| El proceso de selección de un flujómetro para este tipo de aplicaciones no está exento de problemas, porque no es una ciencia exacta, y usualmente hay más de una respuesta. Además, existe una tendencia a mantener los equipos que se tienen en el proceso. Por otra parte, el acceso a la información técnica es a menudo dificultoso. No obstante, el usar este tipo de plataformas tiene varios beneficios potenciales, dignos de destacar, como mejoras en la calidad del producto, reducción de costos, aumento en la seguridad de la operación, así como en la compra y venta de productos. El diseño e implementación de una plataforma de Transferencia en Custodia aborda los siguientes aspectos en el ámbito técnico: Recomendaciones (API 5.6) y Reportes (AGA 11); Normas (ISO 17025); Aprobaciones de Entes Técnicos (INN); y Expertise (Prácticas habituales  de Usuarios). Asimismo, estos proyectos también están sujetos a las especificaciones y restricciones legales, como leyes, decretos, normas y marcos regulatorios, y organismos que actúan en cada transferencia (Ministerio de Economía, Aduana). Cabe destacar que en diversas legislaciones, la Transferencia en Custodia es considerada como un contrato, es decir, cuando varias personas se ponen de acuerdo sobre una declaración de voluntad común, destinada a reglar sus derechos.
Dónde encontrar recomendaciones técnicas
El capítulo 5 del MPMS (Manual Of Petroleum Measurement Standards) del API, está especialmente dedicado a Mediciones de Hidrocarburos a nivel de Transferencia de Custodia. Este abarca las mediciones dinámicas de hidrocarburos líquidos, basadas en las distintas tecnologías aceptadas a nivel de transferencia de custodia, y hace referencia a mediciones y equipamiento accesorio. Aquí se detallan las prácticas operativas para lograr el mejor funcionamiento de cada una de las tecnologías listadas: Desplazamiento Positivo (alabes, ruedas ovaladas, tornillo); Medidores de Turbina; Medidores Coriolis; Presión Diferencial; y Medidores Ultrasónicos de Líquidos. En este sentido, los estándares del API (American Petroleum Institute) proveen una guía y no fuerzan el uso o dirigen al usuario a utilizar un medidor en particular. El capítulo 6 de este manual es una completa guía para el diseño, instalación, calibración y operación de sistemas de Medición, describiendo los distintos tipos de sistemas y tecnologías probadas para operación y calibración: Unidades LACT; Sistemas de Carga a Camión;  Sistemas de Medición para Aviación; Sistemas de Medición, Carga y Descarga de Barcos; Sistemas de Medición en Ductos; y Medición de Hidrocarburos Viscosos.
¿Calibración o Verificación?
En el mencionado capítulo 5, también se diferencia la "Calibration" (Calibración) del "Proving" (Verificación en Campo). • Calibración: Es el proceso de utilizar un patrón de referencia para determinar un coeficiente que ajuste la salida del medidor y llevarlo a un valor que se encuentre dentro de la tolerancia de exactitud especificada para un rango especificado de caudal. Este proceso normalmente es llevado a cabo por el fabricante.  • Verificación en campo o Contrastación: Proceso de comparación entre la cantidad indicada que atraviesa el medidor, en condiciones de operación, y una cantidad conocida tomada como referencia, con el objeto de determinar el factor del medidor (MF, meter factor). Este proceso normalmente se lleva a cabo en el campo.
Para ayudar al diseño, instalación, calibración y operación de sistemas de Proving, el capítulo 4 del MPMS describe los distintos tipos de provers y tecnologías: Provers de desplazamiento; Provers volumétricos tipo tanque; Master Meter Provers REV 2011; Interpolación de pulsos; Operación de Sistemas de Proving; y Calibración de Provers "Waterdraw".
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