El API 5L PSL2 estándar es una mejora significativa respecto al PSL1 — agrega control del techo de resistencia a la fluencia, prueba de impacto Charpy obligatoria, límites de equivalente de carbono y NDE de longitud completa. Pero el PSL2 por sí solo no hace que una tubería sea adecuada para el servicio con H₂S. Los requisitos metalúrgicos adicionales para gasoductos con gas ácido van significativamente más allá de lo que el PSL2 exige, y esa brecha es donde los errores de adquisición se convierten en fallas de integridad de los gasoductos. El Anexo H de API 5L define lo que el PSL2 omite: pruebas de resistencia al HIC, química más estricta de azufre y fósforo, tratamiento con calcio para el control de la morfología de inclusiones, y relevamientos de dureza obligatorios de la ZAT de soldadura. Ninguno de estos es automático en una orden de compra PSL2 estándar. Todos deben invocarse explícitamente.
ZC Steel Pipe suministra tubería de conducción para servicio ácido a API 5L PSL2 con requisitos suplementarios del Anexo H (SR15C y SR15A), probada para HIC según NACE TM0284, a contratistas de gasoductos en África, el Medio Oriente y América del Sur. Lo que sigue es cómo pensamos sobre la calificación del Anexo H — extraído de las órdenes de compra que procesamos, los MTC que revisamos y las suspensiones de inspección que gestionamos.
Por Qué el PSL2 Estándar Es Insuficiente para el Servicio con H₂S
El PSL2 controla las propiedades que importan para la integridad mecánica en servicio dulce: techo de fluencia, relación fluencia-tensión, equivalente de carbono, energía Charpy y NDE de longitud completa. El azufre está limitado a 0.015%. Ese límite existe para mantener la soldabilidad, no para prevenir el HIC. Los dos son requisitos metalúrgicos diferentes, y 0.015% S es cuatro a cinco veces mayor que el umbral por encima del cual el riesgo de HIC se vuelve significativo.
Una tubería producida según la química PSL2 estándar — con azufre al 0.012%, dentro de especificación — puede contener suficientes inclusiones elongadas de sulfuro de manganeso (MnS) en el cuerpo de la tubería para iniciar agrietamiento HIC dentro de meses de la puesta en servicio en un entorno con H₂S. La tubería tendría un MTC válido, cumpliría todos los requisitos de inspección PSL2, y aun así sería el material equivocado para el servicio. El Anexo H existe porque el PSL2 no fue diseñado para abordar esto.
Lo que el PSL2 explícitamente no controla: resistencia al HIC del cuerpo de la tubería, morfología de inclusiones de sulfuro, tratamiento con calcio, dureza de la ZAT después de la soldadura en campo, y resistencia al SSC de la costura de soldadura. Estos son los modos de falla exactos que el Anexo H aborda.
Lo que vemos en órdenes de servicio ácido: El malentendido más costoso en la adquisición de gasoductos con gas ácido es tratar el PSL2 como equivalente a la calificación para servicio ácido. Vemos el Anexo H correctamente escrito en la especificación del proyecto — el documento FEED hace referencia a SR15C, máximo 0.003% S, tratamiento con calcio — y luego omitido de la orden de compra de la planta. La planta produce tubería PSL2 al grado correcto, el equivalente de carbono correcto, el NDE correcto. La tubería nunca ha sido probada para HIC. El azufre está al 0.012%, completamente dentro de los límites PSL2 y 4× por encima del límite del Anexo H. Rechazar una orden completa de tubería en el puerto después de un ciclo de producción de 90 días es una manera costosa de aprender que "PSL2" y "Anexo H" no son lo mismo.
HIC vs SSC — Dos Modos de Falla Diferentes
El agrietamiento inducido por hidrógeno y el agrietamiento por estrés de sulfuro son ambos modos de falla impulsados por H₂S, pero ocurren por diferentes mecanismos, en diferentes ubicaciones y bajo diferentes condiciones. Entender la distinción importa porque requieren diferentes requisitos suplementarios para abordarlos.
HIC — falla en el cuerpo de la tubería, sin estrés aplicado requerido. En un entorno con H₂S, la corrosión en la superficie interna de la tubería genera hidrógeno atómico. Este hidrógeno se difunde en la red cristalina del acero y se acumula en discontinuidades internas — principalmente inclusiones elongadas de MnS orientadas paralelamente al eje de la tubería por laminado en caliente. Cuando la presión local de hidrógeno en la punta de una inclusión supera la tenacidad a la fractura del acero circundante, se inicia una grieta. Estas grietas se propagan paralelas a la pared de la tubería, y múltiples grietas en planos adyacentes pueden unirse para formar una ampolla o grieta escalonada que crece hacia la superficie exterior. No se requiere estrés tensil — el HIC ocurre en el cuerpo de la tubería bajo condiciones operativas normales en servicio con H₂S.
SSC — falla en la soldadura y ZAT bajo estrés tensil. El agrietamiento por estrés de sulfuro es una forma de fragilización por hidrógeno. El hidrógeno atómico se difunde en zonas de alta dureza y alto estrés residual — la ZAT de soldadura en tubería LSAW y ERW es la ubicación principal — y causa fractura frágil a niveles de estrés muy por debajo de la resistencia a la fluencia nominal del material. El SSC requiere tanto exposición a H₂S como estrés tensil para ocurrir. La variable crítica es la dureza: por encima de 22 HRC, el riesgo de SSC aumenta marcadamente.
Ambos modos de falla son abordados por el Anexo H, pero a través de diferentes requisitos suplementarios. SR15C apunta al HIC mediante controles de química y pruebas del cuerpo de la tubería. SR15A apunta al SSC mediante pruebas de soldadura y ZAT bajo NACE TM0177. Para la mayoría de los gasoductos con gas ácido, ambos requisitos suplementarios deben invocarse.
Qué Requiere el Anexo H
El Anexo H de la Especificación API 5L, 46ª Edición invoca dos requisitos suplementarios relevantes para el servicio ácido:
SR15C — Prueba HIC (cuerpo de la tubería): Prueba per NACE TM0284 usando Solución A de NACE, duración 96 horas. Criterios de aceptación: CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2%. Frecuencia de prueba por colada de acero.
SR15A — Prueba SSC (soldadura y ZAT): Prueba per NACE TM0177 Método A (tensil) o Método D (flexión en cuatro puntos) usando Solución A de NACE, 720 horas. Aceptación: sin agrietamiento al 90% de SMYS. Requerido para tubería soldada LSAW y ERW donde la ZAT es la zona de alta dureza y alto estrés en riesgo.
Los requisitos de química que acompañan al Anexo H representan la mayor diferencia respecto al PSL2 estándar:
| Elemento | Máx. PSL1 | Máx. PSL2 | Máx. Anexo H | Razón |
|---|---|---|---|---|
| Azufre (S) | 0.030% | 0.015% | 0.003% | Las inclusiones de MnS son los principales sitios de iniciación de HIC |
| Fósforo (P) | 0.030% | 0.025% | 0.020% | La segregación en los límites de grano promueve el HIC |
| Calcio (Ca) | No especificado | No especificado | Ca/S ≥ 1.5 (requerido) | Controla la morfología de las inclusiones de sulfuro |
| CE (IIW) | No controlado | ≤ 0.43% | ≤ 0.43% (aplicado estrictamente) | Controla la dureza de la ZAT después de la soldadura en campo |
La progresión de PSL1 a PSL2 a Anexo H representa una reducción de 10× en el máximo de azufre — de 0.030% a 0.003%. Eso no es un ajuste de margen de seguridad; refleja la diferencia entre una especificación de química para servicio dulce y un requisito metalúrgico para servicio ácido.
Para las tablas completas de grados PSL2 con química y propiedades mecánicas, consulte las tablas de especificación API 5L →
Para calcular el espesor mínimo de pared o la presión de diseño para un gasoducto con gas ácido, use la Calculadora de Diseño de Gasoductos →
El azufre es el impulsor del HIC, no la dureza. El PSL2 estándar controla la dureza y el equivalente de carbono — pero no el azufre con suficiente rigor para el servicio ácido. El límite de 0.003% S del Anexo H es 5× más estricto que el 0.015% del PSL2 porque cada incremento de azufre por encima del umbral agrega densidad de inclusiones de MnS, y cada inclusión de MnS es un posible sitio de iniciación de agrietamiento HIC. El requisito de tratamiento con calcio aborda el mismo problema desde el lado de la morfología: el calcio reacciona con el azufre para formar inclusiones de sulfuro de calcio (CaS) que son globulares en lugar de elongadas. Las inclusiones globulares tienen un factor de concentración de estrés menor en sus extremos, lo que reduce significativamente su efectividad como sitios de iniciación de HIC. El bajo azufre y el tratamiento con calcio son requisitos complementarios — no se puede lograr la resistencia al HIC del Anexo H cumpliendo uno e ignorando el otro.
Prueba HIC — Criterios NACE TM0284
La prueba HIC según NACE TM0284 — el estándar referenciado por el SR15C del Anexo H de API 5L — sumerge muestras del cuerpo de la tubería en Solución A de NACE (5% NaCl + 0.5% ácido acético, saturado con H₂S a 24°C, pH 2.7–3.7) durante 96 horas. Tras el período de inmersión, las muestras se seccionan transversalmente, se pulen y se examinan en busca de agrietamiento. Se calculan tres relaciones a partir de las dimensiones de grieta medidas en cada sección transversal:
- CLR (Relación de Longitud de Grieta): longitud total de grieta dividida por la longitud de la muestra en la sección transversal, expresada como porcentaje. Límite de aceptación: ≤ 15%.
- CTR (Relación de Espesor de Grieta): espesor total de grieta dividido por el espesor de la muestra, expresado como porcentaje. Límite de aceptación: ≤ 5%.
- CSR (Relación de Sensibilidad de Grieta): el producto de CLR y CTR dividido por 100 — una medida de área combinada. Límite de aceptación: ≤ 2%.
Verificación de aceptación con ejemplo — ejemplo aprobado:
Una colada de producción de tubería LSAW X65QS produce los siguientes resultados de prueba HIC de tres secciones examinadas por muestra:
| Relación | Resultado de Prueba | Límite de Aceptación | Resultado |
|---|---|---|---|
| CLR | 8.5% | ≤ 15% | Aprobado |
| CTR | 3.2% | ≤ 5% | Aprobado |
| CSR | 0.9% | ≤ 2% | Aprobado |
Las tres relaciones están dentro de los límites de aceptación. La colada cumple con HIC según el SR15C del Anexo H.
Ejemplo reprobado: Una segunda colada de la misma planta — azufre al 0.008%, por encima del límite de 0.003% del Anexo H pero la planta intentó aplicar tratamiento con calcio — devuelve CLR = 18%. Esto excede el límite de CLR del 15% independientemente de los resultados de CTR y CSR. La colada es rechazada. No es posible ninguna remediación una vez fabricada la tubería; la colada no puede retratarse para cumplimiento de HIC. La única resolución es la sustitución con una nueva colada que cumpla el límite de análisis de producto de 0.003% S y Ca/S verificado ≥ 1.5.
El MTC para cada colada de servicio ácido aceptada debe mostrar los valores numéricos reales de CLR, CTR y CSR para cada sección probada — no una declaración genérica de cumplimiento. Si un MTC indica solo "Probado para HIC per NACE TM0284 — aprobado" sin resultados numéricos, lo tratamos como no conforme y solicitamos los datos sin procesar antes de la liberación del envío.
Cómo se ve el suministro bajo Anexo H a lo largo de pedidos repetidos: Nuestro trabajo con X70Q de servicio ácido es un ejemplo práctico de estos requisitos actuando en conjunto. Suministramos X70Q PSL2 de 6″ SCH 160 calificado según el Anexo H — probado para HIC según NACE TM0284, con equivalente de carbono y azufre controlados — como lotes repetidos plurianuales a un operador de gas nigeriano, y anteriormente como 3,000 piezas de 6⅝″ SCH 160 a otro operador africano. Los pedidos repetidos importan en servicio ácido exactamente por la razón que este artículo subraya: la resistencia al HIC depende de la consistencia de la química de colada, y una planta que ha alcanzado los objetivos de azufre y Ca/S del Anexo H a lo largo de coladas sucesivas está reduciendo el riesgo del siguiente lote del comprador.
Control de Dureza — Cuerpo de Tubería y ZAT
NACE MR0175 / ISO 15156-2 establece 22 HRC (equivalente a 250 HV10 Vickers o 237 HBW Brinell) como la dureza máxima para la tubería de conducción de acero al carbono y baja aleación en servicio ácido. Este límite aplica universalmente en toda la sección transversal de la tubería: cuerpo de tubería, metal de soldadura y zona afectada por el calor.
| Zona | Control PSL2 estándar | Control Anexo H servicio ácido |
|---|---|---|
| Cuerpo de tubería | No limitado explícitamente | ≤ 22 HRC (250 HV10) — obligatorio |
| Metal de soldadura | No controlado | ≤ 22 HRC (250 HV10) — obligatorio |
| ZAT | No controlado | ≤ 22 HRC (250 HV10) — relevamiento de dureza obligatorio |
La ZAT es de manera confiable la zona más dura y la causa más frecuente de rechazo en servicio ácido. Durante la soldadura LSAW o en campo, el metal base adyacente a la línea de fusión se calienta a temperaturas cercanas a la fusión y luego se enfría rápidamente. A equivalentes de carbono más altos, este ciclo térmico produce martensita dura en la ZAT. La dureza de la ZAT por encima de 22 HRC no puede resolverse mediante tratamiento posterior al envío en tubería ya fabricada — requiere ya sea rechazo o una varianza de diseño de servicio, que la mayoría de las especificaciones de proyecto no permiten.
La dureza de la ZAT se controla durante la producción LSAW mediante precalentamiento mínimo (según WPS calificado), temperatura máxima entre pasadas (típicamente 250°C), rango de calor de entrada controlado y tratamiento térmico posterior a la soldadura para tubería de pared gruesa. Para la soldadura de circunferencia en campo, aplican los mismos controles de WPS y son responsabilidad del contratista del gasoducto — pero el equivalente de carbono del metal base es fijo por la química de la planta, y una planta que suministra CE IIW ≤ 0.38% da al equipo de soldadura en campo más margen contra el endurecimiento de la ZAT que tubería enviada al máximo PSL2 de 0.43%.
Cuándo el Anexo H No Es Suficiente
El SR15C y SR15A del Anexo H abordan los riesgos metalúrgicos primarios para la mayoría de las aplicaciones de gasoductos con gas ácido, pero las condiciones de servicio ácido severo pueden requerir requisitos suplementarios adicionales más allá de lo que cubre el Anexo H.
Cuando la presión parcial de H₂S es muy alta — por encima de aproximadamente 0.1 MPa (15 psia) en sistemas subsuperficiales o de alta presión de recolección profunda — las especificaciones de proyecto con frecuencia invocan requisitos adicionales: pruebas de doblado en frío de codos de producción para verificar la resistencia al HIC en la zona deformada, pruebas de tenacidad a la fractura CTOD para tubería de pared gruesa, duraciones de prueba SSC extendidas, y ventanas de química más estrictas (CE ≤ 0.36%, Mn ≤ 1.40%) más allá de la línea base del Anexo H. Estos no están estandarizados dentro de API 5L y deben escribirse directamente en los requisitos suplementarios del proyecto.
La selección del sistema de recubrimiento también es parte de la calificación para servicio ácido. El recubrimiento interno FBE en tubería de gas ácido no cambia los requisitos metalúrgicos — el cuerpo de la tubería aún debe cumplir la química del Anexo H y los criterios de aceptación de HIC — pero un recubrimiento interno dañado o ausente acelera la tasa de corrosión por H₂S que impulsa el HIC. Para la intersección de requisitos metalúrgicos y de recubrimiento en servicio ácido, la guía de selección de recubrimiento para gasoductos cubre el FBE interno y su papel en el diseño de sistemas de gas ácido.
Trampa de Adquisición — Lenguaje Completo de la Orden de Compra
La trampa de adquisición para tubería de conducción de gas ácido es directa y extremadamente común: una orden de compra dice "API 5L X65 PSL2" para un gasoducto de gas ácido. El Anexo H no es invocado. La planta produce tubería PSL2 — grado correcto, CE correcto, NDE correcto — que nunca ha sido probada para HIC y tiene azufre al 0.012% (completamente dentro de los límites PSL2, 4× por encima del límite del Anexo H). La tubería se entrega con un MTC conforme. El metalúrgico del proyecto o el inspector de terceros revisa el MTC en el patio de recepción e identifica la brecha. La orden completa de tubería es colocada en espera.
La orden de compra correcta para tubería de conducción X65 en servicio ácido debe indicar explícitamente cada requisito del Anexo H:
- Designación de grado: API 5L X65QS PSL2 (el sufijo 'S' designa calificación para servicio ácido según el Anexo H; 'Q' designa condición de entrega de temple y revenido — ajuste el sufijo para condición de entrega M o N según se requiera)
- Prueba HIC: Requisito Suplementario SR15C — per NACE TM0284, Solución A de NACE, 96 horas; aceptación CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2%; frecuencia por colada de acero; resultados numéricos en MTC
- Prueba SSC (tubería soldada): Requisito Suplementario SR15A — per NACE TM0177 Método A; Solución A de NACE; 720 horas; sin agrietamiento al 90% de SMYS
- Química: S ≤ 0.003% (análisis de producto), P ≤ 0.020% (análisis de producto), tratamiento con calcio — Ca/S ≥ 1.5 o control equivalente de forma de sulfuro; certificados de análisis de colada y de producto requeridos
- Dureza: cuerpo de tubería ≤ 22 HRC (250 HV10); metal de soldadura ≤ 22 HRC; ZAT ≤ 22 HRC — relevamiento de dureza obligatorio per NACE MR0175 / ISO 15156-2 con mapas de relevamiento en MTC
- NDE: UT del cuerpo de tubería de longitud completa, UT de costura de soldadura de longitud completa, UT de laminación de placa de entrada (LSAW), UT de área de extremos
- Charpy: per PSL2 + SR4A a [temperatura especificada por el proyecto]
- MTC: EN 10204 3.2 (testificado por terceros)
- Inspección de terceros: [SGS / Bureau Veritas / TÜV] en la planta durante toda la producción
La designación 'QS' en el nombre del grado es la señal más clara de que el Anexo H ha sido correctamente invocado. Una orden de compra que especifica "X65Q" o "X65M" sin el sufijo 'S' no ha especificado servicio ácido — la planta está fabricando tubería para servicio dulce de manera conforme.
Suministro y Documentación
Suministramos tubería de conducción para servicio ácido a API 5L PSL2 con el Anexo H SR15C y SR15A a contratistas de gasoductos, empresas EPC y equipos de adquisiciones de compañías petroleras nacionales. Los grados X65QS y X70QS en LSAW y sin costura son los más solicitados con frecuencia. Para gasoductos troncales de gas ácido de gran diámetro (por encima de 16 pulgadas), LSAW PSL2 + Anexo H es la ruta estándar — la tubería sin costura no está disponible comercialmente en esos diámetros.
La documentación MTC para suministro con Anexo H incluye: certificados de análisis de colada y de producto confirmando 0.003% S y tratamiento con calcio; resultados numéricos de prueba HIC (CLR, CTR, CSR) por colada; mapas de relevamiento de dureza que muestran mediciones del cuerpo de tubería, metal de soldadura y ZAT; registros de prueba de impacto Charpy V; informes de NDE de longitud completa; y endorsement de terceros EN 10204 3.2.
El alcance de inspección de terceros para órdenes de servicio ácido típicamente agrega una revisión de química previo a la producción y un punto de espera al recibo de los resultados de prueba HIC — antes de que la tubería sea liberada para recubrimiento. Esto agrega tiempo al ciclo de inspección pero previene que un rechazo por servicio ácido se propague hacia tubería terminada con recubrimiento, que es significativamente más costosa de rechazar y reemplazar.
Contáctenos con el grado de su gasoducto, diámetro exterior, espesor de pared, condición de entrega y requisitos suplementarios de servicio ácido. Confirmaremos disponibilidad, alcance del MTC y cronograma del ciclo de inspección antes de confirmar el tiempo de entrega.
Para la tabla completa de grados API 5L con propiedades mecánicas y química de PSL1 y PSL2, consulte las tablas de especificación API 5L →
Para orientación relacionada sobre el diseño de sistemas de gasoductos en entornos ácidos, consulte la guía API 5L PSL1 vs PSL2 y la guía de selección de recubrimiento para gasoductos en servicio ácido y offshore.
Preguntas Frecuentes
¿Qué es el Anexo H de API 5L y cuándo aplica?
El Anexo H de API 5L (Requisitos Suplementarios para Tubería Usada en Servicio Ácido) define requisitos de material adicionales para tubería de conducción destinada a entornos con H₂S donde el agrietamiento por estrés de sulfuro (SSC) o el agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) representa un riesgo. El Anexo H se referencia en especificaciones de proyectos de gasoductos cuando el fluido transportado contiene H₂S a presiones parciales superiores al umbral de NACE MR0175 (0.0003 MPa / 0.05 psia). El PSL2 estándar no incluye automáticamente los requisitos del Anexo H — debe invocarse específicamente en la orden de compra.
¿Cuál es la diferencia entre HIC y SSC en gasoductos en servicio ácido?
HIC (Agrietamiento Inducido por Hidrógeno) es una forma de agrietamiento que ocurre en el cuerpo de la tubería cuando el hidrógeno atómico generado por reacciones de corrosión se difunde en el acero y se acumula en inclusiones no metálicas (principalmente sulfuro de manganeso MnS), creando grietas internas paralelas a la superficie de la tubería. El HIC no requiere estrés aplicado — ocurre en el cuerpo de la tubería bajo condiciones operativas. SSC (Agrietamiento por Estrés de Sulfuro) es una forma de fragilización por hidrógeno que ocurre en soldaduras y zonas de alto estrés bajo estrés tensil combinado y exposición a H₂S. Ambos requieren pruebas y controles de química para tubería en servicio ácido.
¿Cuál es la prueba HIC para tubería API 5L en servicio ácido?
La prueba HIC según el Anexo H de API 5L hace referencia a NACE TM0284 (Evaluación de Aceros para Tuberías y Recipientes a Presión para Resistencia al Agrietamiento Inducido por Hidrógeno). Las muestras del cuerpo de la tubería se sumergen en Solución A de NACE (5% NaCl + 0.5% ácido acético, saturado con H₂S) durante 96 horas. Después de la prueba, las muestras se seccionan y examinan en busca de grietas. Los criterios de aceptación son: Relación de Longitud de Grieta (CLR) ≤ 15%, Relación de Espesor de Grieta (CTR) ≤ 5%, y Relación de Sensibilidad de Grieta (CSR) ≤ 2%. Las tuberías que no cumplen estos límites son rechazadas.
¿Qué controles de química requiere el Anexo H de API 5L?
El Anexo H de API 5L requiere límites de química significativamente más estrictos que el PSL2 estándar, particularmente para azufre y fósforo que promueven la susceptibilidad al HIC. Los límites clave incluyen: azufre máximo 0.003% (vs 0.015% para PSL2 estándar), fósforo máximo 0.020% (vs 0.025% para PSL2), tratamiento con calcio o equivalente para controlar la forma de inclusiones de sulfuro, equivalente de carbono máximo por fórmula IIW ≤ 0.43% (igual que PSL2 pero aplicado estrictamente), y límites en aluminio, nitrógeno y boro para prevenir el endurecimiento por precipitación. Estos controles de química deben verificarse tanto en certificados de análisis de colada como de análisis de producto.
¿El Anexo H de API 5L requiere prueba SSC?
El Anexo H de API 5L cubre principalmente las pruebas HIC del cuerpo de la tubería. Las pruebas SSC de la soldadura y la ZAT según NACE TM0177 (Anexo H SR15A) son un requisito suplementario separado que también debe invocarse para gasoductos en servicio ácido severo. Las pruebas SSC son más críticas para tubería soldada (LSAW, ERW) donde la ZAT de soldadura representa una zona de alta dureza y alto estrés susceptible al SSC. Para tubería sin costura en servicio ácido, las pruebas HIC del cuerpo de la tubería son típicamente el requisito principal, con el control de dureza como mitigación del SSC.
¿Qué límites de dureza aplican a la tubería de conducción en servicio ácido?
NACE MR0175/ISO 15156-2 limita la dureza máxima de la tubería de conducción de acero al carbono y baja aleación en servicio ácido a 22 HRC (250 HV10 Vickers o 237 HBW Brinell). Este límite aplica al cuerpo de la tubería, metal de soldadura y zona afectada por el calor. El PSL2 estándar no controla explícitamente la dureza de la ZAT — los requisitos suplementarios del Anexo H añaden relevamientos de dureza obligatorios de la ZAT de soldadura además de la dureza del cuerpo de la tubería. Las excedencias de dureza en la ZAT son una causa común de rechazo de tubería en servicio ácido y frecuentemente resultan de un control inadecuado de la temperatura entre pasadas durante la soldadura.
¿Cómo debe especificarse la tubería de conducción en servicio ácido en una orden de compra?
Una orden de compra completa de tubería de conducción en servicio ácido debe especificar: API 5L [grado] PSL2 [sufijo de condición de entrega, p.ej. X65QS]; Anexo H — Requisito Suplementario SR15C (prueba HIC per NACE TM0284); Requisito Suplementario SR15A si se requiere prueba SSC de soldadura; azufre máximo 0.003% (análisis de producto); tratamiento con calcio o equivalente; dureza máxima 22 HRC cuerpo de tubería y ZAT; NDE de longitud completa (PSL2 obligatorio); prueba de impacto Charpy a temperatura especificada por el proyecto; MTC EN 10204 3.2; y alcance de inspección por terceros. El sufijo 'S' en la designación de grado (p.ej. X65QS) indica calificación para servicio ácido.
¿Es mejor la tubería sin costura o soldada para gasoductos en servicio ácido?
Tanto la tubería sin costura como la soldada (LSAW, ERW) pueden usarse para gasoductos en servicio ácido cuando se especifican correctamente a API 5L PSL2 + Anexo H. La tubería sin costura no tiene costura de soldadura, eliminando el riesgo de SSC en la ZAT que es la preocupación adicional principal para la tubería soldada en servicio ácido. Sin embargo, la tubería LSAW con procedimientos de soldadura calificados, NDE de costura de soldadura de longitud completa y control de dureza de la ZAT de soldadura supera consistentemente la calificación para servicio ácido. Para gasoductos de gran diámetro en servicio ácido (por encima de 16 pulgadas), LSAW PSL2 + Anexo H es la especificación estándar — la tubería sin costura no está disponible comercialmente en estos tamaños.