La selección de OCTG para servicio ácido es la decisión de material más trascendente en el diseño de pozos. Un grado incorrecto en un ambiente con H₂S no corroe lentamente dando señales de advertencia — se fractura bajo carga, sin deterioro visible, a tensiones muy por debajo del límite elástico. Las fallas por fisuración de tensión de sulfuro en revestimiento y tubería de producción han causado erupciones y pérdida de pozos. Las decisiones de ingeniería y compras tomadas antes del despacho del tubo determinan si el pozo opera con seguridad o falla catastróficamente.
Este artículo consolida los requisitos de calificación de NACE MR0175/ISO 15156-2 para los grados OCTG de API 5CT, explica por qué el límite de dureza API y el límite NACE no son el mismo número para todos los grados, y proporciona un marco de decisión para seleccionar el grado correcto en el rango de presiones parciales de H₂S en la producción de petróleo y gas. ZC Steel Pipe suministra L80, C90, T95 y C110 a operadores en África Occidental, Medio Oriente y el Sudeste Asiático — y las trampas de compras descritas aquí provienen de órdenes de compra que hemos revisado, no de leer la norma.
Lo que vemos en los pedidos: Una situación recurrente: el tubo T95 llega al sitio del pozo, las pruebas de dureza en la planta registran valores en el rango de 23–24 HRC, y se despacha con un MTC completamente conforme con API 5CT. Todo parece correcto. Luego el representante de la compañía solicita el certificado de cumplimiento NACE MR0175, y el problema se hace visible — NACE MR0175/ISO 15156-2 exige un máximo de 22.0 HRC para T95, no 25.4 HRC. El tubo con 24.0 HRC pasa la inspección de recepción API 5CT (límite 25.4 HRC) pero no es conforme para servicio ácido. El pedido debe reemplazarse. El tubo de reemplazo urgente bajo presión de espera del equipo de perforación cuesta significativamente más por tonelada que especificar correctamente en la orden de compra original. La diferencia de 3.4 HRC entre el límite API y el límite NACE para T95 es real, y atrapa a los equipos que especifican el grado sin indicar explícitamente el techo de dureza NACE.
¿Qué Hace que un Pozo sea "Ácido"? — El Umbral NACE
NACE MR0175/ISO 15156 Parte 1 define servicio ácido como cualquier sistema en que la presión parcial de H₂S en fase gaseosa supera 0.0003 MPa (0.05 psia). Este umbral es intencionalmente conservador — a las presiones de fondo comunes en pozos profundos o HPHT, concentraciones traza de H₂S que parecen insignificantes en un informe de análisis de gas pueden superarlo fácilmente.
A 10,000 psi (69 MPa) de presión de fondo, 50 ppm de H₂S en el gas producido generan una presión parcial de H₂S de aproximadamente 0.5 psia — diez veces el límite NACE. Un pozo con 5 ppm de H₂S a 10,000 psi aún supera el umbral. Para sistemas dominados por líquidos, la Parte 1 añade criterios basados en el pH in situ y la concentración de H₂S disuelto; estas condiciones pueden activar los requisitos de servicio ácido incluso cuando las presiones parciales en fase gaseosa estén por debajo de 0.05 psia.
La regla operacional es directa: si el pozo contiene H₂S medible y opera a presión significativa, diseñar para servicio ácido. El costo de actualizar a un grado calificado por NACE es pequeño en comparación con las consecuencias de una falla por SSC.
Mecanismo SSC — Por Qué Importa la Dureza
La fisuración por tensión de sulfuro ocurre mediante un mecanismo de fragilización por hidrógeno. El H₂S en el agua producida se disocia para formar iones H⁺ y HS⁻. Estos iones reaccionan en la superficie del acero, generando hidrógeno atómico. El hidrógeno molecular no puede penetrar la red del acero — el hidrógeno atómico sí puede. Difunde hacia el interior y se acumula en los límites de grano, las inclusiones y cualquier zona de concentración de tensión elevada en la microestructura.
Bajo tensión aplicada o residual, la fractura frágil se inicia en los sitios enriquecidos con hidrógeno. La característica definitoria del SSC es que la fractura ocurre a niveles de tensión muy por debajo del límite elástico del material — a veces por debajo del 50% del límite elástico. No hay deformación plástica, ni estrangulamiento visible, ni advertencia previa. El tubo funciona normalmente bajo prueba hidrostática y luego se fractura en servicio.
La dureza es el indicador de ingeniería de la susceptibilidad al SSC porque se correlaciona directamente con la resistencia a la tracción y con la densidad de sitios microestructurales de alta energía donde puede acumularse hidrógeno. Una carga de tubería T95 con mayor dureza es más susceptible al SSC que una carga de menor dureza del mismo grado nominal — y NACE MR0175/ISO 15156-2 refleja esto estableciendo límites máximos de dureza que son menores, en algunos casos significativamente menores, que los límites de producción de API 5CT.
Para la tabla completa de grados con datos de tracción, dureza y química, consulte las tablas de especificación API 5CT →
El SSC es una falla del sistema, no un defecto del material. El mismo tubo T95 a 24 HRC funciona perfectamente en un pozo dulce — dentro de especificación, plena capacidad de reventón y colapso, sin problemas de corrosión. En un ambiente con H₂S, ese tubo puede fracturarse. El material no cambió; cambió el ambiente. Por eso el cumplimiento de NACE MR0175 debe especificarse antes de colocar el pedido, no después de que el tubo llegue al sitio del pozo. Una planta que despacha T95 a 24 HRC no está despachando tubo defectuoso — está despachando tubo conforme con API 5CT. La brecha de especificación está en la orden de compra, no en el producto.
Grados Aprobados y Sus Límites de Dureza
API 5CT 11.ª edición designa cuatro grados del Grupo 2 y 3 como calificados para servicio ácido: L80 Type 1, C90, T95 Type 1 y C110. Los grados de baja resistencia H40, J55 y K55 también están permitidos bajo NACE MR0175/ISO 15156-2 con la verificación de dureza apropiada — su bajo límite elástico inherente los hace menos susceptibles al SSC.
La tabla a continuación muestra, para cada grado aprobado por NACE, el límite de dureza API 5CT, el límite de dureza NACE MR0175/ISO 15156-2, y si existe una diferencia entre ellos. Cada número en esta tabla está verificado contra api-5ct-spec.json (API 5CT, 11.ª edición).
| Grado | Límite Elástico Mín. (MPa / ksi) | Límite Elástico Máx. (MPa / ksi) | API Máx. HRC | NACE Máx. HRC | Diferencia | ¿Aprobado Ácido? |
|---|---|---|---|---|---|---|
| L80 Type 1 | 552 / 80 | 655 / 95 | 23.0 | 23.0 | Ninguna | Sí |
| C90 | 621 / 90 | 724 / 105 | 25.4 | 25.4 | Ninguna | Sí |
| T95 Type 1 | 655 / 95 | 758 / 110 | 25.4 | 22.0 | 3.4 HRC | Sí — con límite NACE |
| C110 | 758 / 110 | 828 / 120 | 29.0 | 29.0 | Ninguna | Sí |
Tres grados no tienen diferencia entre sus límites de dureza API y NACE — L80 Type 1, C90 y C110. Para estos grados, el tubo que pasa la inspección de dureza API 5CT cumple automáticamente el requisito de dureza NACE. T95 es la excepción: el límite API es 25.4 HRC pero NACE MR0175/ISO 15156-2 exige no más de 22.0 HRC. Esa ventana de 3.4 HRC es donde ocurren los errores de compras en servicio ácido.
Los requisitos de química para los grados de servicio ácido son también más estrictos que para los grados de servicio general. C90 y T95 tienen S_max 0.010% y P_max 0.020%. C110 tiene el límite de azufre más estricto de toda la lista de grados API 5CT: S_max 0.005%. Estos límites reflejan el papel de las inclusiones de sulfuro como sitios de retención de hidrógeno — menos azufre significa menos inclusiones y menor susceptibilidad al SSC a un nivel de dureza dado.
Para seleccionar un grado según las condiciones de su pozo, use el Selector de Grado de Tubo →
La Trampa de Dureza del T95 — Ejemplo Práctico
El ejemplo práctico a continuación muestra exactamente por qué la diferencia de dureza del T95 importa en la práctica.
Un envío de revestimiento T95 de 7" se fabrica según API 5CT 11.ª edición, PSL-2. Las pruebas de dureza en planta registran los siguientes resultados en la colada: 22.4 HRC, 23.1 HRC, 24.0 HRC, 23.7 HRC. Todas las lecturas están en o por debajo de 25.4 HRC — el límite API 5CT para T95. Se emite el MTC. El tubo se despacha. La inspección de recepción API 5CT en el sitio del pozo confirma las lecturas y acepta el lote.
Luego se realiza la verificación de cumplimiento para servicio ácido: ¿cumple este tubo NACE MR0175/ISO 15156-2?
Para la lectura de 24.0 HRC:
- 24.0 HRC vs. límite API 5CT de 25.4 HRC: aprobado (24.0 < 25.4)
- 24.0 HRC vs. límite NACE MR0175 de 22.0 HRC: rechazado (24.0 > 22.0)
El tubo a 24.0 HRC es conforme con API y no conforme con NACE simultáneamente. Cualquier lectura superior a 22.0 HRC — la lectura de 23.1 HRC, la de 23.7 HRC y la de 24.0 HRC — no cumple el requisito NACE. Tres de las cuatro lecturas en este ejemplo fallan. La planta no tuvo falla: despachó tubo que cumple la especificación que se le dio. La OC no especificó el límite de dureza NACE. El lote completo requiere ahora rechazo, documentación adicional para establecer trazabilidad de juntas individuales, o reemplazo.
El lenguaje correcto de la OC para T95 en un pozo ácido:
"T95 Type 1, API Specification 5CT 11th Edition, PSL-2, dureza máxima 22.0 HRC según NACE MR0175/ISO 15156-2. La dureza debe verificarse tanto en el cuerpo del tubo como en los extremos recalcados. Las lecturas individuales de dureza deben figurar en el informe de prueba de planta. La planta debe proporcionar una carta de cumplimiento NACE MR0175/ISO 15156-2 para cada colada."
Grados NO Aprobados para Servicio Ácido
Los siguientes grados no figuran en la Tabla B.1 de NACE MR0175/ISO 15156-2 y no deben usarse en pozos con H₂S bajo ninguna circunstancia.
N80 (Type 1 y N80Q): N80 no tiene límite de dureza bajo API 5CT — el JSON muestra max_hardness_hrc: null. Sin límite de dureza no hay control de SSC. N80 es un grado de servicio general que casualmente se encuentra en el mismo rango de límite elástico que L80; los dos grados no son intercambiables en pozos ácidos. La comparación N80 vs L80 cubre esta distinción en detalle.
P110: El límite elástico mínimo de 758 MPa (110 ksi) de P110, combinado con su microestructura sin restricciones y sin límite de dureza (API 5CT no tiene límite HRC para P110), lo hace intrínsecamente inadecuado para ambientes con H₂S. Ningún protocolo de tratamiento térmico califica a P110 para servicio ácido. Los equipos que necesitan 110 ksi de límite elástico en un pozo ácido deben especificar C110, no P110. C110 y P110 comparten el mismo piso de límite elástico mínimo — 758 MPa / 110 ksi — pero C110 está diseñado y probado para servicio ácido, con límite de dureza de 29.0 HRC y S_max 0.005%.
Q125: Q125 no está aprobado para servicio ácido. Su límite elástico mínimo de 862 MPa (125 ksi) lo sitúa muy por encima del rango de dureza que NACE MR0175/ISO 15156-2 califica para aceros al carbono y de baja aleación.
Todos los subtipos L80 con cromo — L80-3Cr, L80-9Cr, L80-13Cr: Estos grados comparten la ventana de propiedades mecánicas del L80 e incluso el mismo límite de dureza de 23 HRC, pero son grados de corrosión por CO₂, no grados de servicio ácido. El contenido de cromo en estas aleaciones proporciona resistencia electroquímica al ataque de CO₂ en pozos dulces. No proporciona resistencia a la fisuración por tensión de sulfuro con H₂S. Los tres subtipos están clasificados como sour_service: false en API 5CT, y ninguno figura en la Tabla B.1 de NACE MR0175/ISO 15156-2.
Especificar L80-13Cr para un pozo ácido es una selección de material no conforme — y es una selección que hemos visto en órdenes de compra de equipos de adquisiciones que confundieron la resistencia al CO₂ con la resistencia al H₂S. Los dos mecanismos de corrosión son completamente diferentes. Para pozos con CO₂ y H₂S en el fluido producido, el enfoque correcto es especificar L80 Type 1 con verificación de dureza NACE para la resistencia al H₂S, o escalar a Super 13Cr o una aleación CRA dúplex donde ambos mecanismos deben abordarse simultáneamente.
Selección de Grado por Presión Parcial de H₂S
Ningún grado único se adapta a todas las condiciones de servicio ácido. La selección depende de la presión parcial de H₂S, la resistencia de revestimiento requerida para el diseño del pozo, y la profundidad y temperatura del pozo. El marco a continuación es un punto de partida; el diseño específico del pozo es el que rige.
| Presión Parcial H₂S | Grado Recomendado | Consideración Clave |
|---|---|---|
| < 0.05 psia (0.0003 MPa) | Cualquier grado API 5CT | Por debajo del umbral NACE MR0175 — aplica selección estándar |
| 0.05–1.5 psia | L80 Type 1 (80 ksi) | Grado principal de servicio ácido; límite de 23 HRC alineado entre API y NACE |
| 0.05–1.5 psia (mayor resistencia requerida) | T95 Type 1 con límite NACE de 22.0 HRC | Mayor límite elástico para sartas más profundas; se debe especificar el límite NACE explícitamente en la OC |
| 1.5–10 psia | C90 o T95 Type 1 con límite NACE | Ambos calificados; C90 proporciona paso de límite elástico intermedio a 90 ksi |
| > 10 psia (ácido severo) | C110 | Grado de acero al carbono más alto aprobado por NACE; S_max 0.005% aborda el control de inclusiones |
| CO₂ + H₂S combinados | L80 Type 1 (H₂S leve) o aleación CRA | L80-13Cr NO es aceptable en ningún ambiente con H₂S; escalar a Super 13Cr o dúplex |
La temperatura importa. La severidad del SSC aumenta a medida que disminuye la temperatura — el mismo tubo en el mismo ambiente con H₂S es más susceptible a 20°C en la cabeza del pozo que a 80°C en el fondo. NACE MR0175/ISO 15156-2 incluye restricciones dependientes de la temperatura para algunas aplicaciones; revisar estas contra el perfil de temperatura del pozo, no solo las condiciones del yacimiento.
Trampa de Compras y Lenguaje Correcto para la OC
La trampa de compras para OCTG en servicio ácido no es complicada, pero es consistente: la orden de compra especifica el grado API sin especificar el límite de dureza NACE. La planta despacha tubo completamente conforme con API. El tubo falla la calificación NACE MR0175 al llegar.
Lenguaje incorrecto de OC:
"T95 API 5CT 11th Edition, PSL-2"
Lo que esto produce: tubo T95 fabricado según API 5CT, con dureza en cualquier punto de por debajo de 22 HRC hasta 25.4 HRC. Todo es conforme con API. Nada del tubo por encima de 22 HRC es conforme con NACE para servicio ácido.
Lenguaje correcto de OC para servicio ácido con T95:
"T95 Type 1, API Specification 5CT 11th Edition, PSL-2, dureza máxima 22.0 HRC según NACE MR0175/ISO 15156-2. Las pruebas de dureza deben realizarse en el cuerpo del tubo y en ambos extremos recalcados. Los resultados individuales de prueba deben figurar en el MTC por número de colada. La planta debe proporcionar carta de cumplimiento NACE MR0175/ISO 15156-2."
Para otros grados, el lenguaje del límite NACE es más simple porque los límites API y NACE están alineados:
- L80 Type 1: Añadir "NACE MR0175/ISO 15156-2 calificado, dureza máxima 23.0 HRC" — consistente con el límite API, pero indicarlo explícitamente crea un rastro documental.
- C90: "NACE MR0175/ISO 15156-2 calificado, dureza máxima 25.4 HRC" — alineado con el límite API.
- C110: "NACE MR0175/ISO 15156-2 calificado, dureza máxima 29.0 HRC, S_max 0.005%" — el límite de azufre es la especificación química crítica.
Cada pedido de servicio ácido debe también indicar: tratamiento térmico de temple y revenido (obligatorio para todos los grados ácidos del Grupo 2 y 3), límites de química de azufre y fósforo por análisis de colada, y MTC 3.2 según EN 10204 (presenciado por tercero) para proyectos donde el incumplimiento NACE retrasaría las operaciones del pozo. En proyectos de aguas profundas de África Occidental y pozos de gas de Oriente Medio, tratamos el MTC 3.2 como estándar para todo revestimiento de servicio ácido.
Suministro — Documentación de Certificación NACE
Cuando suministramos OCTG para servicio ácido, el paquete de documentación de cada colada incluye el informe de prueba de planta con lecturas individuales de dureza en cuerpo y extremos, el registro de tratamiento térmico (tiempo, temperatura, método de temple), el análisis de colada y análisis de producto mostrando S y P dentro de los límites del grado, y una carta de cumplimiento NACE MR0175/ISO 15156-2 emitida por la planta identificando el número de colada y confirmando que cumple los requisitos de calificación de la Tabla B.1.
Para aplicaciones de servicio ácido severo (presión parcial de H₂S superior a 3 psia), podemos gestionar pruebas SSC según NACE TM0177 y pruebas HIC según NACE TM0284 por un laboratorio acreditado de terceros. Estas pruebas no son requeridas por API 5CT o NACE MR0175 para la calificación estándar, pero los operadores en aguas profundas y proyectos HPHT las solicitan cada vez más como garantía suplementaria. Solicitar estas pruebas al colocar el pedido — añaden tiempo de entrega.
Una cuerda ácida documentada según NACE que enviamos: Para un pozo nigeriano con alta presión y H₂S, suministramos 577 juntas de S-95, 11¾″ 65 ppf, con nuestra conexión hermética al gas ZC-2. El S-95 se sitúa entre el L-80 y el P-110 pero, a diferencia del P-110, debe cumplir los límites de dureza SR16 / NACE MR0175 para servicio ácido — ese envío salió con los resultados de dureza y una carta de cumplimiento NACE MR0175 en el paquete de colada. En cambio, cuando enviamos revestimiento L80-13Cr a África es un suministro de resistencia a la corrosión por CO₂ para servicio dulce, no un grado ácido — la misma distinción que este artículo sigue trazando. Vea más en nuestros registros de proyectos.
El límite de dureza es el parámetro de control, pero no es el único. Un pedido de servicio ácido sin documentación NACE explícita es un pedido que no puede verificarse en el sitio del pozo. Cuando el representante de la compañía solicita la carta de cumplimiento NACE y no está en el paquete de documentación, las opciones son: enviar tubo de reemplazo urgente o aceptar material no verificado. Ninguna es aceptable cuando hay H₂S presente.
Para la especificación completa del grado L80 para servicio ácido, consulte API 5CT L80 Casing Pipe — Guía de Servicio Ácido →
Para las especificaciones detalladas de T95 en servicio ácido, consulte API 5CT T95 Casing Pipe — Guía de Servicio Ácido →
Para las especificaciones de alta resistencia C110 en servicio ácido, consulte API 5CT C110 Casing Pipe →
Preguntas Frecuentes
¿Qué grados API 5CT están aprobados para servicio ácido bajo NACE MR0175?
NACE MR0175/ISO 15156-2 aprueba los siguientes grados API 5CT para servicio ácido: H40, J55, K55 (con límites de dureza), L80 Type 1 (máx. 23 HRC según API 5CT y NACE MR0175), C90 (máx. 25.4 HRC — mismo límite en ambos, sin diferencia), T95 Type 1 (máx. 25.4 HRC según API 5CT pero NACE MR0175 exige 22.0 HRC — diferencia de 3.4 HRC), y C110 (máx. 29.0 HRC según API 5CT y NACE MR0175). Los subtipos con cromo L80-3Cr, L80-9Cr y L80-13Cr son grados de resistencia a CO₂ y NO están aprobados para servicio ácido. N80, P110 y Q125 tampoco están aprobados. El límite de dureza es el parámetro de cumplimiento crítico — un tubo que pasa la inspección API 5CT puede no cumplir NACE MR0175.
¿Qué es la fisuración por tensión de sulfuro y por qué importa en OCTG?
La fisuración por tensión de sulfuro (SSC) es una forma de fragilización por hidrógeno que ocurre cuando el acero de alta resistencia se expone a H₂S en presencia de agua. El H₂S en solución produce hidrógeno atómico que difunde en la red del acero y provoca fractura frágil a niveles de tensión muy por debajo del límite elástico. El riesgo de SSC aumenta con mayor dureza, mayor presión parcial de H₂S, menor temperatura y mayor tensión. Por eso NACE MR0175 impone límites de dureza — la dureza es un indicador de susceptibilidad al SSC.
¿Qué presión parcial de H₂S activa los requisitos de NACE MR0175?
NACE MR0175/ISO 15156 define servicio ácido como cualquier sistema donde la presión parcial de H₂S en fase gaseosa supera 0.0003 MPa (0.05 psia). Este umbral es muy conservador — incluso concentraciones traza de H₂S en pozos de alta presión pueden superarlo. Para sistemas de fase líquida se aplican criterios adicionales basados en el pH in situ y el contenido de H₂S disuelto. Ante la duda, tratar el pozo como ácido y especificar en consecuencia.
¿Cuál es la diferencia de dureza entre API 5CT y NACE MR0175 para T95?
API 5CT especifica una dureza máxima de 25.4 HRC para T95. NACE MR0175/ISO 15156-2 impone un límite más estricto de 22.0 HRC para T95 en servicio ácido. Esta diferencia de 3.4 HRC significa que un tubo que pasa la inspección de dureza API 5CT puede no cumplir NACE MR0175 — exactamente lo que ocurre cuando la orden de compra solo especifica 'T95 API 5CT' sin requerir el límite NACE de 22.0 HRC. C90 y C110 no tienen esta diferencia: para C90, los límites de dureza API y NACE son idénticos (25.4 HRC). Para C110, ambos son 29.0 HRC.
¿Es L80-13Cr adecuado para servicio con H₂S?
No. L80-13Cr es un grado de resistencia a CO₂, no un grado para servicio ácido. Su contenido de 13% de cromo proporciona resistencia electroquímica a la corrosión por CO₂ en pozos dulces, NO resistencia al SSC por H₂S. L80-13Cr no figura en NACE MR0175/ISO 15156-2 como aprobado para servicio con H₂S. Especificar L80-13Cr para un pozo ácido es una selección de material no conforme. Para pozos con CO₂ y H₂S, lo correcto es especificar L80 Type 1 (con verificación de dureza NACE) para la resistencia al H₂S, o escalar a Super 13Cr o una aleación CRA para servicio combinado CO₂/H₂S. Lo mismo aplica a L80-3Cr y L80-9Cr — todos los subtipos con cromo son solo grados CO₂.
¿Puede usarse P110 con tratamiento térmico especial para servicio ácido?
No. P110 no figura en la Tabla B.1 de NACE MR0175/ISO 15156-2 para servicio ácido independientemente del tratamiento térmico o la dureza. La alta resistencia de P110 (mínimo 110 ksi) combinada con su microestructura lo hace intrínsecamente inadecuado para ambientes con H₂S. Ningún tratamiento térmico especial califica a P110 para servicio ácido. Si se requiere un límite elástico de 110 ksi en un pozo ácido, C110 es el grado correcto — está expresamente listado en NACE MR0175 con dureza máxima de 29.0 HRC.