La Trampa de Dureza — Límites API 5CT vs NACE MR0175 para Casing en Servicio Ácido

La trampa de dureza es uno de los errores de especificación más graves en la adquisición de OCTG para servicio ácido. La Especificación API 5CT, 11.ª Edición y NACE MR0175/ISO 15156 utilizan diferentes límites de dureza para diferentes propósitos — API 5CT rige la calidad de fabricación; NACE MR0175/ISO 15156 rige la compatibilidad con el servicio de corrosión. La brecha entre ellos puede resultar en tubo que pasa la inspección en la planta pero falla en servicio con H₂S. La brecha del T95 — máximo API de 25.4 HRC frente al máximo NACE de 22 HRC — es la más peligrosa porque el T95 se especifica comúnmente exactamente donde el ambiente de H₂S es lo suficientemente severo como para causar agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC).

ZC Steel Pipe suministra casing para servicio ácido L80, T95 y C110 con cumplimiento explícito de dureza según NACE MR0175 y documentación de dureza por junta a solicitud.

Las Dos Normas y Sus Propósitos

API 5CT define los requisitos de fabricación para casing y tubing — química, propiedades mecánicas, tolerancias dimensionales, pruebas y marcado. Sus límites de dureza existen para garantizar que cada grado alcance su rango de resistencia requerido mediante un tratamiento térmico consistente. Una planta que produce T95 dentro del techo de dureza de API 5CT ha fabricado el tubo correctamente, según API. Ese es el alcance completo de lo que los límites de dureza de API 5CT están diseñados para verificar.

NACE MR0175/ISO 15156 aborda una pregunta completamente diferente: ¿sobrevivirá este material en un ambiente que contiene H₂S sin fractura frágil? El SSC ocurre cuando el hidrógeno atómico — generado por la corrosión del H₂S en la superficie del acero — se difunde en el metal y se acumula en discontinuidades microestructurales. El acero de alta dureza, específicamente las microestructuras ricas en martensita, proporciona una densa red de sitios trampa y alta tensión residual. El límite de 22 HRC en NACE MR0175/ISO 15156-2 no es un cálculo teórico — se deriva de décadas de correlación de campo entre dureza y tasas de falla SSC. Por debajo de 22 HRC, las fallas SSC en acero al carbono son raras bajo presiones parciales típicas de H₂S. Por encima, el riesgo aumenta bruscamente.

Estos son propósitos fundamentalmente diferentes. Los límites de dureza de API 5CT no están diseñados para prevenir el SSC. Los límites de NACE MR0175 no están preocupados por la consistencia de fabricación. Los ingenieros deben satisfacer ambos. El modo de falla — especificar "conforme a API 5CT, conforme a NACE MR0175" y asumir que esas dos frases son equivalentes — es donde la trampa se cierra.

La Brecha de Dureza — Grado por Grado

La tabla a continuación muestra los límites máximos de dureza de API 5CT por Especificación API 5CT 11.ª Edición (diciembre 2023) frente al límite universal de 22 HRC de NACE MR0175/ISO 15156-2 para acero al carbono y de baja aleación en servicio ácido.

Lea esta tabla con atención: cada grado de servicio ácido en API 5CT tiene una dureza admisible más alta bajo la norma de fabricación que la que NACE MR0175 permite para uso en servicio ácido. P110 no tiene límite de dureza en API 5CT en absoluto, pero P110 no es un grado de servicio ácido y no debería aparecer en terminaciones que contengan H₂S. La brecha de 3.4 HRC del C90 y T95 no es una diferencia de redondeo — abarca el rango donde la susceptibilidad al SSC transita de bajo riesgo a riesgo significativo.

La brecha del T95 es la más peligrosa en la práctica porque el T95 es el grado de actualización preferido cuando la resistencia del L80 es insuficiente para un pozo ácido. Los ingenieros que especifican T95 porque está "calificado para servicio ácido" asumen que la calificación cubre todo — pero la calificación API 5CT no incluye el cumplimiento NACE. API 5CT confirma que el T95 fue fabricado correctamente. NACE MR0175 determina si es seguro introducirlo en el subsuelo.

Para la escala completa de grados con límites de dureza de API 5CT, consulte las tablas de especificaciones API 5CT →

Para verificar qué grado es correcto para sus condiciones de presión parcial de H₂S y temperatura, use el Selector de Grado de Tubo →

La Trampa de Dureza del L80 en Detalle

L80 Tipo 1 es el grado de casing para servicio ácido más ampliamente utilizado. La brecha de 1 HRC entre el máximo API (23 HRC / 241 HBW) y el límite NACE (22 HRC / 237 HBW) parece manejable — pero en la práctica no lo es, porque la brecha opera exactamente en el borde de la variación normal del proceso de la planta.

API 5CT requiere prueba de dureza al 100% del L80 — cada junta se mide. Esa es la buena noticia. El inconveniente es que la norma acepta cualquier lectura hasta 23 HRC. Una planta que apunta a 21–22 HRC en producción ocasionalmente produce juntas a 22.3 o 22.7 HRC debido a la variabilidad del tratamiento térmico. Esas juntas pasan la aceptación API y se envían. Cuando el comprador lee el MTC y solo ve "conforme a API 5CT", no tiene forma de saber si las juntas individuales están a 20.5 HRC o 22.8 HRC a menos que los datos de dureza por junta estén en el MTC.

Modo de falla identificado — SSC en L80 a 22.5 HRC. Una junta dentro de la tolerancia API 5CT (máximo 23 HRC) pero por encima del límite NACE (máximo 22 HRC) tiene susceptibilidad SSC medible. El mecanismo es idéntico al SSC general: el hidrógeno generado en la superficie del acero por la reacción de corrosión del H₂S se difunde hacia adentro a lo largo de los límites de grano y se acumula en regiones de alta tensión triaxial. En microestructuras que contienen martensita de alta dureza, esas regiones son más numerosas y la movilidad del hidrógeno es menor, por lo que la concentración se acumula más rápido. La fractura típicamente se inicia no en el cuerpo liso del tubo sino en las raíces de los hilos, fosas de corrosión o zonas afectadas por el calor de la soldadura — ubicaciones donde las concentraciones de tensión locales amplían el efecto del hidrógeno. La firma diagnóstica en una junta recuperada es una cara de fractura frágil con mínima deformación plástica y una morfología de fractura característica de "ojo de pez" cuando se observa bajo ampliación.

Prevenir esta falla requiere una acción específica en la etapa de OC: agregar un máximo de 22 HRC al pedido, referenciando explícitamente NACE MR0175/ISO 15156-2, y solicitar datos de dureza por junta en el MTC. Revisar la columna de dureza del MTC contra el límite NACE — no solo verificar la marca de aprobación/rechazo de API 5CT — es la única forma de verificar el cumplimiento después de la entrega.

El L80-13Cr merece una nota aparte. Su límite de dureza API 5CT también es 23 HRC (241 HBW), y la brecha NACE MR0175 existe en papel. Pero el L80-13Cr no es un grado de servicio ácido de acero al carbono en el sentido tradicional — es un grado resistente a la corrosión por CO₂ con tolerancia limitada al H₂S. Su calificación NACE MR0175/ISO 15156-2 aplica solo dentro de límites específicos de presión parcial de H₂S y concentración de cloruros. Especificar L80-13Cr para servicio de alto H₂S es un error más fundamental y diferente que una brecha de dureza; el grado no está calificado para servicio ácido general independientemente de su dureza.

La Trampa de Dureza del T95 Tipo 1 en Detalle

T95 Tipo 1 tiene la mayor brecha de dureza documentada de los grados de servicio ácido comúnmente usados: máximo API 5CT de 25.4 HRC (255 HBW) frente al máximo NACE MR0175 de 22 HRC (237 HBW). Una junta producida en cualquier punto entre 22.1 HRC y 25.4 HRC pasa la inspección API 5CT y falla NACE MR0175.

Modo de falla identificado — SSC en T95 a dureza API. El T95 fabricado al máximo API de 25.4 HRC ha demostrado susceptibilidad SSC en ambientes de H₂S de severidad media — las condiciones donde el T95 se despliega con mayor frecuencia. A 24–25 HRC, la fracción volumétrica de martensita en la microestructura templada y revenida es suficiente para crear una densa red de trampas de hidrógeno. Bajo carga axial sostenida en un pozo ácido, el SSC puede iniciarse en semanas en condiciones severas. La falla es diagnósticamente indistinguible del mecanismo SSC del L80, pero típicamente progresa más rápidamente a mayor dureza. Una junta que parecía sana en la entrega puede fallar antes de que el pozo alcance la primera producción si la dureza no fue verificada contra el límite NACE.

A diferencia del L80, el T95 no tiene un requisito de prueba de dureza obligatoria al 100% por junta bajo API 5CT equivalente al requisito del L80. Esto agrava el riesgo. Un envío de T95 puede llegar con un MTC conforme mostrando la certificación API 5CT, sin cifras de dureza por junta y sin ninguna indicación de que se midieron juntas individuales. El MTC no miente — se cumplió API 5CT. Pero la pregunta del cumplimiento NACE queda completamente sin respuesta.

El acoplamiento es una preocupación separada que los compradores frecuentemente pasan por alto. Los acoplamientos T95 se fabrican a partir de stock de acoplamiento T95 — un producto diferente al cuerpo del tubo, a veces procedente de una planta diferente. La dureza del acoplamiento también debe cumplir el límite NACE de 22 HRC. Hemos revisado pedidos donde la dureza del cuerpo del tubo fue especificada explícitamente pero la dureza del acoplamiento no lo fue. Un acoplamiento a 24 HRC en una junta nominalmente conforme a NACE es un incumplimiento de servicio ácido. La OC debe indicar un máximo de 22 HRC tanto para el cuerpo del tubo como para el acoplamiento, y el MTC debe mostrar ambos.

Modo de falla identificado — brecha de dureza del acoplamiento. El acoplamiento es la región de mayor tensión de una conexión roscada bajo carga axial. El acoplamiento de los hilos crea concentraciones de tensión en el radio de raíz de cada hilo. En una sarta T95 a profundidad, la tensión del acoplamiento puede superar significativamente la tensión nominal del cuerpo. Un acoplamiento a 24 HRC en un ambiente con H₂S es susceptible al SSC exactamente en el lugar donde la concentración de tensión es más alta. La presentación diagnóstica es agrietamiento en o cerca de la cara del acoplamiento, iniciándose en el primer hilo de contacto en el pin. Debido a que el acoplamiento es externo y no se monitorea durante la producción, estas fallas a menudo se presentan como una pérdida repentina de la integridad del pozo en lugar de una señal de degradación gradual.

Dureza HAZ — La Trampa Oculta

La trampa de dureza HAZ opera completamente fuera del sistema API 5CT — aplica durante la instalación, no en la fabricación, y requiere acción a nivel de ingeniería del proyecto en lugar del nivel de adquisición del tubo.

Cuando se realiza una soldadura de circunferencia en casing de servicio ácido durante la instalación, el calor de la soldadura calienta y luego enfría rápidamente el metal base adyacente a la soldadura. En la zona inmediatamente adyacente a la línea de fusión — el HAZ — el metal base se calienta por encima de la temperatura de austenitización y luego se enfría a una tasa controlada por el sumidero de calor del metal base. Dependiendo del contenido de aleación y el aporte de calor, este enfriamiento puede producir una microestructura rica en martensita en el HAZ con dureza muy por encima de 30 HRC, incluso cuando el metal base está a 20 HRC. El HAZ no es el metal de soldadura — es el material base no fundido que ha sido transformado térmicamente.

API 5CT define los requisitos de dureza del cuerpo del tubo. No define la dureza HAZ para soldaduras de circunferencia realizadas durante la instalación. Esas soldaduras están cubiertas por el procedimiento del contratista de soldadura, no por la especificación del fabricante del tubo. Una sarta de casing T95 con documentación completa de dureza por junta que muestra ≤22 HRC puede tener fallas de dureza HAZ en cada soldadura de circunferencia si el procedimiento de soldadura no está controlado. El límite de 22 HRC de NACE MR0175/ISO 15156-2 aplica a todo el acero en contacto con servicio ácido — incluido el HAZ.

Esta trampa se extiende más allá del tubo de línea. Si un pozo de servicio ácido usa conexiones premium que requieren soldadura en campo, o si el casing se une a un componente de cabeza de pozo mediante soldadura de circunferencia en lugar de una conexión roscada, el HAZ de esa soldadura también debe cumplir 22 HRC. La API 5CT estándar no requiere pruebas de dureza HAZ — debe especificarse en la calificación del procedimiento de soldadura (WPQ) y verificarse en las muestras WPQ antes de que comience la soldadura de producción.

Abordar la dureza HAZ requiere controlar el aporte de calor durante la soldadura (para retardar la formación de martensita), especificar un tratamiento térmico post-soldadura (PWHT) si es necesario, verificar la dureza HAZ en travesías de Vickers de calificación WPQ a través de la sección transversal de la soldadura, e incorporar el límite máximo de 22 HRC HAZ en la especificación de soldadura del proyecto por referencia a NACE MR0175/ISO 15156-2. El fabricante del tubo no puede prevenir las fallas de dureza HAZ en sus soldaduras de instalación — esa responsabilidad corresponde al contratista de instalación y al ingeniero de soldadura del proyecto.

Cuándo Superar 22 HRC — Excepción del C110

C110 tiene una dureza máxima de 29.0 HRC (279 HBW) según la Especificación API 5CT, 11.ª Edición — 7 HRC por encima del límite general NACE para acero al carbono y de baja aleación. La pregunta natural es si el C110 simplemente no cumple NACE MR0175 para servicio ácido.

No es así. El C110 está calificado para servicio ácido bajo un camino completamente diferente: el Anexo B de ISO 15156-2, que proporciona procedimientos para calificar materiales a niveles de dureza por encima del límite general de 22 HRC mediante pruebas SSC directas. El enfoque del Anexo B reconoce que el límite de 22 HRC es un valor general conservador, no un umbral físico estricto — con química de aleación controlada, tratamiento térmico apropiado y resistencia SSC demostrada en pruebas, las aleaciones de acero al carbono pueden funcionar a niveles de dureza más altos en servicio ácido.

El C110 alcanza su calificación de servicio ácido mediante una combinación de control de química (C, Mn y elementos residuales limitados para producir una microestructura de baja densidad de inclusiones), tratamiento térmico de temple y revenido para producir una martensita revenida limpia (en lugar de la martensita gruesa asociada con la susceptibilidad al SSC), y pruebas SSC según el Anexo B de ISO 15156-2 a la dureza real del material bajo la presión parcial específica de H₂S, temperatura y condiciones de pH del ambiente de pozo previsto.

La frase crítica en esa última oración es "condiciones específicas." Una calificación C110 está delimitada a un envolvente específico de presión parcial de H₂S, temperatura y concentración de cloruros. Usar C110 calificado para 0.1 MPa de presión parcial de H₂S a 80°C en un pozo con 0.3 MPa de H₂S a 120°C no está cubierto por la calificación — el límite de susceptibilidad al SSC cambia con cada uno de esos parámetros. Comprar C110 con certificación API 5CT y asumir que la calificación ácida de ISO 15156-2 está incluida es la versión más peligrosa de la trampa de dureza. API 5CT e ISO 15156-2 Anexo B son documentos separados, certificados por separado, y ambos deben estar en el MTC.

Suministramos C110 con documentación de calificación del Anexo B de ISO 15156-2 para pedidos de servicio ácido. La primera pregunta que hacemos es: ¿cuál es la presión parcial de H₂S, la temperatura y el pH de la zona del pozo que este casing atravesará? Sin esos tres parámetros, la calificación no puede ser delimitada y la documentación no coincidirá con las condiciones del pozo.

Ejemplo Práctico — Lectura de un MTC para Cumplimiento NACE

Un MTC de T95 de 2026 para 7" 26 lb/ft Tipo 1, PSL-2 muestra las siguientes lecturas de dureza por junta, expresadas en escala Rockwell C (convertidas desde mediciones HV10 reportadas por el laboratorio de la planta):

Resultado: Las juntas 2, 3 y 5 pasan la inspección API 5CT — todas están por debajo de 25.4 HRC — y las tres fallan NACE MR0175 por estar por encima de 22.0 HRC. Estas juntas deben rechazarse para uso en servicio ácido. Esto no es una contaminación, un error de etiquetado o un error de producción. La planta cumple con la especificación que se le ordenó. El error está en la orden de compra, que hizo referencia a "conforme a NACE MR0175" sin especificar 22 HRC como límite de dureza de aceptación. La planta produjo según API 5CT. Ambas partes son correctas desde la perspectiva de su propia norma. Tres de cinco juntas no cumplen con el servicio ácido.

La conversión de HRC a HV requiere cuidado en la práctica. La conversión no es lineal, y la ASTM E140 la tabula como una aproximación. En el límite de 22 HRC, la ASTM E140 da aproximadamente 248–252 HV10. Cuando un MTC reporta dureza en HV10, redondee hacia abajo — acepte una junta a 248 HV10 (aproximadamente 22 HRC) y rechace a 253 HV10 (aproximadamente 22.2 HRC). Usar la conversión en la dirección permisiva en el límite es la práctica incorrecta; úsela de forma conservadora. Si la OC especificó HRC y la planta reportó HV10, solicite una aclaración para confirmar el método de conversión utilizado por el laboratorio de la planta antes de aceptar o rechazar juntas en el límite.

Los datos de dureza del acoplamiento deben aparecer como una columna o sección separada en el MTC. Si no aparecen, el acoplamiento no fue medido individualmente hasta el límite NACE. Solicite los datos antes de aceptar el consignamiento.

Lenguaje Correcto para la Orden de Compra

El único error de trampa de dureza más común en las OC de servicio ácido es este: el pedido hace referencia a "conforme a NACE MR0175/ISO 15156" sin especificar un máximo de dureza. El cumplimiento de NACE MR0175 para T95 requiere ≤22 HRC — pero ese límite no aparece en API 5CT, la especificación a la que fabrica la planta. Sin dureza explícita en la OC, la planta produce según API 5CT y certifica según API 5CT. Ambas partes son correctas desde la perspectiva de su propia norma, y el tubo no cumple con el servicio ácido.

Requisitos de OC de L80 para servicio ácido:

• Norma: Especificación API 5CT, 11.ª Edición, L80 Tipo 1, PSL-2
• Dureza máxima: 22 HRC (250 HV10) — cuerpo del tubo Y acoplamiento, según NACE MR0175/ISO 15156-2 (nota: más estricto que el máximo API 5CT de 23 HRC)
• Prueba de dureza: 100% por junta, cuerpo del tubo y acoplamiento por separado
• MTC: EN 10204 3.2, con registros de dureza por junta tabulados por número de serie de la junta
• Inspección: Verificación de dureza por terceros en juntas seleccionadas en la planta, según el plan de prueba de inspección

Requisitos de OC de T95 para servicio ácido:

• Norma: Especificación API 5CT, 11.ª Edición, T95 Tipo 1, PSL-2
• Dureza máxima: 22 HRC (250 HV10) — cuerpo del tubo Y acoplamiento, según NACE MR0175/ISO 15156-2 (nota: significativamente más estricto que el máximo API 5CT de 25.4 HRC)
• Prueba de dureza: 100% por junta, cuerpo del tubo y acoplamiento por separado
• Precalificación de la planta: El proveedor debe confirmar la capacidad de producir T95 a ≤22 HRC de forma consistente, con histograma de dureza de los últimos 10 calores
• MTC: EN 10204 3.2, con registros de dureza por junta tabulados por número de serie de la junta
• Prueba SSC: SR15A según NACE TM0177 Método A o D, si así lo especifican las condiciones de H₂S del proyecto
• Inspección: Verificación de dureza por terceros en un mínimo del 10% de las juntas en la planta

Requisitos de OC de C110 para servicio ácido:

• Norma: Especificación API 5CT, 11.ª Edición, C110, PSL-2
• Calificación de servicio ácido: ISO 15156-2 Anexo B — documentación requerida con MTC
• Alcance de calificación a coincidir: Presión parcial de H₂S [indique el valor en MPa], temperatura [indique el valor en °C], pH [indique el valor]
• MTC: EN 10204 3.2, incluyendo registros de prueba de calificación del Anexo B de ISO 15156-2
• Nota: El C110 NO está calificado por referencia al límite general de 22 HRC — está calificado por pruebas SSC específicas. La documentación de calificación debe estar delimitada a las condiciones de su pozo.

La diferencia entre un pedido de servicio ácido T95 conforme y uno no conforme es una oración en la OC. Escríbala antes de que comience la fabricación — volver a probar después de la entrega, si es que es posible, agrega semanas al cronograma y deja la pregunta de si las juntas rechazadas fueron las únicas no conformes.

Lista de Verificación de Revisión de MTC para Casing de Servicio Ácido

Revisar un MTC contra ambas normas API 5CT y NACE MR0175 requiere verificar campos que una revisión de aceptación API estándar típicamente no toca.

Antes de aceptar cualquier consignamiento de casing para servicio ácido, verifique en el MTC:

Grado y norma: Confirme que el grado (L80 Tipo 1, T95 Tipo 1, C110) esté explícitamente indicado. "L80" sin designación de tipo no confirma Tipo 1 — puede ser 9Cr o 13Cr, o la designación de tipo puede haber sido omitida. Verifique que la edición de API 5CT citada coincida con su OC.

Registro de tratamiento térmico: L80 requiere temple y revenido. T95 y C110 también requieren temple y revenido con rangos de temperatura específicos. El registro de tratamiento térmico debe aparecer como un campo separado que muestre las temperaturas reales de austenitización y revenido. Si falta, la planta puede haber cumplido el requisito pero no puede demostrarlo.

Dureza — cuerpo del tubo: Encuentre la columna de dureza por junta. Confirme que cada lectura sea ≤22 HRC (o ≤250 HV10). Verifique que la escala de dureza en el MTC coincida con su OC. Si el MTC muestra HV10 y su OC especificó HRC, aplique la conversión ASTM E140 de forma conservadora.

Dureza — acoplamiento: Esta debe ser una columna o sección separada. Si la dureza del acoplamiento no está tabulada por junta, no fue medida individualmente. No acepte un consignamiento de servicio ácido T95 o L80 sin datos de dureza del acoplamiento por junta.

Declaración de cumplimiento NACE: El MTC debe hacer referencia explícita al cumplimiento de dureza según NACE MR0175/ISO 15156-2. Un MTC que solo certifica el cumplimiento de API 5CT no certifica el cumplimiento NACE — incluso si las lecturas de dureza resultan estar por debajo de 22 HRC.

Documentación del Anexo B de C110: Para C110, los registros de prueba del Anexo B de ISO 15156-2 deben estar adjuntos o referenciados. Confirme que el envolvente de calificación de presión parcial de H₂S, temperatura y pH cubre las condiciones de su pozo. Si la calificación se realizó a 0.05 MPa de H₂S y su pozo tiene 0.2 MPa de H₂S, la calificación no aplica.

La revisión toma quince minutos por MTC si los datos están presentes. Si los datos faltan, es mejor descubrirlo en la planta que en el sitio del pozo.