservar la seguridad de las personas, medio ambiente e 
instalaciones de los permisionarios y de los usuarios. 
2. Campo de aplicación Esta Norma es aplicable al gas natural que se entrega en cada uno de los puntos de inyección a los 
sistemas de transporte, almacenamient o y distribución, así como en cada uno de los puntos de transferencia 
de custodia a otros permisionarios o usuarios finales. 
La Norma no aplica al gas natural que se conduce desde pozos y complejos procesadores, ni al gas 
natural licuado que se transporta por buques tanque  a las terminales de almacenamiento de gas natural 
licuado, ni al gas natural licuado y el gas natural q ue se maneja en dichas terminales previamente a su 
inyección al sistema de transporte. 
3. Definiciones 3.1. Acta circunstanciada: el documento expedido por una Unidad de Verificación o por la Comisión en 
cada una de las verificaciones realizadas, en el cual se hará constar, como mínimo: nombre, denominación o 
razón social del permisionario; hora, día, mes y año en que se inicie y en que concluya la diligencia; calle, 
número, población o colonia, teléfono u otra forma de comunicación disponible, municipio o delegación, código 
postal y entidad federativa en que se encuentre ubicado el domicilio del permisionario; número y fecha del 
oficio de comisión que la motivó; nombre y cargo de la  persona con quien se entendió la diligencia; nombre y 
domicilio de las personas que fungieron como testigos; datos relativos a la actuación, y nombre y firma de 
quienes intervinieron en la diligencia; 
3.2. Almacenamiento: la actividad de recibir, mantener en depós ito y entregar gas natural, cuando el gas 
natural sea mantenido en depósito en instalaciones fijas distintas a los ductos; 
3.3. Calibración: conjunto de operaciones que establecen, bajo condiciones específicas, la relación entre 
los valores de una magnitud indicados por un instrument o o sistema de medición, o los valores representados 
por una medida materializada o un material de referencia y los valores correspondientes de dicha magnitud realizados por los patrones de referencia; 
3.4. Comisión: la Comisión Reguladora de Energía; 
3.5. Componentes del gas natural:  se consideran componentes del gas natural los siguientes: 
3.5.1. Componente principal:  metano;  
3.5.2. Componentes secundarios: etano, propano, butanos, penta nos y otros hidrocarburos;  
3.5.3. Inertes: nitrógeno y bióxido de carbono;  
3.5.4. Otros componentes: argón, helio, oxígeno, mercaptanos y otros compuestos de azufre que 
únicamente podrán estar present es en bajas concentraciones;  
3.6. Composición: la concentración de los componentes del gas natural;  
3.7. Condiciones base:  condiciones bajo las que se mide el gas natural correspondientes a la presión 
absoluta de 98,07 kPa y temperatura de 293,15 K;  
3.8. Condiciones estándar:  condiciones bajo las que se mide el gas natural correspondientes a la presión 
absoluta de 101,325 kPa y temperatura de 288,15 K;  
3.9. Densidad: es la relación de la masa del gas natural en tre su volumen, a condiciones especificadas de 
presión y temperatura;  
3.10. Densidad relativa ( ρ
r): la relación de la densidad del gas natural con respecto a la densidad del aire 
seco a las mismas condiciones de presión y temperatura;  
3.11. Dictamen de verificación: el documento emitido por la Comisión o por la Unidad de Verificación, en 
el cual se resume el resultado de la verificación que se realizó al sistema para evaluar la conformidad con la 
Norma;  Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
3.12. Distribución:  la actividad de recibir, conducir, entregar a usuarios y, en su caso, comercializar gas 
natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica;  
3.13. Emergencia Operativa:  cuando se presenta una falla imprevista, o cuando resulta necesario dar 
mantenimiento correctivo fuera del progr ama de mantenimiento a una instalación;  
3.14. Especificaciones del gas natural: el rango de valores de  la composición y del conjunto de 
propiedades físico-químicas del gas natural que se encuen tren dentro de lo previsto en la disposición 6 de 
esta Norma;  
3.15. Evaluación de la conformidad:  la determinación del grado de cumplimiento con la Norma;  
3.16. Evidencia objetiva:  la información que puede ser probada como verdadera, basada en hechos 
obtenidos por medio de observación, medición, prue ba u otros medios, con respecto a los estándares 
establecidos en esta Norma o en las prácticas internacionalmente reconocidas;  
3.17. Falla imprevista: cualquier desviación en las condiciones normales de operación en una instalación 
que forma parte de alguno de los sistemas de suministro , transporte de acceso abierto, almacenamiento o 
distribución de gas natural;  
3.18. Gas importado: gas natural comercializado en forma gaseosa en un punto del territorio nacional, por 
parte de una persona física o moral que lo adquiere en el mercado internacional;  
3.19. Gas natural : mezcla de hidrocarburos y otros component es compuesta primordialmente por metano;  
3.20. Gas natural de calidad intercambiable: se considera que dos fuentes de gas natural tienen calidad 
intercambiable cuando se puede sustituir una fuente de gas natural de ciertas características por otra de características diferentes, sin cambia r significativamente la seguridad operacional, eficiencia, desempeño o la 
emisión de contaminantes de equipos o inst alaciones que utilizan ese combustible; 
3.21. Gas natural fuer a de especificaciones:  el gas natural que no cumpla con las especificaciones 
establecidas en esta Norma;  
3.22. Gas natural licuado: gas natural en estado líquido;  
3.23. Humedad:  agua presente en fase gaseosa en el gas natural;  
3.24. Indice Wobbe(W): la relación del poder calorífico superior ( H
s) por unidad de volumen con respecto 
a la raíz cuadrada de la densidad relativa ( ρr), según la siguiente fórmula: 
 
Los criterios que permiten determinar si el gas natur al tiene calidad intercambiable, para fines de esta 
Norma, se basan en la utilización del Indice Wobbe, que está relacionado con la velocidad de flujo de energía 
a través de los conductos de entrada de los equipos que utilizan gas natural;  
3.25. LFMN:  la Ley Federal sobre Metrología y Normalización;  
3.26. Norma:  esta Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010;  
3.27. Patrón de referencia: medida materializada, instrumento de medición, material de referencia o 
sistema de medición destinado a definir, realizar, c onservar o reproducir una unidad o uno o más valores de 
una propiedad física para utilizarse como referencia;  
3.28. Permisionario: el titular de un permiso de transporte de acceso abierto, almacenamiento o 
distribución expedido por la Comisión;  
3.29. Poder calorífico: se divide en dos tipos:  
3.29.1. Poder calorífico superior (H s): es la cantidad de energía térmica producida por la combustión 
completa a presión constante de una unidad de volumen medido en base seca de gas natural con aire, a condiciones estándar, cuando los productos de la com bustión se mantienen a una temperatura de 288,15 K y 
la entalpía del agua formada durante el proceso de combustión se determina en fase líquida;  
3.29.2. Poder calorífico inferior (H
i): es la cantidad de energía térmica producida por la combustión 
completa a presión constante de una unidad de volumen medido en base seca de gas natural con aire, a 
condiciones estándar; cuando todos los productos de combustión se mantienen a la misma temperatura 
(condición estándar) en estado gaseoso;        (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
3.30. Práctica internacionalmente reconocida:  especificaciones técnicas, metodologías o lineamientos 
documentados y expedidos por autoridades competentes u organismos reconocidos internacionalmente, que 
tienen relevancia en el mercado internacional de la industria del gas natural;  
3.31. Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC):  la metodología establecida en este 
documento para realizar la evaluación de la conformidad con la Norma;  
3.32. Productor y/o procesador:  Petróleos Mexicanos y cualquiera de sus organismos subsidiarios en los 
términos de su Ley;  
3.33. Punto de inyección: punto físico en un sistema de ductos en  donde se inyecta gas natural del 
productor y/o procesador, o gas natural de importación.  
3.34. Punto de mezcla: punto físico en un sistema de ductos, donde convergen más de una corriente, de 
tal forma que determinando la composición de la mezcla se caracteriza el gas que se entrega a la totalidad de los usuarios ubicados entre este punto y la siguient e inyección al sistema en el sentido del flujo;  
3.35. Punto de transferencia de custodia:  punto acordado comercialmente entre las partes en que se 
transfiere la custodia del gas natural del productor, pr ocesador o suministrador al permisionario de sistemas 
de transporte, almacenamiento o distribución de gas natural, de un permisionario a otro o de un permisionario a un usuario;  
3.36. Reglamento:  el Reglamento de la LFMN;  
3.37. Sistema aislado: todo aquel sistema de distribución o de transporte de gas natural que no se 
encuentra interconectado con otro sistema de transporte de acceso abierto;  
3.38. SNG: el Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica;  
3.39. Sistema para la evaluación de  las especificaciones del gas natural:  el conjunto de equipos 
especiales, ductos, tanques de almace namiento, válvulas, reguladores, disp ositivos de alivio de presión y 
todos los componentes, dispositivos y accesorios que so n acoplados con el fin de evaluar las especificaciones 
del gas natural;  
3.40. Suministrador: persona física o moral que inyecta gas nat ural a los sistemas de transporte, 
almacenamiento o distribución o a usuarios finales sin que exista un intermediario;  
3.41. Técnicamente libre: se entiende por gas natural técnicamente libre de contaminantes cuando la 
presencia de dichos contaminantes no pueda ser detect ada visualmente y no causen daño o interfieran con la 
operación de los ductos, medidores, reguladores u otro eq uipo a través del cual fluye el gas, ni en los equipos 
o instalaciones de los usuarios finales;  
3.42. Temperatura de rocío del agua:  temperatura a la cual ocurre la condensación del vapor de agua 
presente en el gas natural;  
3.43. Temperatura de rocío de hidrocarburos:  temperatura a la cual ocurre la condensación de 
hidrocarburos en el gas natural que correspond e al punto cricondentérmico del gas natural;  
3.44. Transporte:  la actividad de recibir, conducir y entregar gas natural por medio de ductos a 
permisionarios o usuarios;  
3.45. Trazabilidad: propiedad del resultado de una medición o del valor de un patrón por la cual pueda ser 
relacionado a referencias determinadas, generalmente patrones nacionales o extranjeros, por medio de una 
cadena ininterrumpida de comparaciones teniend o todas las incertidumbres determinadas;  
3.46. Unidad de Verificación (UV): la empresa o persona acreditada y aprobada en los términos de la 
LFMN que realiza actos de verificación.  
3.47. Usuario: persona física o moral que utiliza gas natural como combustible o como materia prima 
industrial;  
3.48. Validación de los métodos de medición: confirmación, mediante el suministro de evidencias 
objetivas, de que se han cumplido los requisitos previstos para la adecuada utilización o aplicación específica 
de los métodos de medición empleados;  
3.49. Verificación: la constatación ocular y comprobación mediante muestreo, medición, pruebas de 
laboratorio, y examen de documentos que se realiz an para evaluar el cumplimiento con esta Norma en un 
momento determinado;  
3.50. Zona de transición: la zona comprendida por la infraestructura de transporte del SNG desde el sur 
de Cd. Madero, Tamps., hasta la estación de compre sión Cempoala, localizada en el Estado de Veracruz.  Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
3.51. Zona Sur: la zona comprendida por la infraestructura de transporte del SNG ubicada al sur y al 
occidente de la estación de compresión Cempoala, localizada en el Estado de Veracruz, así como los ductos e instalaciones privadas de permisionarios interconectados al SNG en dicha Zona.  
4. Unidades y condiciones de referencia 
4.1. Unidades de medida 
De conformidad con la NOM-008-SCFI-2002, Sistema general de unidades de medida, citada como 
referencia:  
• Las unidades de medida que serán empleadas en esta Norma serán las siguientes: 
MJ/m
3 megajoule por metro cúbico 
mg/m3 miligramo por metro cúbico 
% vol por ciento en volumen 
K Kelvin 
kPa KiloPascal m
3 
J metro cúbico 
Joule 
• El signo decimal será una coma sobre la línea (,). 
• Si la magnitud de un número es menor que la unidad, el signo decimal será precedido por un cero.  
4.2. Condiciones de referencia 
Las propiedades del gas natural en esta Norma se encuentran referidas a condiciones estándar. 
Los equipos de medición existentes podrán estar cali brados en condiciones estándar o en condiciones 
base. Un metro cúbico de gas natural en condiciones base equivale a 0,95137 metros cúbicos de gas en 
condiciones estándar. 
A partir de la entrada en vigor de la Norma, los equipos nuevos de medición que sean instalados deberán 
estar calibrados en condiciones estándar. 
Los informes proporcionados a la Comisión y los que se pongan a disposición del público deberán estar 
siempre referidos a condiciones estándar. 
5. Especificaciones del gas natural 
5.1. Propiedades del gas natural. 
El gas natural que se inyecte en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución y el que sea 
entregado por los suministradores a permisionarios y usuarios  debe cumplir con la s especificaciones 
indicadas en la Tabla 1 de esta Norma, salvo lo previsto en la disposición 5.2. 
Tabla 1. Especificaciones del Gas Natural 
Propiedad Unidades Zona Sur 
Resto del 
País Hasta el 31 
de diciembre 
de 2010 Del 1 de enero de 
2011 al 31 de 
diciembre de 2012A partir del 
1 de enero 
de 2013 
Metano (CH 4)-Min. % vol NA NA 83,00 84,00 
Oxígeno (O 2)-Max. % vol 0,20 0,20 0,20 0,20 
Bióxido de Carbono (CO 2)-
Max. % vol 3,00 3,00 3,00 3,00 
Nitrógeno (N 2)-Max. % vol 9,00 8,00 6,00 4,00 
Nitrógeno. Variación 
máxima diaria % vol ±1.5 ±1.5 ±1.5 ±1.5 
Total de inertes (CO 2 y N 2)-
Max. %vol 9,00 8,00 6,00 4,00 
Etano-Max. % vol 14,00 12.00 11,00 11,00 
Temperatura de rocío de 
hidrocarburos- Max. K (°C) NA 271,15 (-2)(1) 271,15 (-2) 271,15 (-
2)(1)       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
Humedad (H 2O)-Max. mg/m 3 110,00 110,00 110,00 110,00 
Poder calorífico superior-
Min. MJ/m 3 35,30 36,30 36,80 37,30 
Poder calorífico superior-
Max. MJ/m 3 43,60 43,60 43,60 43,60 
Indice Wobbe-Min. MJ/m 3 45,20 46,20 47,30 48,20 
Indice Wobbe-Max. MJ/m 3 53,20 53,20 53,20 53,20 
Indice Wobbe-Variación 
máxima diaria % ±5 ±5 ±5 ±5 
Acido sulfhídrico (H 2S)-
Max. mg/m 3 6,00 6,00 6,00 6,00 
Azufre total (S)-Max. mg/m 3 150,00 150,00 150,00 150,00 
(1) En los ductos de transporte y de distribución que reciben gas natural del SNG aplicará el límite máximo de  271,15 
K (-2°C) a partir del 1 de julio de 2011. 
Otras características 
El gas natural, en el punto de transferencia de custod ia que haya sido acordado entre las partes, debe 
estar técnicamente libre de: 
• Agua, aceite e hidrocarburos líquidos. 
• Material sólido, polvos y gomas. 
• Otros gases que puedan afectar a los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución o a los 
equipos o instalaciones de los usuarios. 
El rango de temperatura en la entrega del gas natu ral en los sistemas de transporte, distribución y/o 
usuarios es de 283,15 a 323,15 K. El su ministrador podrá entregar gas natura l a una temperatura inferior a la 
mínima establecida si cuenta con autorización por escrito del permisionario o del usuario o así lo hayan acordado las partes en el contrato de suministro. 
5.2. Condiciones de excepción 
Las especificaciones de calidad a que se refiere la disposición 5.1 podrán verse modificadas cuando se 
presente alguna de las siguientes condiciones: 
5.2.1. Emergencia operativa 
En caso de emergencia operativa  en los centros de procesamiento o en los sistemas de transporte de 
acceso abierto, almacenamiento  y distribución, el suministrador o el permisionario al que se le haya 
presentado la situación de emergencia operativa deb erá notificar a los otros permisionarios y usuarios que 
puedan ser afectados, así como a la Comisión, en los términos que establece la Directiva de Información para las Actividades Reguladas en materia de Gas Natural, DIR-GAS-006-2006. 
En este caso, siempre que, durante las siguientes seis horas después de haber ocurrido la emergencia 
operativa, sea notific ada a los usuarios  y a los permisionarios que pudieran resultar afectados, vía telefónica o 
vía electrónica (página electrónica, correo electrónico o fa csímil, etc.), se permite la entrega de gas natural, 
por un periodo máximo de doce horas contadas a parti r del momento de notificació n, con un contenido de 
etano, nitrógeno e inertes totales hasta en 1.5 puntos por centuales por encima de los valores límite indicados 
en la Tabla 1 y con una desviación en el Indice Wobbe hasta de ± 5% respecto a los valores límite 
establecidos en dicha Tabla, sin que la variación horaria del Indice Wobbe pueda ser mayor del ±3% ni la 
variación total durante la emergencia operativa pueda ser mayor a 12%. 
Si la emergencia operativa se presenta en las inst alaciones del suministrador, el plazo para que los 
permisionarios de sistemas de transporte de acceso abierto y distribución avisen a sus usuarios se 
contabilizará a partir del momento en que recibieron aviso del suministrador. 
5.2.2. Mantenimiento 
En caso de mantenimiento preventivo, o correctiv o que pueda ser realizado bajo el programa de 
mantenimiento, a los centros de proc esamiento de gas natural o a los sistemas de transporte de acceso Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
abierto, almacenamiento  y distribución, aplicarán las mismas condiciones de excepción que en el caso de 
emergencia operativa, siempre que el aviso sea notificado vía telefóni ca o electrónica a los usuarios y 
permisionarios que pudieran resultar afectados al menos con cuarenta y ocho horas de anticipación y que el 
tiempo efectivo de afectación de la calidad del gas no exceda del plazo indicado en la notificación. 
5.2.3.  Emergencia severa 
Cuando las condiciones normales de suministro, trans porte o distribución no puedan restablecerse en un 
plazo máximo de quince días naturales, el suminist rador o permisionario inicialmente afectado deberá 
comunicarlo de inmediato a la Comisión, para que ésta determine las medidas procedentes. La Comisión 
determinará mediante resolución o a través de la publicación de una Norma Oficial Mexicana de Emergencia las condiciones bajo las que podrán operar los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución que se 
vean afectados durante el periodo en que prevalezcan las condiciones que dieron lugar a la situación de 
emergencia severa. 
5.2.4. Zona de transición  
En la zona de transición, cuando así se requiera para la adecuada operación del SNG, se permite la 
entrega de gas natural bajo las mismas condiciones que en el caso de mantenimiento. 
5.2.5. Puntos de inyección ubicados en la Zona Sur 
PEMEX podrá inyectar al SNG gas natural proven iente de las áreas productoras o de los centros 
procesadores de gas natural ubicados en la Zona Sur, que no cumpla con las especificaciones de calidad a 
que se refiere el numeral 5.1, siempre que en los punt os de mezcla y en los puntos de transferencia de 
custodia a otros permisionarios o a usuarios finales el gas natural cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en esta Norma. 
5.2.6. Sistemas aislados 
En el caso de sistemas aislados donde no sea econ ómicamente viable procesar el gas natural disponible 
para que cumpla con las especificaciones establecidas en esta Norma, la Comisión podrá autorizar, mediante 
resolución, condiciones distintas para la entrega de gas natural. 
5.3. Gas natural fuera de especificaciones 
El gas natural que no cumpla con alguna de las especificaciones establecidas en la disposición 5.1 o, en 
su caso, en la disposición 5.2, se considera gas natural fuera de especificaciones. 
Sin perjuicio de lo que establezca el contrato co mercial vigente de la venta de gas natural o las 
condiciones generales de prestación de servicio de los permisionarios, en caso de que el gas natural en el punto de transferencia de custodia se  encuentre fuera de especificaciones: 
a. Los usuarios tendrán el derecho de rehusarse a aceptar dicho gas natural, sin responsabilidad 
alguna de su parte. 
b. El suministrador o el permisionario responsable del incumplimiento estará obligado ante los 
permisionarios o usuarios que reciban gas de forma involuntaria a reparar el daño provocado o a otorgar una indemnización retributiva equivalente a los daños directos que sean comprobables y 
documentados de manera fehaciente. 
Cuando en alguno de los puntos mencionados en la di sposición 6.8.1 los valores promedio diarios de 
cualquiera de las especificaciones del gas natural excedan los límites establecidos en la disposición 5.1 o, en 
su caso, en la disposición 5.2, aplicarán los térmi nos y condiciones que al efecto haya determinado la 
Comisión. En los puntos de mezcla y transferencia de custodia de la zona Sur que reciben gas de los centros procesadores, cuando los valores promedio horarios de ácido sulfhídrico y de humedad excedan los límites 
establecidos en la disposición 5.1 aplicará lo  establecido en dichos términos y condiciones. 
5.4. Responsabilidades sobre las especificaciones del gas natural  
El productor, procesador o suministrador de gas natural es responsable de cumplir con las 
especificaciones del gas natural establecidas en esta Norma que se entregue en los sistemas de transporte, 
almacenamiento o distribución. 
Los permisionarios de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución son responsables de 
operar y mantener sus sistemas de conformidad con lo establecido en la normatividad aplicable a fin de 
cumplir con las especificaciones del gas natural que se establecen en esta Norma, para la entrega del gas 
natural a otros permisionarios y a los usuarios, salvo que dichos permisionarios cuenten con autorización 
expresa de la Comisión para entregar gas natural con espec ificaciones diferentes. La responsabilidad civil en 
que incurren los permisionarios de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución por entregar       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
gas natural fuera de especificaciones será la prevista en los términos y condiciones generales para la 
prestación de servicio del respectivo permiso que apruebe la Comisión y en los contratos comerciales celebrados entre las partes. 
La responsabilidad de la medición de las especificaciones del gas natural en el punto de transferencia de 
custodia deberá quedar establecida en los convenio s comerciales celebrados entre las partes. 
Los permisionarios de transporte de acceso abierto y distribución serán responsables de asegurarse que 
el gas natural que reciben en su sistema cumpla con las especificaciones establecidas en esta Norma y, en el 
caso de las terminales de almacenamiento de gas natur al licuado, de acondicionarlo para que cumpla con 
ellas. 
En caso de que un permisionario de un sistema de transporte de acceso abierto o de distribución reciba 
gas natural fuera de especificaciones, de berá notificarlo al suministrador a má s tardar dentro de las siguientes 
veinticuatro horas a partir de que sea detectado, a fin de que el suministrador adopte las medidas necesarias 
para corregir de inmediato el incumplimiento en las es pecificaciones. Asimismo, deberá notificarlo a aquellos 
usuarios que puedan verse afectados por el incumplimi ento en las especificaciones del gas natural entregado 
para que puedan tomar las medidas que consideren perti nentes, conforme a los términos establecidos en el 
marco jurídico aplicable. 
6. Muestreo y método de determinación 6.1. Puntos en donde deberá llevarse a cabo el muestr eo y la determinación de las especificaciones del 
gas natural 
El muestreo y la determinación de las especificaciones del gas natural se realizarán en cada uno de los 
principales puntos de inyección a los sistemas de  transporte de acceso abierto, almacenamiento y 
distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sistemas, de conformidad con las Normas Oficiales Mexicanas, Normas Mexicanas y, en lo no previsto por éstas, de acuerdo con la Práctica Internacionalmente Reconocida. Se pueden tomar como re ferencia los métodos indicados en la bibliografía. 
Para propósitos de transferencia de custodia, se utiliz arán las determinaciones correspondientes al punto de 
inyección o de mezcla más cercano, si bien las partes podrán acordar la determinación de las 
especificaciones del gas natural en un punto distinto a los mencionados anteriormente, debiendo notificar de 
ello a la Comisión. 
6.2. Muestreo, determinación y registro de la composición del gas natural 
Para fines tanto de determinación de la densidad, densid ad relativa, poder calorífico e Indice Wobbe, como 
del cumplimiento de la obligación de proporcionar información periódica, se promediarán los valores 
registrados a lo largo de una hora. 
La determinación del contenido de hidrocarburos hasta C
9+ se llevará a cabo de manera obligatoria en 
cada uno de los principales puntos de inyección de gas natural a los sistemas de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución, así como en los principales puntos de mezcla de dichos sistemas. En los puntos de inyección de gas natural proveniente de plantas criogénicas de procesamiento o de las plantas de regasificación de gas natural licuado, así como en los ot ros puntos de medición que establece la disposición 
6.1, de no contar con analizadores en línea capaces de analizar hasta C
9+, deberá determinarse la 
composición hasta C 6+ y suponerse una relación de composiciones volumétricas de C 6/C7/C8 de 68/28/4.  
La determinación del contenido de humedad y ácido su lfhídrico se realizará al menos cada hora. 
La determinación del contenido de oxígeno y de azufre  total se realizará en forma trimestral. 
6.3. Determinación del poder calorífico y del Indice Wobbe 
La determinación de poder calorífico e Indice Wobbe se realizará al menos cada hora con base en los 
valores promedio de la temperatura, presión y compos ición del gas natural registrados en los sesenta minutos 
previos. 
6.4. Determinación de la temperatura de rocío de hidrocarburos. 
La determinación de la temperatura de rocío de hidroc arburos se llevará a cabo al menos cada hora, con 
base en los promedios de temperatura,  presión y composición del gas natural registrados en los sesenta 
minutos previos, utilizando para ello la ecuación de estado de Peng-Robinson. 
Para propósito de determinar la conformidad con esta Norma, los laboratorios acreditados deberán 
determinar la temperatura de rocío de  hidrocarburos con la ecuación de est ado de Peng-Robinson, utilizando 
los parámetros moleculares establecidos en las Tablas 4 y 5 del Anexo 2 de esta Norma. La composición de los componentes secundarios del gas natural debe determinarse hasta C
9+. En caso de desacuerdo por parte 
del permisionario en el valor del resultado, éste podrá solicitar a un laboratorio acreditado llevar a cabo una 
determinación directa de la temperatur a de rocío. Así mismo, con el pro pósito de avalar el cumplimiento de Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
esta Norma, la Comisión también podrá solicitar llevar a cabo una determinación directa a un laboratorio 
acreditado. 
6.5. Métodos de prueba 
Los métodos de prueba que deben utilizar los permisionarios o los laboratorios de prueba acreditados para 
evaluar las especificaciones del gas natural son los que se listan en la siguiente tabla o en las actualizaciones 
más recientes de los mismos , en caso de haberlas. 
Tabla 2. Métodos de prueba que deberán utilizar los laboratorios acreditados para evaluar las 
especificaciones que debe cumplir el gas natural 
Propiedad Métodos de prueba 
Metano GPA 2286-95 
Componentes secundarios: (C2-C10+) GPA 2286-95 
Inertes (N2 y CO2) GPA 2286-95 
Oxígeno GPA 2286-95 
Humedad (H2O)(1) ASTM D 1142-95 
ISO 18453:2004 
Acido sulfhídrico (H2S) ASTM D 4084 -07  
Azufre total (S)  (2) ISO 6326-3:1989 
Poder Calorífico, densidad relativa e Indice 
Wobbe ISO 6976:1995 
Temperatura de rocío de hidrocarburo s Ecuación de estado Peng Robinson 
ISO 6327: 1981.(versión modalidad manual) 
Muestreo GPA 2166-86 
(1) El método de referencia para la determinación de la te mperatura de rocío del agua será el método ASTM D1142 y 
la determinación del contenido de hum edad calculado a partir de la temperatura de rocío del agua se hará de 
acuerdo con el método ISO 18453. Cuando el gas natural tenga una temperatur a de rocío de hidrocarburos mayor 
a la del agua o provenga de terminales de gas natural  licuado podrá emplearse el método ASTM D5454-04. 
(2) La determinación del azufre total deberá efectuarse en sitio utilizando el método ISO 6326-3:1989 y, por un plazo 
de dos años a partir de la entrada en vigor de esta Norm a, se podrán además utilizar los métodos  ASTM D 4468-
85(2006) y el ASTM D 5504-01(2006). 
Para propósitos de control de proceso, transfer encia de custodia e informes a la Comisión, los 
permisionarios pueden utilizar los métodos de prueba que se especifican en la Tabla 3, o las actualizaciones más recientes de los mismos , en caso de haberlas. 
Tabla 3. Métodos alternativos de prueba que podrán emplear los permisionarios 
Propiedad Métodos de prueba 
Metano ASTM D1 945-03 
GPA 2261 
ISO 6974-4 
Componentes secundarios: (C 2- C10+) ASTM D1 945-03 
GPA 2261 
ISO 6974-4 
Inertes (N 2 y CO 2) ASTM D1 945-03 
GPA 2261 
ISO 6974-4 
Oxígeno ASTM D1 945-03 
GPA 2261 
ISO 6974-3 (2000) 
Humedad (H 2O) (1) ISO 6327:1981 ISO 18453:2004 
Acido sulfhídrico (H 2S) (2) GPA 2199-99 ASTM D5504-01(2006)  
Azufre total (S) (2) ASTM D 4468-95(2003) GPA 2199-99 
ASTM D5504-01(2006) 
Poder Calorífico, densidad relativa e Indice Wobbe GPA 2172-96 ASTM D3588-98(2003) 
Temperatura de rocío de hidrocarburos ASTM D 1142-95       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
Muestreo ASTM D5503-94 (2003) ASTM D5287 
(1) Cuando el gas natural tenga una temperatura de rocí o de hidrocarburos mayor a la del agua o provenga de 
terminales de gas natural licuado podrá emplearse el método ASTM D5454-04. 
(2) La determinación del ácido sulfhídrico y del  azufre total deberá efectuarse en sitio. 
6.6. Patrones de referencia.  
Con el objeto de establecer la confiabilidad de las mediciones de las especificaciones del gas natural y la 
comparación internacional de éstos, los equipos uti lizados en la medición de las especificaciones del gas 
deberán estar calibrados utilizando patrones de referencia  trazables a patrones nacionales o extranjeros, de 
acuerdo a las disposiciones de la LFMN y su Reglamento.  Asimismo, el permisionario deberá llevar a cabo la 
validación de los métodos de medición que utilice para determinar las especificaciones del gas natural, con el 
objeto de contar con la evidencia objetiva que le pe rmita determinar si está aplicando correctamente los 
métodos de prueba seleccionados. 
6.7. Verificación periódica  
El permisionario deberá contar con un dictamen anual  de una UV que compruebe el cumplimiento de la 
Norma, en los términos que se detallan en el Anexo 1 de esta Norma, para lo cual deberá basarse en los 
informes de resultados de la determinación de las especifi caciones del gas natural emitidos por un laboratorio 
de prueba acreditado en los términos de la LFMN. Dichos informes de resultados deberán tener una 
periodicidad semestral para cada uno de los puntos a los que se refiere la disposición 6.1 anterior. 
Las mediciones realizadas por los permisionarios te ndrán por objeto sustentar la información requerida 
para propósitos de control de proces o, transferencia de custodia e informes a la Comisión, y podrán ser 
empleadas para efectos de acreditar la conformidad con las especificaciones del gas natural cuando el 
permisionario cuente con un dictamen aprobatorio vi gente emitido por una UV que haya verificado el 
cumplimiento satisfactorio de las disposiciones 4.2 a 4. 8 establecidas en el Anexo 1 de la presente Norma, 
conforme a lo establecido en el párrafo anterior. 
6.8. Obligaciones de información  
6.8.1. Información periódica  
Los permisionarios de sistemas de transporte de acce so abierto, almacenamiento y distribución estarán 
obligados a enviar vía electrónica a la Comisión un informe mensual, para cada punto de transferencia de 
custodia a su sistema y para cada uno de los principales puntos de mezcla de dichos sistemas, en el que se 
indique: 
• Para los principales puntos de transferencia de custodia y de mezcla, los valores promedio, mínimo y 
máximo diarios de las siguientes propiedades: hu medad, ácido sulfhídr ico, índice Wobbe, 
temperatura de rocío de hidrocarburos, así como el valor promedio mensual y la desviación estándar 
mensual de dichas propiedades. 
•  Para todos los puntos de medición, los valores promedio diarios y los valores promedio mensuales 
de las siguientes propiedades: contenido de meta no, etano, bióxido de carbono y nitrógeno, poder 
calorífico superior, así como el valor promedio mensual y la desviación estándar mensual de dichas propiedades. 
•  Los valores trimestrales de contenido de oxígeno y de azufre total. 
6.8.2. Eventos previstos en las condiciones de excepción  
En caso de presentarse alguno de los eventos previs tos en la disposición 5.2, el suministrador o el 
permisionario en cuyas instalaciones se haya present ado dicho evento deberá informar a la Comisión, vía 
electrónica, en un plazo de diez días hábiles, lo siguiente: 
•  Fecha y duración del evento. 
•  Los valores promedio, mínimo y máximo, de cada una de las propiedades incluidas en la tabla 1, 
(excepto oxígeno y azufre total) registradas durante el evento. 
6.8.3. Registro de propiedades fuera de especificaciones  
El permisionario del sistema de transporte de acceso  abierto, almacenamiento o distribución en donde se 
hayan registrado los valores promedio diarios que ex cedan a cualquiera de los límites establecidos en la 
disposición 5.1 o, en su caso en la disposición 5.2, debe rá informar vía electrónica a la Comisión, en un plazo 
máximo de diez días hábiles, lo siguiente:  Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
a.  Fecha y lugar en que se registró el incumplimiento. 
b.  Periodo durante el cual el gas natural  se encontró fuera de especificaciones. 
c.  Registros de los valores promedio horarios de cada una de las propiedades que estuvieron fuera de 
especificaciones durante dicho periodo. 
6.8.4. Sistema de información  
La información mencionada en los incisos 6.8.1, 6.8.2,  y 6.8.3 debe estar disponible para consulta a sus 
usuarios, permisionarios relacionados y la Comisión en la página electrónica de cada permisionario  y en la 
página electrónica de la  Comisión. Los permisionarios podrán optar  por enviar dicha información a todos sus 
usuarios por vía electrónica en lugar de ponerla en su página electrónica. 
7. Concordancia con normas internacionales Esta Norma coincide parcialmente con la Norma In ternacional ISO-13686-1998. “Natural gas. Quality 
designation”, en los capítulos de definiciones y especificac iones del gas natural. El carácter parcial se refiere a 
que la norma ISO no establece los valores de las especificaciones para el gas natural. 
8. Vigilancia 
La Secretaría de Energía, por conducto de la Comisión,  es la autoridad competente para vigilar y hacer 
cumplir las disposiciones contenidas en la presente Norma y su PEC. Las Unidades de Verificación  
debidamente acreditadas y aprobadas por la Comisión  en materia de gas natural serán las encargadas de 
verificar el cumplimiento de dichas disposiciones a través de la aplicación del PEC correspondiente y la 
Comisión  podrá, a su vez, llevar a cabo dicha verificación por razones de seguridad o de su competencia. 
9. Vigencia 
Esta Norma entrará en vigor a los 60 días siguientes de su publicación en el Diario Oficial de la 
Federación, momento en el cual quedarán canceladas y sustituidas la Norma Oficial Mexicana  NOM-001-
SECRE-2003, Calidad del Gas Natural, y la Norma Oficial Mexicana de Emergencia  NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del Gas Natural durante el Periodo de Emergencia Severa, así como las disposiciones emitidas 
por la Comisión que se contrapongan o sean incompatibles con la presente Norma. 
10. Bibliografía 
10.1.  American Gas Association. Gas Measurement Manual. General.  
10.2.  American Gas Association. AGA Report 8, Compre ssibility and super compressibility for natural gas 
and other hydrocarbon gases, Transmission Measurement Committee, Cat No. XQ 1285.  
10.3.  American Gas Association. AGA Report No. 4A Natural Gas Contract Measurement and Quality 
Clauses, Transmission Measurement Committee, Cat No. XQ0103.  
10.4.  American Petroleum Institute. API Manual of Petroleum Measur ement Standards. Chapter  14.1-
Collecting and handling of Natural Gas Samples for Custody Transfer., Sixth ed., Feb. 2006.  
10.5.  American Society for Testing and Materials. ASTM D-1142-95 (2006). Standard Test Method for 
Water Vapor Content of Gaseous Fuels by  Measurement of Dew Point Temperature.  
10.6. American Society for Testing and Materials. ASTM D-1945-03. Standard Test Method for Analysis of 
Natural Gas by Ga s Chromatography.  
10.7.  American Society for Testing and Materials. ASTM D-3588-98 (2003). Standard Test Method for 
Calculating Heat Value and Relative Density of Gaseous Fuels.  
10.8.  American Society for Testing and Materials. AST M D-4084-07. Standard Test Method for Analysis of 
Hydrogen Sulfide in Gaseous Fuels (Lead Acetate Reaction Rate Method).  
10.9.  American Society for Testing and Materials. AST M D-4468-85 (2006). Standard Test Method for Total 
Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry.  
10.10.  American Society for Testing and Materials.  ASTM D5287-97 (2002) Standard Practice for 
Automatic Sampling of Gaseous Fuels.  
10.11.  American Society for Testing and Materials. ASTM D5454-04 Standard Test Method for Water 
Vapor Content of Gaseous Fuels Using Electronic Moisture Analyzers.        (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
10.12. American Society for Testing and Materials. ASTM D5503-94 (2003) Standard Practice for Natural 
Gas Sample-Handling and Conditioning Systems for Pipeline Instrumentation.  
10.13.  American Society for Testing and Materials. ASTM D5504-01 (2006) Standard Test Method for 
Determination of Sulfur Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and 
Chemiluminescence.  
10.14.  American Society for Testing and Materials. AST M D7 164-05 Standard Practice for On-line/At-line 
Heating Value Determination of Gaseous Fuels by Gas Chromatography.  
10.15.  American Society for Testing and Materials. ASTM D7 165-06 Standard Practice for Gas 
Chromatography Based On-Line/At-line Analys is for Sulfur Content of Gaseous Fuels.  
10.16.  American Society for Testing and Materials. ASTM D7 166-05 Standard Practice for Total Sulfur 
Analyzer Based On-line/At-line for Sulfur Content of Gaseous Fuels.  
10.17.  Engineering Equipment & Materials Users Association. EEMUA 138 Design and Installation of On-
Line Analyzer Systems.  
10.18.  Gas Processors Association. GPA 1167-83. Glossa ry Definition of Words and Terms Used in the 
Gas Processing Industry.  
10.19.  Gas Processors Association. GPA 2145-03, Rev. 2. Table of Physical Constants for Hydrocarbons 
and Other Compounds of Interest to the Natural Gas Industry.  
10.20.  Gas Processors Association. GPA 2166-86. Obtain ing Natural Gas Samples for Analysis by Gas 
Chromatography.  
10.21.  Gas Processors Association. GPA 2166-05. Obtain ing Natural Gas Samples for Analysis by Gas 
Chromatography.  
10.22.  Gas Processors Association. GPA 2172-96. Calculat ion of Gross Heating Value, Relative Density 
and Compressibility Factor for Natural Gas Mixtures from Compositional Analysis.  
10.23.  Gas Processors Association. GPA 2199-99. De termination of Specific Sulfur Compounds by 
Capillary Gas Chromatography and Sulf ur Chemiluminescence Detection.  
10.24.  Gas Processors Association. GPA 2261-00. Analys is for Natural Gas and Similar Gaseous Mixtures 
by Gas Chromatography.  
10.25.  Gas Processors Association. GPA 2286-95. Tentat ive Method of Extended Analysis for Natural Gas 
and Similar Gaseous Mixtures by Temperature Programmed Gas chromatography.  
10.26.  International Standard. ISO 6326:1989. Natural Gas-Determination of Sulfur Compounds-Part 3: 
Determination of hydrogen sulfide, mercaptan sulfur  and carbonyl sulfide sulfur by potentiometry.  
10.27.  International Standard. ISO 6327:1981. Gas anal ysis-Determination of the water dew point of 
natural gas-Cooled surface condensation hygrometers.  
10.28.  International Standard. ISO 6974-1:2000 Natural gas-Determination of composition with defined 
uncertainty by gas chromatography-Part 1: Guidelines for tailored analysis.  
10.29.  International Standard. ISO 6974-2:2001 Natural gas-Determination of Composition with defined 
uncertainty by gas chromatography-Part 2: Measuring-sy stem characteristics and statistics for processing  of 
data.  
10.30. International Standard. ISO 6974-3:2000 Natural gas-Determination of composition with defined 
uncertainty by gas chromatography-Part 3: Determina tion of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon 
dioxide and hydrocarbons up to C 8 using two packed columns.  
10.31.  International Standard. ISO 6974-4:2000 Natural gas-Determination of composition with defined 
uncertainty by gas chromatography-Part 4: De termination of nitrogen, carbon dioxide and C 1 to C 5 and C 6+ 
hydrocarbons for a laboratory and on-line measuring system using two columns.  
10.32.  International Standard. ISO 6974-5:2000 Natural gas - Determination of composition with defined 
uncertainty by gas chromatography-Part 5: De termination of nitrogen, carbon dioxide and C 1 to C 5 and C 6+ 
hydrocarbons for a laboratory and on-line measuring system using three columns.  Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
10.33.  International Standard. ISO 6974-6:2005 Natural gas - Determination of composition with defined 
uncertainty by gas chromatography - Part 6: Determi nation of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon 
dioxide and C1 to C8 hydrocarbons using three capillary columns.  
10.34.  International Standard. ISO-6975-1997. Natural Gas. Extended analysis. Gas Chromatographic 
Method.  
10.35.  International Standard. ISO-6976-1995. Natural Gas. Calculation of calorific values, density, relative 
density and Wobbe index from composition.  
10.36.  International Standard. ISO 10715. Natural Gas -Sampling guidelines.  
10.37.  International Standard. ISO 10723:1995 Natural Ga s-Performance evaluation for on-line analytical 
systems.  
10.38.  International Standard. ISO-13686-1998.  Natural Gas - Quality designation.  
10.39.  International Standard. ISO 13734:1998. Natural Gas-Organic Sulfur Compounds used as odorants-
Requirements and test methods.  
10.40.  International Standard. ISO 14111:1997 Natural Ga s-Guidelines to traceability in analysis.  
10.41.  International Standard. ISO 18453:2004 Natural Ga s-Correlation between water content and water 
dew point.  
10.42.  International Standard. ISO 23874. Natural Gas-Ga s chromatography requirements for hydrocarbon 
dew point calculation.  
10.43.  Knapp, H.; “Vapor-Liquid Equilibria for Mixtures of  Low Boiling Substances”; Chemistry Data Series, 
VolVI; DECHEMA, Frankfurt, Alemania (1982).  
10.44.  LNG Interchangeability/Gas Quality: Results of the National Energy Technology Laboratory’s 
research for the FERC on natural gas quality and interchangeability. DOE/NETL-2007/1290, June 2007.  
10.45.  NMX-17025-IMNC-2006. Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y 
de calibración.  
10.46.  Peng, D. Y. & Robinson, D. B., “A new two para meter equation of state”, Fundamentals, I&EC, Vol. 
15, No. 1, p.59 1976.  
11. Transitorios Los permisionarios de transporte de acceso abierto, distribución y almacenamiento de gas natural 
contarán con un plazo de dieciocho meses, a partir de la entrada en vigor de la presente Norma, para instalar, 
en términos de lo establecido en las disposiciones 6. 1, 6.2 y 6.3, los sistemas  de muestreo, medición y 
registro de las especificaciones del gas que sean requerid os en los puntos de transferencia de custodia y de 
veinticuatro meses en todos los demás puntos. 
Los permisionarios de transporte de acceso abierto, distribución y almacenamiento de gas natural 
contarán con un plazo máximo de seis meses a partir de  la instalación de los sistemas de muestreo, medición 
y registro de las especificaciones de l gas natural para iniciar la entrega a la Comisión de información periódica 
en términos de lo establecido en la disposición 6.8.1 y para que esté disponible para consulta en la página 
electrónica del permisionario. 
Los permisionarios de transporte de acceso abierto, distribución y almacenamiento de gas natural 
contarán con un plazo máximo de doce meses a partir  de la entrada en vigor de la presente Norma para 
presentar a la Comisión el dictamen de evaluación de la conformidad emitido por una UV. 
En un plazo máximo de tres meses a partir de la entrada en vigor de la presente Norma, tomando en 
cuenta la opinión de los permisionarios de transporte de acceso abierto, almacenamiento y distribución, la 
Comisión deberá publicar en el Diario Oficial de la Federación la lista de los puntos en donde se requiere se lleve a cabo la determinación de las especificaciones del gas natural, indicando cuáles de éstos son 
considerados como principales puntos de transferencia de custodia a los sistemas  de transporte de acceso 
abierto y/o principales puntos de mezcla. La Comisión podrá modificar esta lista a solicitud de parte o por iniciativa propia, previa notificación a los permisionarios involucrados. En el caso de los puntos de 
transferencia de custodia entre permisionarios, a menos que las partes involucradas prevean lo contrario, el       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
propietario de las instalaciones de los puntos de transferencia de custodia será el responsable de realizar las 
inversiones necesarias para la determinación de las especificaciones del gas natural. 
En un plazo máximo de seis meses a partir de la entrada en vigor de la presente Norma, la Comisión 
deberá autorizar las modificaciones pertinentes en los té rminos y condiciones generales para la prestación del 
servicio de los permisionarios de transporte de a cceso abierto, almacenamiento y distribución. 
Los anteriores plazos deberán tomarse en consideración para determinar el cumplimiento de la evaluación 
de la conformidad. 
ANEXO 1 
Procedimiento para la evaluación de la conformi dad de la Norma Oficial Mexicana  NOM-001-SECRE-
2010, Especificaciones del gas natural 
INDICE 
1. Objetivo 
2. Disposiciones generales 
3. Procedimiento 
4. Aspectos técnicos que debe verificar la unidad de verificación 
1. Objetivo El presente Procedimiento para la Evaluación de la Conformidad (PEC) tiene por objeto establecer la 
metodología que facilite y oriente a las Unidades de Verificación (UV), a los permisionarios  y a los usuarios  
para la determinación del grado de cumplimiento c on la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, 
Especificaciones del gas natural (NOM). 
2. Disposiciones generales 2.1 Las disposiciones de carácter obligatorio indica das en este PEC se caracterizan por el uso de la 
palabra “debe” o por estar conjugadas en tiempo gramatical futuro. 
2.2 En los sistemas para la evaluación de las especific aciones del gas natural a que se refiere la NOM, se 
aceptará la utilización de materiales, componentes y equipos que cumplan con las normas oficiales mexicanas 
aplicables; a falta de éstas, dichos productos deben cumpli r con las normas mexicanas y, en caso de no existir 
éstas, con la práctica internacionalmente reconocida. En el supuesto de no contar con las normas mencionadas, los materiales, componentes y equipos utilizados para la evaluación de las especificaciones del gas natural, deben cumplir con las especificaciones del fabricante. 
2.3 Los materiales, componentes y equipos de los sistem as señalados en el párrafo anterior, sujetos al 
cumplimiento con las normas oficiales mexicanas, norma s mexicanas o con la prác tica internacionalmente 
reconocida, deben contar con la documentación que avale que dichos materiales, componentes y equipos 
satisfacen los requisitos establecidos en la normatividad aplicable en términos de la LFMN. 
2.4 En caso de no existir Norma Oficial Mexicana o Norma Mexicana o Norma de Referencia aplicable a 
los materiales, componentes y equipos de los sistemas de  que se trate, la UV podrá requerir el dictamen de 
un laboratorio de pruebas que haya determinado el grado de cumplimiento con las especificaciones internacionales, las del país de origen o a falta de ésta s, las del fabricante o de acuerdo con las prácticas 
internacionalmente reconocidas. 
2.5 La UV debe verificar que el gas natural cumpla con las especificaciones indicadas en esta Norma en 
todos los puntos en donde se requiere llevar a cabo la  determinación de sus especificaciones, de conformidad 
a lo establecido en el campo de aplicación. 
2.6 La UV debe verificar que en la determinación de las especificaciones del gas natural se lleve a cabo de 
acuerdo con lo indicado en los incisos 6 y 7 de la presente Norma. 
3. Procedimiento Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
3.1 La Comisión podrá requerir a la planta de proces amiento, punto de importación o planta de gas natural 
licuado, la evaluación de la conformidad con la Norm a cuando lo requiera, para dar cumplimiento a las 
disposiciones legales o para otros fines de su propio interés. 
Asimismo, la UV debe verificar, en los términos establecidos en el PEC, que el gas natural cumpla con lo 
establecido en esta Norma en todos los puntos en donde se requiere llevar a cabo la determinación de sus especificaciones, de conformidad con lo establecido en el campo de aplicación. 
3.2 Para dar cumplimiento a la disposición 6.7, la conformidad con la Norma deberá ser corroborada, con 
la periodicidad que establece dicha disposición, por un laboratorio de prueba acreditado en los términos de la LFMN. 
La UV deberá acreditar que el permisionario cuenta con los informes de resultados de la determinación de 
las especificaciones del gas natural emitidos por dicho laboratorio de prueba y deberá contrastar los 
resultados obtenidos de la evaluación realizada por  el laboratorio de prueba contra las mediciones del 
permisionario que sean más próximas en el tiempo. En  caso de que exista una diferencia entre ambas 
mediciones mayor a la tolerancia de la repetit ividad que marque el propio método empleado por el 
permisionario y permitido por la Norma para la determinación del parámetro analizado, el permisionario será 
responsable de acreditar ante la UV que la diferencia se debe al empleo por parte del laboratorio y del 
permisionario de diferentes métodos de prueba o, bien,  que los posibles errores en las determinaciones del 
permisionario que pudieran haber dado lugar a dicha di ferencia han sido debidamente subsanados. En el 
informe que rinda a la Comisión, la UV deberá incluir un análisis de las diferencias de medición detectadas y, 
en su caso, de las medidas tomadas po r el permisionario para corregirlas. 
3.3 La UV que contrate el permisionario, debe realizar actos de verificación en los términos que señala la 
LFMN y su Reglamento. 
3.4 Recibida la solicitud de verificación, la UV de común acuerdo con el permisionario establecerá los 
términos y condiciones de los trabajos de verificación, excepto cuando la verificación sea requerida por la 
Comisión. 
3.5 La UV debe realizar la verificación en los términos de la LFMN y su Reglamento, mediante la cual 
verificará que los equipos, materiales y componentes ut ilizados en la evaluación de las especificaciones del 
gas natural cumplen con lo dispuesto en la Norma, tomando en consideración que los equipos industriales de medición y control de las especificaciones instalados en el sistema pueden tener una menor precisión que los 
equipos empleados por los laboratorios de prueba. La UV levantará un acta circunstanciada, en la cual 
asentará, en su caso, los incumplimientos a la Norma, para que el permisionario haga las correcciones en el 
plazo que se fije en dicha acta. 
3.6 El permisionario podrá formular las observaciones q ue estime pertinentes y ofrecer pruebas a la UV 
durante la verificación o dentro del plazo máximo de ci nco días hábiles siguientes a la fecha en que se haya 
levantado el acta circunstanciada. 
3.7 La UV, con base en las actas circunstanciadas, debe elaborar un dictamen de verificación.  
3.8 La UV debe entregar el original y copia del dictamen de verificación al permisionario que haya 
contratado sus servicios. El permisionario debe entregar  el original del dictamen a la Comisión, para los 
efectos legales que correspondan en los términos de la legislación aplicable. 
3.9 Los gastos que se originen por los servicios de verificación serán a cargo del permisionario de 
conformidad con el artículo 91 de la LFMN.  
4. Aspectos técnicos que debe verificar la Unidad de Verificación 
4.1 La UV debe revisar la información documental y realizar la inspección de los equipos, materiales y 
componentes utilizados en la evaluación de las especificaciones del gas natural.       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
4.2 La UV debe verificar que se cuenta con los certificados de calidad y las especificaciones de los 
materiales, componentes y equipos utilizados para la evaluación de las especificaciones del gas natural. 
4.3 La UV debe verificar que se cuenta con los métodos de prueba requeridos en las Tablas 2 y 3 de la 
Norma, según sea el caso, para determinar las especificaciones del gas natural y que dichos métodos hayan sido debidamente validados por parte del permisionario. 
4.4 La UV debe verificar que se cuenta con patrones de referencia trazables a patrones nacionales o 
extranjeros, utilizados en la verifica ción de los instrumentos analizadores. 
4.5 La UV debe verificar que la calibración de los inst rumentos utilizados para la determinación de las 
especificaciones del gas natural se haya realizado con la periodicidad recomendada y siguiendo los procedimientos establecidos po r el fabricante o, en su caso por la normatividad aplicable.  
4.6 La UV deberá verificar que el personal que opera los sistemas de medición empleados para la 
determinación de las especificaciones del gas natur al cuenta con la capacidad técnica adecuada para 
desarrollar dicha actividad mediante las pruebas docum entales que confirmen la experiencia y capacitación 
técnica correspondiente a sus actividades. 
4.7 La UV debe verificar que existan instrucciones escritas en idioma español. 
4.8 La UV debe verificar que se cuenta con los resultados de la determinación de las especificaciones del 
gas natural emitido por un laboratorio de prueba acreditado en los términos de la LFMN, con una periodicidad trimestral para los puntos de transferencia de custodia  a los sistemas de transporte de acceso abierto y para 
los principales puntos de mezcla en el SNG y con una periodicidad semestral para los otros puntos a que se 
refiere la disposición 6.1 de esta Norma; dicho labora torio de prueba deberá utilizar los métodos de prueba 
que se especifican en la Tabla 2 anterior. 
4.9 La UV debe realizar la evaluación de la conformidad cubriendo las etapas siguientes: 
1. Revisión de la información documental, y 
2. Verificación en campo. 
Revisión de la información documental 4.10 La UV debe verificar que la documentación señalada en los incisos b, c, d, e y f está completa y que 
las especificaciones del equipo de prueba y su instalación son adecuados, así como la existencia de procedimientos de operación, mant enimiento y seguridad. En particular, la UV debe verificar: 
a) La documentación completa entregada por el fabric ante de los equipos y dispositivos de prueba, así 
como los certificados de cumplimiento de las normas correspondientes; 
b) Los manuales que incluyan los procedimientos para la  instalación, operación y mantenimiento de los 
equipos, aparatos e instrumentos utilizados para la determinación de las especificaciones del gas 
natural; 
c) Los informes del procedimiento de validación de los métodos de medición utilizados por el 
permisionario; 
d) Los informes de los resultados emitidos por el laboratorio de prueba; 
e) Los registros y estadísticas del c ontrol de las especificaciones del ga s natural de los 30 días previos 
a la diligencia dirigidos a satisfacer los requerimientos de la disposición 6.7 de la Norma; 
f) Los informes de calibración de los equipos, aparatos  e instrumentos utilizados para la determinación 
de las especificaciones del gas natural, y 
g) Las constancias de capacitación técnica de los operadores del sistema de medición. 
Verificación en campo 
4.11 El objetivo de la verificación en campo es que la UV compruebe que las especificaciones y criterios 
establecidos en los documentos examinados, de conf ormidad con el punto 1, Revisión de la información Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
documental, se aplican en la determinación de las especif icaciones del gas natural, para lo cual, la UV debe 
identificar el estado que guardan las instalaciones del sistema con el fin de efectuar las inspecciones que se 
listan a continuación: 
a) Verificar que la instalación de los equipos y accesorios cumplen con las especificaciones 
correspondientes. 
b) Confirmar que el personal encargado aplica los procedimientos de operación y mantenimiento al 
sistema. 
c) Verificar que todos los equipos, aparatos e instrume ntos de medición utilizados en la realización de 
las pruebas cuentan con certificados de calibración vigentes. 
d) Verificar que están actualizados los registros y est adísticas establecidos en los procedimientos de 
operación y mantenimiento, y que el personal los aplica de acuerdo con dichos procedimientos. 
ANEXO 2 
Procedimiento para la determinación de la  temperatura de rocío de hidrocarburos 
1. Objetivo 
2. Ecuación de estado 
3. Parámetros de referencia 
1. Objetivo 
El presente Procedimiento para la determinación de la temperatura de rocío de hidrocarburos  (el 
Procedimiento) tiene por objeto est ablecer la ecuación de estado y los parámetros moleculares que deben 
emplearse para la determinación de la propiedad anter iormente mencionada y poder determinar el grado de 
cumplimiento con la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECR E-2010, Especificaciones del gas natural (NOM). 
2. Ecuación de estado 
2.1 La temperatura de rocío de hidrocarburos,  correspondiente a la temperatura del punto 
cricondentérmico del gas natural, deberá ser determinado utilizando la ecuación de estado de Peng Robinson:       (Primera Sección) DIARIO OFICIAL Viernes 19 de marzo de 2010 
 
= fracción molar del componente i en fase gaseosa, parámetro adimensional; 
= fracción molar del componente j en fase gaseosa, parámetro adimensional; 
Los valores de
 , 
 , 
  y 
 que deberán ser usados en las fórmulas anteriores son los que se 
incluyen en la sección 3 de este Procedimiento. 
3. Parámetros de referencia 
Tabla 4. Parámetros Moleculares (1) 
Componente Presión crítica Pc (kPa) Temperatura crítica  
Tc(K) Factor acéntrico ω 
Metano 4599 190,56 0,0115478 
Etano 4872 305,32 0,0994930 
Propano 4248 369,83 0,1522910 
n-Butano 3796 425,12 0,2001640 
Isobutano 3640 407,80 0,1835210 
n-Pentano 3370 469,70 0,2515060 Viernes 19 de marzo de 2010 DIARIO OFICIAL (Primera Sección)      
Isopentano 3380 460,40 0,2278750 
Neopentano 3196 433,80 0,1956570 
n-Hexano 3025 507,60 0,3012610 
n-Heptano 2740 540,20 0,3494690 
n-Octano 2490 568,70 0,3995520 
n-Nonano 2290 594,60 0,4434600 
Nitrógeno 3400 126,20 0,0377215 
Dióxido de Carbono 7383 304,21 0,2236210 
(1) Fuente: Knapp, H.; “Vapor-Liquid Equilibri a for Mixtures of Low Boiling Substanc es”; Chemistry Data Series, Vol. 
VI; DECHEMA, Frankfurt, Alemania (1982).  
Tabla 5. Parámetros de interacción binaria (1) 
 C1 C 2 C 3 nC4 iC4 nC5 iC5 neoC 5 nC 6 nC 7 nC 8 nC 9 N 2 CO 2 
C1  -0,0026 0,0140 0,0133 0,0256 0,0230 -0,0056  0,0422 0,0352 0,0496 0,0474 0,0311 0,0919 
C2 -0,0026  0,0011 0,0096 -0,0067 0,0078   -0,0100 0,0067 0,0185  0,0515 0,1322 
C3 0,0140 0,0011  0,0033 -0,0078 0,0267 0,0111  0,0007 0,0056   0,0852 0,1241 
nC4 0,0133 0,0096 0,0033  -0,0004 0,0174   -0,0056 0,0033   0,0800 0,1333 
iC4 0,0256 -0,0067 -0,0078 -0,0004         0,1033 0,1200 
nC5 0,0230 0,0078 0,0267 0,0174      0,0074   0,1000 0,1222 
iC5 -0,0056  0,0111          0,0922 0,1219 
neoC 5               
nC6 0,0422 -0,0100 0,0007 -0,0056      -0,0078   0,1496 0,1100 
nC7 0,0352 0,0067 0,0056 0,0033  0,0074   -0,0078    0,1441 0,1000 
nC8 0,0496 0,0185           -0,4100  
nC9 0,0474              
N2 0,0311 0,0515 0,0852 0,0800 0,1033 0,1000 0,0922  0,1496 0,1441 -0,4100   -0,0170 
CO2 0,0919 0,1322 0,1241 0,1333 0,1200 0,1222 0,1219  0,1100 0,1000   -0,017  
(1) Fuente: Knapp, H.; “Vapor-Liquid Equilibria for Mixtures of Low Boiling Substances”; Chemistry Da ta Series, Vol. VI; DECHEMA, F rankfurt,  Alemania 
(1982). 
Nota: En donde no exista parámetro se utilizará el valor de cero. 
México, D.F., a 4 de marzo de 2010.- El Presidente, Francisco Javier Salazar Diez de Sollano .- 
Rúbrica.- Los Comisionados: Francisco José Barnés de Castro , Rubén F. Flores García , Israel Hurtado 
Acosta , Noé Navarrete  González .- Rúbricas.