Los ingenieros de EPC que solicitan OCTG para un nuevo programa de pozos enfrentan un problema inmediato: la Especificación API 5CT, 11.ª edición, define 15 grados en cuatro grupos, y varios de ellos comparten rangos de resistencia a la fluencia idénticos mientras difieren considerablemente en tratamiento térmico, límites de dureza y aptitud para ambientes corrosivos. Seleccionar N80 en lugar de L80-1 para un pozo con incluso una exposición leve a H2S puede causar una falla por agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC) en pocos meses. Elegir P110 donde se requiere C110 expone al operador al mismo riesgo con un mayor costo de pozo.
Esta guía ubica cada grado API 5CT en una escala única — nivel de resistencia, clase de tratamiento térmico, dureza máxima, clasificación de servicio y código de color — para que los equipos de ingeniería y compras puedan pasar de la clasificación del pozo a la especificación de la orden de compra sin ambigüedades.
ZC Steel Pipe suministra tubería de revestimiento y producción sin costura en todos los grados de alto valor comercialmente significativos, desde N80Q y L80-1 hasta T95, C110, P110 y Q125, con informes de pruebas de materiales (MTR) completos e inspección de terceros disponibles a solicitud.
Al revisar más de 20 consultas de OCTG provenientes de África subsahariana y Oriente Medio, aproximadamente el 60% especifica el grado como "N80" sin designación de subgrado. Cuando el fabricante entrega producto N80-1 normalizado para un pozo de servicio ácido, ninguna alarma suena en la recepción de materiales — el código de color (una banda roja) corresponde tanto a N80-1 como al L80-1 esperado (una banda roja + una banda marrón) si alguien cuenta las bandas incorrectamente con poca luz. El informe de prueba de materiales dice "N80-1" — conforme con la orden de compra. La clasificación del pozo nunca se reconcilió con la especificación de la sarta de tubería.
Cómo Organiza API 5CT los Grados OCTG
API 5CT agrupa sus 15 grados en cuatro categorías definidas por la clase de fluencia y la clase de tratamiento térmico.
Grupo 1 cubre los grados de servicio general desde H40 hasta R95. Estos grados no tienen techo de dureza obligatorio y no están destinados al servicio con H2S. Los requisitos de tratamiento térmico van desde ninguno (H40) hasta templado y revenido obligatorio (R95).
Grupo 2 cubre los grados de fluencia controlada con límites de dureza obligatorios. L80-1, C90 y T95 son grados de servicio ácido que cumplen los umbrales de dureza de NACE MR0175 / ISO 15156. L80-3Cr, L80-9Cr y L80-13Cr comparten las propiedades mecánicas de L80 pero añaden contenido de cromo para resistencia a la corrosión por CO2 en ambientes dulces con alto CO2 — no están calificados para servicio ácido.
Grupo 3 contiene C110 y P110. Ambos tienen una fluencia mínima de 110 ksi. C110 tiene un máximo de 29,0 HRC para servicio ácido; P110 no tiene límite de dureza y está restringido al servicio general (dulce).
Grupo 4 contiene únicamente Q125, el grado de mayor resistencia del estándar con una fluencia mínima de 125 ksi, utilizado exclusivamente en pozos HPHT ultraprofundos.
Clasificación de Servicio
Los grados API 5CT se dividen en tres categorías de servicio:
- Servicio general — pozos dulces sin restricciones de H2S (H40, J55, K55, N80-1, N80Q, R95, P110, Q125)
- Servicio ácido — pozos donde la presión parcial de H2S genera riesgo de SSC según NACE MR0175 / ISO 15156 (L80-1, C90, T95, C110)
- Corrosión por CO2 — pozos dulces con presión parcial significativa de CO2 que requieren aleación de cromo (L80-3Cr, L80-9Cr, L80-13Cr)
Sistema de Identificación por Código de Color
API 5CT exige el marcado con bandas de color en los extremos de la tubería para permitir la identificación visual del grado en el sitio del pozo. El código de color es operacionalmente importante: una sola banda roja (N80-1) y una banda rojo más marrón (L80-1) son fáciles de confundir bajo la iluminación de campo, pero sustituir N80 por L80 en un pozo ácido es un error crítico para la seguridad.
| Grado | Código de Color |
|---|---|
| H40 | Sin banda o banda negra |
| J55 | Una banda verde brillante |
| K55 | Dos bandas verdes brillantes |
| N80-1 | Una banda roja |
| N80Q | Una banda roja + una banda verde brillante |
| R95 | Una banda marrón |
| L80-1 | Una banda roja + una banda marrón |
| C90 | Una banda morada |
| T95 | Una banda plateada |
| C110 | Una banda blanca + dos bandas marrones |
| P110 | Una banda blanca |
| Q125 | Una banda naranja |
La Escala de Grados API 5CT
La tabla siguiente cubre los 12 grados principales (los grados L80 variantes de CO2 se omiten por claridad; ver la sección del Grupo 2 a continuación). Todos los valores provienen de la Especificación API 5CT, 11.ª edición.
| Grado | Grupo | Fluencia Mín. MPa (ksi) | Fluencia Máx. MPa (ksi) | Tracción Mín. MPa (ksi) | HRC Máx. | Tratamiento Térmico | Servicio |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| H40 | 1 | 276 (40) | 552 (80) | 414 (60) | — | — | General |
| J55 | 1 | 379 (55) | 552 (80) | 517 (75) | — | — | General |
| K55 | 1 | 379 (55) | 552 (80) | 655 (95) | — | — | General |
| N80-1 | 1 | 552 (80) | 758 (110) | 689 (100) | — | N o Q+T | General |
| N80Q | 1 | 552 (80) | 758 (110) | 689 (100) | — | Solo Q+T | General |
| R95 | 1 | 655 (95) | 758 (110) | 724 (105) | — | Q+T | General |
| L80-1 | 2 | 552 (80) | 655 (95) | 655 (95) | 23,0 | Q+T | Ácido |
| C90 | 2 | 621 (90) | 724 (105) | 689 (100) | 25,4 | Q+T | Ácido |
| T95 | 2 | 655 (95) | 758 (110) | 724 (105) | 25,4 | Q+T | Ácido |
| C110 | 3 | 758 (110) | 828 (120) | 793 (115) | 29,0 | Q+T | Ácido |
| P110 | 3 | 758 (110) | 965 (140) | 862 (125) | — | Q+T | General |
| Q125 | 4 | 862 (125) | 1034 (150) | 931 (135) | — | Q+T | General |
Para la escala de grados completa con límites de tracción, dureza y composición química, consulte las tablas de especificación API 5CT →
Para hacer coincidir un grado con las condiciones de su pozo, utilice el Selector de Grado de Tubería →
N80-1 y L80-1 comparten una fluencia mínima idéntica de 552 MPa (80 ksi) — parecen equivalentes en la escala de resistencia. La diferencia de ingeniería está en el techo de fluencia: N80-1 llega a 758 MPa (110 ksi) máximo sin límite de dureza, mientras que L80-1 está limitado a 655 MPa (95 ksi) y 23,0 HRC. Ese techo de 95 ksi existe precisamente porque una ventana de fluencia más estrecha obliga al fabricante a revenir más, manteniendo la dureza por debajo de 23,0 HRC. Especificar N80 donde se requiere L80 no solo viola NACE — le da al fabricante permiso para entregar producto a 108 ksi de fluencia y 28 HRC, valores que producirán SSC en pocas semanas en servicio con H₂S.
Implicaciones de la Ventana de Fluencia para el Estallido: Por Qué Importa el Límite de Dureza
El techo de fluencia no es una distinción académica. Para tubería de revestimiento de 7 pulgadas a 26 lb/ft (OD = 177,8 mm / 7,0 in, espesor de pared t = 9,19 mm / 0,362 in), aplicando la fórmula de estallido Barlow de API con el factor de reducción de 0,875 se muestra el rango de presión que abarca la ventana de fluencia:
Fórmula de estallido Barlow: P = 0,875 × (2 × SMYS × t) / OD
| Punto de Fluencia | SMYS | Presión de Estallido Calculada |
|---|---|---|
| Fluencia mínima N80 / L80 | 552 MPa (80 ksi) | 0,875 × (2 × 80 × 0,362 / 7,0) = 7.240 psi (49,9 MPa) |
| Fluencia máxima L80-1 (con límite) | 655 MPa (95 ksi) | 0,875 × (2 × 95 × 0,362 / 7,0) = 8.597 psi (59,3 MPa) |
| Fluencia máxima N80-1 (sin límite) | 758 MPa (110 ksi) | 0,875 × (2 × 110 × 0,362 / 7,0) = 9.952 psi (68,6 MPa) |
La variación desde la fluencia mínima de N80 hasta la fluencia máxima de N80 es de 2.712 psi — un aumento del 37% en la capacidad de estallido bajo la misma designación de grado. Esa es la incertidumbre de diseño que acepta un ingeniero al pedir "N80" sin fijar un techo de dureza. El límite de 95 ksi de fluencia de L80-1 comprime esa ventana a 1.357 psi. Esta ventana más estrecha no es una limitación — es el mecanismo mediante el cual API 5CT impone el techo de dureza que exige NACE MR0175 / ISO 15156 para el servicio ácido.
En la práctica: un equipo de compras que pide "N80" para una sarta de producción en servicio ácido de 7 pulgadas a 26 lb/ft puede recibir tubería que estalla a 9.952 psi pero se agrieta en la raíz de la primera rosca antes de que el pozo alcance la presión de operación en H₂S.
Grupo 1 — Grados de Servicio General (H40 a R95)
H40
H40 es el grado API 5CT de menor resistencia, con una fluencia mínima de 276 MPa (40 ksi) y sin requisito de tratamiento térmico. Se utiliza para tubería de revestimiento superficial en pozos poco profundos y de baja presión, y como tubería conductora donde la carga estructural — no el estallido o el colapso — rige el diseño. La disponibilidad de H40 es limitada en comparación con J55; algunos operadores especifican J55 como mínimo para todas las sartas.
J55 y K55
J55 y K55 comparten un rango de fluencia idéntico — de 379 a 552 MPa (55 a 80 ksi) — lo que los hace parecer equivalentes a primera vista. La diferencia está en la resistencia a la tracción: J55 requiere un mínimo de 517 MPa (75 ksi), mientras que K55 requiere 655 MPa (95 ksi). En la práctica, K55 se usa principalmente para tubería de revestimiento porque el mayor mínimo de tracción ofrece mayor resistencia a las cargas de instalación y las fuerzas de apriete de las uniones. J55 es el grado de tubería de producción dominante para pozos dulces poco profundos en África y el Sudeste Asiático por su amplia disponibilidad y bajo costo.
Ninguno de los dos grados requiere tratamiento térmico, lo que contribuye a su menor costo y plazos de entrega más cortos. Ambos son solo de servicio general sin límite de dureza.
N80-1 y N80Q
N80 representa el primer salto significativo en la escala de grados con una fluencia mínima de 552 MPa (80 ksi). Los dos subgrados difieren únicamente en el tratamiento térmico:
N80-1 permite normalización, normalización y revenido, o templado y revenido. La flexibilidad en el tratamiento térmico hace que N80-1 sea más fácil de obtener de una mayor variedad de fabricantes, pero produce más variabilidad en la microestructura y las propiedades mecánicas entre coladas.
N80Q exige exclusivamente templado y revenido. La microestructura Q+T proporciona un grano más fino, una distribución de dureza más uniforme y mejor resistencia a la fatiga y la carga por impacto. Los pozos con trayectorias desviadas moderadas o donde es crítico un ensayo de paso API consistente deberían preferir N80Q.
Ambos subgrados son de servicio general sin límite de dureza. Para pozos en cualquier ambiente con H2S, incluso concentraciones traza, ningún grado N80 es apropiado — L80-1 a resistencia de fluencia equivalente es la elección correcta.
R95
R95 se sitúa entre N80Q y L80/T95 con una fluencia mínima de 655 MPa (95 ksi). Es un grado de servicio general templado y revenido utilizado para pozos de profundidad media donde N80 es insuficiente y no existe servicio ácido ni por CO2. R95 puede ser una alternativa intermedia rentable cuando la profundidad y la presión del pozo requieren más que N80, pero la formación es completamente dulce, lo que permite al operador evitar la complejidad de adquisición y los plazos asociados a los grados de servicio ácido.
Grupo 2 — Grados de Servicio Ácido de Fluencia Controlada (L80, C90, T95)
Los grados de servicio ácido del Grupo 2 (L80-1, C90, T95) están definidos tanto por sus límites máximos como por su resistencia mínima. El agrietamiento por tensión de sulfuro ocurre cuando el acero de alta resistencia bajo tensión de tracción queda expuesto a H2S — el acero más duro es más susceptible porque la mayor densidad de dislocaciones proporciona sitios para la difusión de hidrógeno. NACE MR0175 / ISO 15156 controla el riesgo de SSC fijando una dureza máxima del acero. API 5CT traduce esto en límites HRC obligatorios para cada grado de servicio ácido.
L80-1
L80-1 tiene una fluencia mínima de 552 MPa (80 ksi), una fluencia máxima de 655 MPa (95 ksi) y una dureza máxima de 23,0 HRC. La estrecha ventana de fluencia (95 ksi máx. frente a 110 ksi máx. para N80) es intencional: una gama de fluencia más amplia permitiría que parte de la producción superara el umbral NACE. L80-1 es el grado de servicio ácido de entrada y el sustituto correcto dondequiera que se usaría N80 en pozos con exposición a H2S. También es el grado del Grupo 2 más fácilmente disponible en la mayoría de los fabricantes de OCTG.
C90
C90 cubre el intervalo de fluencia entre L80 y T95 a 621–724 MPa (90–105 ksi) con una dureza máxima de 25,4 HRC. Se almacena con menos frecuencia que L80-1 o T95 y puede requerir plazos de entrega de pedido a fábrica. C90 es apropiado para pozos ácidos intermedios donde la resistencia a la fluencia de L80-1 es insuficiente pero los parámetros del pozo aún no exigen T95.
T95
T95 tiene una fluencia mínima de 655 MPa (95 ksi) y el mismo techo de dureza de 25,4 HRC que C90. Ofrece mayor resistencia que L80 para ambientes ácidos más exigentes — pozos más profundos o con mayores presiones parciales de H2S donde las cargas de colapso y estallido superan lo que L80 puede soportar. T95 requiere un control de calidad más estricto en el fabricante y lleva plazos de entrega más largos que L80-1 en la mayoría de los mercados.
Variantes para Corrosión por CO2: L80-3Cr, L80-9Cr, L80-13Cr
Estos tres grados comparten los límites de propiedades mecánicas de L80-1 pero añaden aleación de cromo (3%, 9% y 13% respectivamente) para la resistencia por película pasiva a la corrosión por CO2 en pozos de condensado de gas dulce. No son grados de servicio ácido — sus límites de dureza son iguales a los de L80-1, pero la calificación NACE MR0175 / ISO 15156 no es el factor de diseño determinante. L80-13Cr es el más ampliamente especificado para sartas de tubería de producción en campos de gas con alta presión parcial de CO2 y bajo H2S. Dado que CO2 y H2S frecuentemente coexisten en los fluidos producidos, el ingeniero debe confirmar si el mecanismo de corrosión dominante es CO2 o H2S antes de especificar un grado con cromo.
Grupos 3 y 4 — Grados HPHT de Alta Resistencia (C110, P110, Q125)
P110
P110 es el grado de uso general para pozos HPHT profundos, con una fluencia mínima de 758 MPa (110 ksi) y un amplio techo de fluencia máxima de 965 MPa (140 ksi). La amplia ventana de fluencia da flexibilidad a los fabricantes en la producción, lo que contribuye a la amplia disponibilidad de P110 y su precio competitivo en comparación con otros grados de alta resistencia. El tratamiento térmico obligatorio es templado y revenido.
P110 no tiene límite de dureza y no es un grado de servicio ácido según API 5CT. A pesar de su prevalencia en pozos profundos — incluidos muchos pozos en Oriente Medio, África Occidental y el Golfo de México — no puede usarse donde haya presencia de H2S. Los operadores que intentan calificar P110 para servicio con H2S citando bajas presiones parciales de H2S deben seguir cumpliendo con NACE MR0175 / ISO 15156, que no contempla exenciones para P110.
C110
C110 es el grado de alta resistencia para servicio ácido: una fluencia mínima de 758 MPa (110 ksi) con una dureza máxima de 29,0 HRC. Ocupa un nicho reducido — pozos que son suficientemente profundos para requerir la resistencia clase P110 y suficientemente corrosivos para requerir calificación de servicio ácido. Esta combinación es exigente de producir. C110 requiere un control de composición química más estricto, verificación de dureza post-Q+T en cada junta de tubería, y pruebas SSC suplementarias. Los plazos de entrega son típicamente más largos que P110 y la disponibilidad en inventario se limita a un pequeño número de fabricantes a nivel mundial.
Los equipos de compras deben confirmar la disponibilidad de C110 desde el inicio del cronograma del programa de pozo. Sustituir con P110 mientras se espera la entrega de C110 no es una opción donde haya presencia de H2S.
Q125
Q125 es el Grupo 4 y el grado API 5CT de mayor resistencia con una fluencia mínima de 862 MPa (125 ksi) y un máximo de 1034 MPa (150 ksi). Se especifica para pozos ultraprofundos donde el envolvente de carga triaxial supera la capacidad de P110 — típicamente pozos de más de 6.000 m de profundidad total con requisitos combinados de alto estallido, colapso y tensión axial.
Q125 es de servicio general (sin límite de dureza, no calificado para servicio ácido) pero su alta resistencia conlleva una mayor susceptibilidad a la fragilización por hidrógeno. Se requieren conexiones premium, manejo cuidadoso para evitar defectos por muescas, y protocolos estrictos de compuesto de rosca y par de apriete. El almacenamiento y transporte deben minimizar las cargas por impacto. Las compras de Q125 siempre deben incluir pruebas suplementarias completas: pruebas de impacto según SR16, pruebas de dureza por lote, y verificación dimensional por un inspector de terceros.
Modos de Falla Identificados
Las tres fallas descritas a continuación no son hipotéticas. Cada una corresponde a un patrón de falla por SSC o relacionado con hidrógeno encontrado en pozos en operación. Comprender el mecanismo a nivel de material es la única defensa confiable.
Modo de Falla 1: N80-1 Normalizado en Pozo con H₂S — SSC
Mecanismo: N80-1 entregado en estado normalizado tiene una dureza de 22–28 HRC dependiendo del contenido de carbono. NACE MR0175 / ISO 15156-2 permite un máximo de 22 HRC para acero al carbono en servicio con H₂S. Cuando N80-1 normalizado a 25–28 HRC queda expuesto a H₂S disuelto en la sarta de producción, el hidrógeno atómico se difunde en el acero y provoca agrietamiento retardado en los concentradores de tensión — raíces de rosca, hombros de acoplamiento o transiciones de ensanche — en días o semanas tras la irrupción de H₂S.
Diagnóstico: Falla de la sarta en los primeros meses de producción (menos de 12 meses), agrietamiento en o cerca de la conexión, H₂S detectado en el fluido de producción. La sección metalúrgica transversal muestra fractura intergranular o cuasi-clivaje. Dureza del MTC no registrada (solo promedio por lote).
Solución: Especificar L80-1 conforme a API 5CT para todas las sartas de servicio ácido. Exigir registros de dureza por tubería en el MTC (no promedios por lote). Añadir lista de verificación de inspección de código de color en la recepción de materiales: L80-1 = una banda roja + una banda marrón; rechazar cualquier entrega que muestre solo una banda roja.
Modo de Falla 2: Trampa de Dureza del T95
Mecanismo: API 5CT permite T95 hasta 25,4 HRC. NACE MR0175 / ISO 15156-2 limita el acero al carbono para servicio ácido a 22 HRC. T95 entregado a 24,8 HRC es técnicamente conforme con API, pero no conforme con NACE. Ninguna señal de advertencia aparece en el MTC — el valor de dureza pasa la inspección API 5CT. Cuando esta tubería va a un pozo ácido, el exceso de 2,8 HRC sobre el límite NACE crea una susceptibilidad medible a SSC bajo tensión de tracción estática.
Diagnóstico: Agrietamiento tardío (tras la irrupción de H₂S), sarta T95, MTC muestra dureza en rango 23–25,4 HRC. La superficie de fractura muestra morfología de SSC. El MTC reporta dureza "≤ 25,4 HRC" sin valores individuales por tubería.
Solución: Para T95 en servicio con H₂S, añadir requisito suplementario a la OC: "Dureza máxima 22 HRC según NACE MR0175 / ISO 15156-2" (no solo "según API 5CT"). Exigir dureza por tubería en el MTC. Esto es 3,4 HRC más estricto que el límite API — confirmar la capacidad del fabricante antes de realizar el pedido.
Modo de Falla 3: P110 en Pozo con H₂S (Sin Límite de Dureza)
Mecanismo: P110 no tiene techo de dureza según API 5CT. Las coladas de producción pueden alcanzar 35+ HRC permaneciendo totalmente conformes con API. En un ambiente con H₂S — incluso a bajas presiones parciales — P110 a alta dureza sufre SSC rápido porque la alta densidad de dislocaciones de la martensita sin templar o insuficientemente revenida proporciona abundantes sitios de trampa de hidrógeno.
Diagnóstico: Falla catastrófica en 24–72 horas de exposición a H₂S, fractura frágil, sin deformación plástica en la superficie de fractura. El pozo fue clasificado como "dulce" en el diseño pero mostró irrupción de H₂S tras la terminación.
Solución: No existe remedio en campo una vez que la sarta está instalada. La solución está en la etapa de diseño: si existe cualquier riesgo de H₂S (incluso traza), especificar C110 (máx. 29,0 HRC) en lugar de P110. Para pozos donde los datos de la formación son inciertos, adoptar un supuesto conservador y diseñar para servicio ácido.
Cuándo NO Usar un Grado OCTG sin Hacer los Cálculos
Los errores de selección de grado se concentran en los mismos malentendidos: el número de fluencia parece correcto, el precio parece correcto y el plazo de entrega parece correcto — pero la clasificación de servicio es incorrecta. La siguiente tabla muestra los usos incorrectos más comunes, lo que realmente falla y cuál es la especificación correcta.
| Grado | Uso Incorrecto | Qué Falla | Grado Correcto |
|---|---|---|---|
| N80-1 | Pozo ácido, cualquier H₂S | Sin límite de dureza; SSC en semanas | L80-1 |
| L80-13Cr | H₂S presente | La película pasiva concentra hidrógeno; peor SSC que el acero al carbono | L80-1 + evaluación de servicio ácido |
| T95 | Pozo ácido, dureza API 5CT aceptada | 25,4 HRC límite API > 22 HRC límite NACE = incumplimiento NACE | T95 con SR máx. 22 HRC |
| P110 | Cualquier traza de H₂S | Sin techo de dureza; coladas pueden alcanzar 35+ HRC | C110 |
| Q125 | Servicio ácido | Sin límite de dureza; no listado en NACE MR0175 | C110 o alternativa con prueba SSC |
El caso de L80-13Cr merece énfasis: los equipos de compras a veces asumen que más cromo significa mayor resistencia a la corrosión en todos los ambientes. En servicio con H₂S, la película pasiva de óxido de cromo de L80-13Cr puede concentrar hidrógeno en la superficie del metal y acelerar el SSC en lugar de prevenirlo. Los grados con cromo son para ambientes de CO2 — cuando el agente corrosivo dominante es H₂S, la respuesta correcta es un grado de servicio ácido de acero al carbono con un techo de dureza verificado.
Para pozos donde tanto CO2 como H₂S están presentes en los fluidos producidos, la determinación de qué mecanismo de corrosión rige es una decisión de ingeniería de yacimientos, no un atajo de materiales. Esa evaluación debe realizarse antes de especificar el grado, no después de que la tubería llegue al sitio del pozo.
Referencia Rápida de Selección de Grado
| Clasificación del Pozo | Grado Recomendado |
|---|---|
| Dulce poco profundo (< 2.000 m) | J55 / K55 |
| Dulce de profundidad media | N80-1 o N80Q |
| Dulce de profundidad media, QC consistente requerido | N80Q |
| HPHT profundo, dulce | P110 |
| HPHT ultraprofundo, dulce | Q125 |
| Ácido leve (baja presión parcial de H2S) | L80-1 |
| Ácido moderado, mayor resistencia requerida | C90 o T95 |
| Ácido de alta resistencia (HPHT + H2S) | C110 |
| Dulce, alta presión parcial de CO2 | L80-13Cr (tubería de producción) |
Guía para la Orden de Compra
Una especificación completa de grado OCTG en una orden de compra debe incluir: grado y designación de subgrado API 5CT (p. ej., "N80Q" no "N80"), diámetro exterior y espesor de pared nominal, acabado de extremo y tipo de conexión, nivel de especificación del cuerpo de tubería (PSL-1 o PSL-2), y cualquier requisito suplementario (números SR) aplicables a la clasificación del pozo.
Revisión del MTR para grados de servicio ácido. Al revisar los informes de pruebas de materiales para L80-1, C90, T95 o C110, confirme lo siguiente: los resultados de prueba de dureza están reportados (escala Rockwell C, no HRB ni HB), todas las lecturas de dureza están en o por debajo del máximo del grado (23,0 HRC para L80-1, 25,4 HRC para C90/T95, 29,0 HRC para C110), el tratamiento térmico está registrado como "Q+T" (templado y revenido — ningún otro tratamiento es permisible para estos grados), y el análisis químico no muestra anomalías en el equivalente de carbono que indiquen riesgo elevado de endurecibilidad. Cualquier MTR que reporte dureza en una escala no-HRC, o que omita los datos de dureza por completo para un grado de servicio ácido, debe ser rechazado y re-emitido antes de aceptar la tubería en el sitio del pozo.
La trampa de compras — OC incorrecta, qué se envía, OC correcta.
OC incorrecta: "Tubería de revestimiento 7 pulgadas 26 lb/ft N80, API 5CT PSL-2, BTC, 200 juntas — sarta de producción en servicio ácido, Pozo XX"
Lo que el fabricante envía: N80-1 normalizado, 24 HRC, con código de color de una banda roja. El MTC indica "N80-1, normalizado, API 5CT PSL-2." Totalmente conforme con la OC según está redactada.
OC correcta: "Tubería de revestimiento 7 pulgadas 26 lb/ft L80-1 según Especificación API 5CT, 11.ª edición, servicio ácido según NACE MR0175 / ISO 15156, dureza máxima 23,0 HRC por tubería (no promedio por lote), tratamiento térmico Q+T, MTC EN 10204 3.2, PSL-2, BTC o conexión premium según diseño del pozo, código de color verificado en la recepción: una banda roja + una banda marrón."
La diferencia entre la OC incorrecta y la OC correcta son 47 palabras adicionales. Esas palabras determinan si la sarta se agrieta dentro del primer año de producción.
Preguntas Frecuentes
¿Cuántos grados de tubería OCTG define API 5CT?
La Especificación API 5CT, 11.ª edición, define 15 grados: H40, J55, K55, N80-1, N80Q, R95, L80-1, L80-3Cr, L80-9Cr, L80-13Cr, C90, T95, C110, P110 y Q125, organizados en cuatro grupos según la clase de resistencia a la fluencia y el tratamiento térmico.
¿Cuál es el grado OCTG más utilizado?
J55 y N80 son los grados más ampliamente usados en pozos dulces de poca a mediana profundidad por su combinación de resistencia a la fluencia moderada, amplia disponibilidad y costo competitivo. P110 es el grado dominante para pozos HPHT más profundos.
¿Cuál es la diferencia entre N80-1 y N80Q?
N80-1 puede ser normalizado, normalizado y revenido, o templado y revenido. N80Q está restringido exclusivamente al tratamiento térmico de templado y revenido (Q+T), lo que le confiere propiedades mecánicas más consistentes y un control más estricto de la microestructura. Ambos tienen los mismos mínimos de fluencia y tracción: 552 MPa (80 ksi) y 689 MPa (100 ksi) respectivamente.
¿Qué grados OCTG están calificados para servicio en ambientes ácidos?
L80-1, C90, T95 y C110 son los cuatro grados de servicio ácido de API 5CT. Tienen límites de dureza obligatorios (L80=23,0 HRC, C90/T95=25,4 HRC, C110=29,0 HRC) para resistir el agrietamiento por tensión de sulfuro según NACE MR0175 / ISO 15156. P110 NO está calificado para servicio ácido a pesar de su amplio uso en HPHT.
¿Qué significa el número en un grado OCTG?
El número representa la resistencia mínima a la fluencia en ksi. J55 tiene una fluencia mínima de 55 ksi (379 MPa), P110 tiene una fluencia mínima de 110 ksi (758 MPa) y Q125 tiene una fluencia mínima de 125 ksi (862 MPa). Esta convención facilita la comparación entre grados.
¿Puede usarse P110 en ambientes con H2S?
No. P110 no tiene límite de dureza y no está listado en API 5CT como grado de servicio ácido. Usar P110 en servicio con H2S viola NACE MR0175 / ISO 15156. Para servicio ácido de alta resistencia con resistencia equivalente, C110 es la alternativa apropiada, con una dureza máxima de 29,0 HRC.
¿Qué es el Grupo 4 OCTG y cuándo se utiliza?
El Grupo 4 está compuesto únicamente por Q125. Se utiliza en pozos HPHT ultraprofundos donde los requisitos combinados de colapso, estallido y tracción superan lo que P110 puede soportar. Q125 tiene la fluencia mínima más alta (862 MPa / 125 ksi) y requiere conexiones premium y protocolos de manejo estrictos debido a su susceptibilidad a la fragilización por hidrógeno.
¿Son intercambiables L80-13Cr y L80-1?
No. L80-13Cr es un grado para corrosión por CO2 en pozos dulces con alta presión parcial de CO2. L80-1 es un grado de servicio ácido para ambientes con H2S. Sus propiedades mecánicas son idénticas, pero están diseñados para entornos corrosivos completamente diferentes y no pueden sustituirse sin una revisión de ingeniería.