¿Qué presión parcial de H₂S define el servicio ácido según NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-1 define el servicio ácido como cualquier sistema húmedo donde la presión parcial de H₂S en la fase gaseosa es ≥ 0,0003 MPa (0,05 psia / 0,3 kPa). Por debajo de este umbral, no se requieren materiales resistentes a SSC. En sistemas de hidrocarburos líquidos, el servicio ácido aplica si la presión parcial de H₂S en la fase gaseosa a condiciones estándar superaría este límite. Nota: muchas especificaciones de empresa usan 0,05 psia como umbral de activación — confirme con su especificación de proyecto.

¿Cuál es el límite de dureza para casing T95 en servicio ácido según NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-2 exige que el casing T95 Tipo 1 utilizado en servicio ácido tenga una dureza máxima de 22 HRC, no los 25,4 HRC permitidos por API 5CT. Esta es la conocida trampa de dureza del T95: tuberías que superan la inspección dimensional y de dureza de API 5CT pueden no cumplir con la calificación NACE. Siempre pida T95 con conformidad explícita con NACE MR0175 y especifique el máximo de 22 HRC en su orden de compra.

¿Está el casing L80-13Cr aprobado para servicio ácido según NACE MR0175?

No. L80-13Cr NO está aprobado para servicio ácido según ISO 15156-3. Está calificado únicamente para ambientes de corrosión por CO₂ dulce donde la presión parcial de H₂S está por debajo del umbral de servicio ácido (0,0003 MPa). Para pozos con cualquier H₂S, incluso en cantidades traza, se debe seleccionar una CRA calificada para servicio ácido (Super 13Cr bajo condiciones específicas, dúplex 22Cr, Aleación 825) o un grado de acero al carbono calificado para servicio ácido (L80-1, C90, T95, C110).

¿Puede el casing P110 o Q125 usarse en servicio ácido según NACE MR0175?

No. Los grados API 5CT P110 y Q125 no están listados en NACE MR0175 / ISO 15156-2 como grados de acero al carbono aceptables para servicio ácido. Su alta resistencia a la fluencia (758 MPa mínimo para P110; 862 MPa para Q125) los hace susceptibles a la fisuración por tensión de sulfuro (SSC). El uso en servicio ácido requiere pruebas de calificación específicas según el Anexo B de ISO 15156-2 bajo condiciones ambientales definidas. Para pozos HPHT ácidos que requieren alta resistencia mecánica, la tubería de aleación resistente a la corrosión (CRA) o un grado calificado para servicio ácido como T95 o C110 con gestión reducida de presión parcial de H₂S en el pozo es el enfoque de ingeniería típico.

¿Cuál es el límite máximo de dureza para casing N80 y J55 en servicio ácido según NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-2 permite N80-1, N80Q, J55 y K55 en servicio ácido siempre que la dureza no supere 22 HRC (237 HBW) en ningún lugar del cuerpo del tubo, el acoplamiento o el accesorio. Estos son grados de resistencia relativamente baja y son aceptables para las Regiones SSC 1, 2 y 3 sujetos a ese límite de dureza. Se requieren encuestas de dureza por lote de calor para confirmar el cumplimiento, particularmente para N80Q, que es templado y revenido y puede mostrar variación de dureza entre el cuerpo del tubo y las zonas de soldadura.

¿Cuál es la diferencia entre SSC y HIC, y cubre NACE MR0175 ambos?

La fisuración por tensión de sulfuro (SSC) es fragilización por hidrógeno bajo tensión de tracción en presencia de H₂S; afecta principalmente a aceros de alta resistencia y alta dureza. La fisuración inducida por hidrógeno (HIC) es una fisuración interna escalonada en aceros de menor resistencia causada por la absorción y el atrapamiento de hidrógeno en inclusiones, independientemente de la tensión aplicada. NACE MR0175 / ISO 15156 Parte 2 cubre los límites de dureza para SSC en aceros al carbono y de baja aleación e incluye requisitos de prueba HIC/SOHIC en el Anexo B para tuberías de línea. Para OCTG y tuberías de recolección en servicio ácido, las especificaciones de proyecto a menudo exigen tanto el cumplimiento de dureza SSC según MR0175 como las pruebas HIC según NACE TM0284.

Referencia de Servicio Ácido

NACE MR0175 / ISO 15156 — Tablas de Materiales para Servicio Ácido

Referencia completa de NACE MR0175 / ISO 15156: grados OCTG calificados para servicio con H₂S, límites de dureza, clasificación de regiones SSC por pH y presión parcial de H₂S, requisitos HIC para tubería de línea y resumen de grupos de materiales CRA. Tablas filtrables según ISO 15156-2 (aceros al carbono) e ISO 15156-3 (CRA).

→ Tablas de Grados API 5CT → Herramienta Selectora de Grado para Servicio Ácido → Tablas de Tubería de Línea API 5L

Descripción General de NACE MR0175 / ISO 15156

NACE MR0175 (ahora publicado como ISO 15156) define los requisitos de materiales para equipos de petróleo y gas expuestos a ambientes que contienen H₂S (servicio ácido) que pueden causar fisuración por tensión de sulfuro (SSC), fisuración inducida por hidrógeno (HIC) y fisuración inducida por hidrógeno orientada por tensión (SOHIC).

La norma tiene tres partes: Parte 1 — principios generales; Parte 2 — aceros al carbono y de baja aleación (OCTG, tubería de línea, accesorios); Parte 3 — aleaciones resistentes a la corrosión (CRA) y otras aleaciones. Esta página cubre las tablas más críticas para la adquisición de casing y tubing OCTG.

Definición de Servicio Ácido — Umbral de H₂S

El servicio ácido aplica cuando la presión parcial de H₂S en la fase gaseosa es ≥ 0,0003 MPa (0,05 psia / 0,3 kPa). Por debajo de este umbral, la norma no exige materiales resistentes a SSC, aunque muchas especificaciones de empresa aplican límites más estrictos. Conversiones de unidades:

Unidad	Valor	Nota
MPa	0.0003	SI unit — used in ISO 15156 text
kPa	0.30	Equivalent — often used in lab reports
psia	0.05	USC unit — used in NACE MR0175 original text, most field specs
bar	0.003	Common in European project specs
mbar	3.0	Used in some chromatograph reports
ppmv	varies	Depends on total system pressure — must convert via Dalton's law

Grado	Límite Elástico Mín. (ksi)	Límite Elástico Mín. (MPa)	Dureza Máx. HRC (NACE)	Dureza Máx. HRC (API 5CT)	Tratamiento Térmico	PSL Requerido	Calificado para Servicio Ácido	Notas
H40	40	276	22	—	Not specified	Any	✓ Sí	Rarely used in sour service — low yield, typically shallow conductors
J55	55	379	22	—	Not specified	Any	✓ Sí	Acceptable for mild sour (Region 1). Not common in deep sour production strings
K55	55	379	22	—	Not specified	Any	✓ Sí	Same sour qualification as J55; higher tensile requirement only
N80-1	80	552	22	—	N+T or Q+T	Any	✓ Sí	Suitable for mild sour (Region 1) with hardness control; verify heat lot hardness survey
N80Q	80	552	22	—	Q+T only	Any	✓ Sí	Q+T gives more uniform hardness than N80-1. Preferred over N80-1 for sour service
L80-1	80	552	23	23	Q+T only	PSL-2	✓ Sí	Primary OCTG sour service grade. API and NACE hardness limits aligned at 23 HRC. Specify PSL-2 + NACE compliance
L80-3Cr	80	552	—	23	Q+T only	PSL-2	✗ No	NOT for sour service. Sweet CO₂ only (2–3% Cr). API 5CT 11th ed (Dec 2023)
L80-9Cr	80	552	—	23	Q+T only	PSL-2	✗ No	NOT for sour service. Sweet CO₂ only (9% Cr). API 5CT 11th ed (Dec 2023)
L80-13Cr	80	552	—	23	Q+T only	PSL-2	✗ No	NOT for sour service. Sweet CO₂ only. H₂S above threshold → ISO 15156-3 CRA required
C90	90	621	25.4	25.4	Q+T only	PSL-2	✓ Sí	Sour service up to ~3.4 MPa H₂S pp. API and NACE limits aligned at 25.4 HRC. PSL-2 mandatory
T95	95	655	22 ⚠	25.4	Q+T only	PSL-2	✓ Sí	HARDNESS TRAP: API allows 25.4 HRC; NACE requires max 22 HRC for sour service. Must specify 22 HRC on PO
R95	95	655	—	—	Q+T only	Any	✗ No	Sweet service only — no NACE MR0175 qualification
P110	110	758	—	—	Q+T only	Any	✗ No	NOT for sour service. Deep HPHT sweet wells only
C110	110	758	29.0	29.0	Q+T only	PSL-2	✓ Sí	Highest-strength NACE-qualified grade. Use for H₂S pp > 1.5 psia. API 5CT 11th ed (Dec 2023)
Q125	125	862	—	—	Q+T only	Any	✗ No	Ultra-deep sweet wells only. No NACE qualification

Trampa de Dureza del T95 — Nota Crítica de Adquisición API 5CT permite casing T95 hasta 25,4 HRC. NACE MR0175 / ISO 15156-2 exige un máximo de 22 HRC para servicio ácido. El tubo puede superar la inspección de aceptación de API 5CT y aún así no cumplir la calificación NACE. Siempre agregue esta cláusula de orden de compra para T95 en servicio ácido:


"Grado T95 — Conforme a NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 22 HRC. PSL-2."

Ruta de Escalada de Grado para Servicio Ácido (OCTG)

Presión Parcial de H₂S	Grado Recomendado	Dureza Máx. (NACE)
< 0.0003 MPa (< 0.05 psia)	Any API 5CT grade	—
0.0003–0.01 MPa (0.05–1.5 psia)	L80-1 PSL-2	23 HRC
0.0003–0.01 MPa (0.05–1.5 psia)	T95 Type 1 PSL-2	22 HRC
0.01–0.10 MPa (1.5–15 psia)	L80-1 or C90 or C110 PSL-2	23 / 25.4 / 29.0 HRC
> 0.10 MPa (> 15 psia)	C110 PSL-2 or CRA	29.0 HRC
CO₂ + trace H₂S	Super 13Cr (ISO 15156-3 qual.)	Per mill qualification

Clasificación de Regiones SSC

La Figura 1 de ISO 15156-2 define cuatro regiones SSC basadas en el pH in situ y la presión parcial de H₂S. La región determina qué materiales son aceptables. Las temperaturas por debajo de 65°C aumentan la susceptibilidad a SSC; por encima de 65°C, el riesgo de SSC generalmente disminuye y las restricciones pueden relajarse con evidencia de calificación.

Región	Presión Parcial de H₂S	pH in situ (aprox.)	Efecto de Temperatura	Materiales Aceptables (OCTG)
0 (Sweet)	< 0.0003 MPa < 0.05 psia	Any	Any	Any carbon steel, no SSC restriction
1 (Mild)	≥ 0.0003 MPa ≥ 0.05 psia	pH ≥ 5.5 (at low H₂S)	Any	Carbon steel ≤ 22 HRC; J55, K55, N80, L80 acceptable
2 (Mod.)	≥ 0.0003 MPa ≥ 0.05 psia	pH 4.5–5.5	< 65°C most critical	L80-1 PSL-2 (23 HRC), C90, T95 (22 HRC max) PSL-2
3 (Severe)	≥ 0.0003 MPa ≥ 0.05 psia	pH < 4.5	Low temp increases risk	L80-1 or CRA (Super 13Cr, duplex, nickel alloy)

Fuente: ISO 15156-2:2020 Figura 1 (regiones de severidad ambiental para SSC). Los límites son aproximados — use la curva real de la Figura 1 para una determinación precisa de la región en sus condiciones específicas.

Referencia de Límites de pH por Presión Parcial de H₂S

Límites de región aproximados de la Figura 1 de ISO 15156-2. El pH in situ es el pH a las condiciones reales del pozo, no el pH superficial. Para pozos dominados por CO₂, el pH en profundidad suele ser menor que el pH superficial.

H₂S pp (MPa)	H₂S pp (psia)	Límite Región 0/1 (pH)	Límite Región 1/2 (pH)	Límite Región 2/3 (pH)
0.0003 (threshold)	0.05	≈ 4.5	≈ 3.5	< 3.5
0.001	0.15	≈ 5.0	≈ 4.0	< 4.0
0.01	1.5	≈ 5.5	≈ 4.5	< 4.5
0.07	10	≈ 6.5	≈ 5.5	< 5.5
0.35	50	≈ 7.5	≈ 6.5	< 6.5
1.0	145	≈ 8.0	≈ 7.5	< 7.0

Los valores son interpolaciones aproximadas de la Figura 1 de ISO 15156-2. Siempre use la figura real en la norma publicada para determinar la región.

Efectos de Temperatura y Cloruros

Factor	Efecto sobre el Riesgo de SSC	Consideración de Diseño
Temperatura > 65°C (150°F)	El riesgo de SSC disminuye significativamente	Puede permitir grados de mayor resistencia; requiere evidencia de calificación según el Anexo A de ISO 15156-2
Temperatura < 24°C (75°F)	El riesgo de SSC aumenta — baja temperatura es la más crítica	Selección conservadora de materiales; control de dureza crítico
Alto contenido de cloruros (> 50 g/L)	Aumenta el riesgo de CSCC para CRA; efecto limitado en SSC de acero al carbono	Factor clave para la selección de CRA (Super 13Cr, dúplex); verificar ISO 15156-3
pH bajo (< 3,5)	Mayor actividad de H₂; condiciones de Región 3	CRA o L80-1 / C110 estrictamente controlado solo a baja presión parcial de H₂S
Alta combinación H₂S + CO₂	Ataque sinérgico — tanto SSC como corrosión por CO₂	Selección de CRA requerida para la mayoría de los ambientes de producción de tubing
Azufre elemental	Ataque por picadura en CRA; película de sulfuro en acero al carbono	Independiente de la evaluación de SSC; requiere calificación especial de CRA

Requisitos de Servicio Ácido para API 5L (ISO 15156-2 / API 5L Anexo H)

Para tubería de línea en servicio de gas ácido, ISO 15156-2 y API 5L PSL2 Anexo H definen los requisitos de calificación de materiales. Las pruebas HIC (fisuración inducida por hidrógeno) y SOHIC (HIC orientado por tensión) son obligatorias para tubería de línea en servicio ácido. Criterios de aceptación clave de NACE TM0284 y la Publicación 16 de EFC:

Parámetro	Requisito	Referencia de Norma
Hardness (base metal)	≤ 22 HRC (250 HBW / 248 HV10)	ISO 15156-2 / API 5L Annex H
Hardness (weld + HAZ)	≤ 22 HRC (250 HBW / 248 HV10)	ISO 15156-2 / API 5L Annex H
HIC test method	NACE TM0284 — immersion in NACE A or B solution	NACE TM0284 / ISO 15156-2 Annex B
CLR (Crack Length Ratio)	≤ 15%	EFC 16 / ISO 15156-2 Table B.1
CTR (Crack Thickness Ratio)	≤ 5%	EFC 16 / ISO 15156-2 Table B.1
CSR (Crack Sensitivity Ratio)	≤ 2%	EFC 16 / ISO 15156-2 Table B.1
SSC test method	NACE TM0177 Method A — 720 h at ≥ 80% SMYS	NACE TM0177 / ISO 15156-2 Annex B
Carbon equivalent (CEIIW)	≤ 0.25 (sour service)	ISO 15156-2 Table A.1 / API 5L Annex H
Sulfur content	≤ 0.002% (≤ 0.003% if HIC test passed)	API 5L PSL2 Annex H
Phosphorus content	≤ 0.020%	API 5L PSL2 Annex H
NDE	Full-length UT (PSL2 mandatory)	API 5L PSL2

Definiciones de Relaciones de Fisura HIC

CLR — Relación de Longitud de Fisura

Σ(longitudes de fisura) / longitud de muestra × 100%

Límite: ≤ 15%

Proporción de la longitud de la sección transversal de la muestra ocupada por fisuras.

CTR — Relación de Espesor de Fisura

Σ(espesores de fisura) / espesor de muestra × 100%

Límite: ≤ 5%

Proporción del espesor de la muestra ocupada por fisuras.

CSR — Relación de Sensibilidad a la Fisura

CLR × CTR / 100

Límite: ≤ 2%

Métrica de severidad combinada — producto de las relaciones de longitud y espesor.

HIC vs SOHIC — Diferencias Clave

Propiedad	HIC (Fisuración Inducida por Hidrógeno)	SOHIC (HIC Orientado por Tensión)
Fuerza impulsora	Presión de hidrógeno en inclusiones/huecos	Tensión aplicada o residual + hidrógeno
Orientación de fisura	Escalonada, paralela a la dirección de laminado	Orientada perpendicular a la dirección de tensión
Ubicación	Cuerpo de placa/tubo — no depende de la tensión	ZAC de soldaduras, zonas de alta tensión
Preocupación principal	Tubería de línea de gran diámetro formada a partir de placa	Soldaduras en servicio de alta tensión, HPHT
Prevención	Bajo S, bajo P, acero limpio, prueba HIC	PWHT, baja dureza en ZAC, prueba SSCC
Método de prueba	NACE TM0284	NACE TM0177 / EFC 16 prueba SOHIC

Grupos de Materiales CRA según ISO 15156-3 (Aplicación OCTG)

Cuando los grados de acero al carbono (L80-1, C90, T95, C110) no pueden cumplir los requisitos de corrosión — típicamente cuando el CO₂ es demasiado alto para el acero al carbono o la presión parcial de H₂S supera la envolvente de servicio del acero al carbono — se selecciona una aleación resistente a la corrosión (CRA) según ISO 15156-3. Las envolventes de servicio a continuación son indicativas; los límites reales de calificación dependen del calor específico, la condición y los resultados de prueba.

Grupo de Material	Sistema de Aleación	Calificación para Servicio Ácido	H₂S pp Máx. (indicativo)	Temp. Máx. (°C)	Notas
L80-13Cr (API 5CT)	13% Cr martensitic	NOT sour service qualified	< 0.0003 MPa (sweet only)	≤ 150°C	CO₂ corrosion resistance only. Any H₂S → use Super 13Cr or duplex
Super 13Cr	Mod. 13Cr (13–15% Cr, Mo, Ni)	Mild sour — qualification required	≤ 0.01 MPa (project-specific)	≤ 150°C	Must pass ISO 15156-3 Annex B qualification. Check mill TDS for specific H₂S limits
22Cr Duplex (2205)	22% Cr, 5% Ni, 3% Mo	Moderate sour	≤ 0.1 MPa typical	≤ 232°C	Wide sour envelope. Used for tubing in moderate H₂S + CO₂ wells
25Cr Super Duplex	25% Cr, 7% Ni, 4% Mo	Moderate–severe sour	≤ 0.2 MPa typical	≤ 232°C	Higher strength and wider H₂S tolerance than 22Cr duplex
Alloy 825 (N08825)	Ni-Fe-Cr (21% Cr, 28–46% Ni)	Severe sour	High H₂S + CO₂ + Cl⁻	≤ 218°C	Excellent SSC resistance. Used for severe sour HPHT tubing
Alloy 625 (N06625)	Ni-Cr-Mo (21.5% Cr, 9% Mo)	Very severe sour	All H₂S levels	≤ 218°C	Premium grade for extreme environments. Very high cost

Los límites de presión parcial de H₂S son indicativos. La calificación según ISO 15156-3 requiere certificados de prueba específicos del fabricante. Verifique el TDS del fabricante contra la envolvente de H₂S y temperatura del proyecto antes de ordenar.

Selección de CRA por Ambiente de Pozo

Ambiente	Amenaza de Corrosión Principal	CRA Recomendado	Notas
CO₂ dulce (sin H₂S)	Corrosión por CO₂	L80-13Cr o 3Cr	Estándar para la mayoría de pozos con CO₂. 13Cr preferido para alto CO₂ + temperatura
H₂S traza + CO₂	Corrosión por CO₂ + SSC leve	Super 13Cr	Debe superar la calificación según ISO 15156-3. Verificar H₂S pp vs límite del fabricante
H₂S moderado + CO₂	SSC + corrosión por CO₂	Dúplex 22Cr (2205)	Amplia envolvente de servicio; alto costo de conexión
H₂S alto + CO₂ + Cl⁻	SSC + CO₂ + CSCC	Súper Dúplex 25Cr o Aleación 825	Ambiente severo; costo premium. Verificar con prueba CSCC
Azufre elemental + H₂S	SSC + picadura	Aleación 625 o 825	El azufre elemental ataca 13Cr y dúplex; solo las aleaciones de Ni son confiables
HPHT + H₂S	SSC + alta tensión	Aleación 825 / 625 o dúplex HT	Se requieren pruebas de SSC por carga sostenida y expansión térmica

Lenguaje de Especificación para Órdenes de Compra

El lenguaje correcto en la OC evita el suministro de tuberías conformes con API pero no conformes con NACE. Cláusulas de ejemplo por grado:

L80-1 (servicio ácido)

API 5CT 11th Ed., Grado L80 Tipo 1, PSL-2. Conforme a NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 23 HRC (metal base y sección transversal completa). Se requiere encuesta de dureza SR-15.

T95 (servicio ácido)

API 5CT 11th Ed., Grado T95 Tipo 1, PSL-2. Conforme a NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 22 HRC. Se requiere encuesta de dureza SR-15.

C90 (servicio ácido)

API 5CT 11th Ed., Grado C90 Tipo 1, PSL-2. Conforme a NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 25,4 HRC.

C110 (servicio ácido)

API 5CT 11th Ed., Grado C110, PSL-2. Conforme a NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 29,0 HRC. Se requiere prueba de impacto Charpy.

Errores Comunes de Especificación

Error	Consecuencia	Práctica Correcta
Especificar T95 sin límite de 22 HRC	Se recibe tubería de 25,4 HRC — falla NACE en el sitio	Siempre agregar 22 HRC máx. a la OC de T95 para servicio ácido
Usar L80-13Cr en pozos con trazas de H₂S	Falla por SCC en servicio en pocos meses	Cambiar a Super 13Cr o acero al carbono L80-1 si H₂S > umbral
Medir H₂S en ppmv sin convertir a presión parcial	Clasificación incorrecta de servicio ácido	pH₂S = (ppmv × 10⁻⁶) × presión total. Usar la ley de Dalton.
Aplicar exención de SSC a 65°C sin evidencia de prueba	No conformidad en auditoría del proyecto	Obtener datos de calificación según el Anexo A de ISO 15156-2 del fabricante a la temperatura de servicio
Especificar conformidad NACE sin PSL-2	Sin encuesta de dureza; sin END; calificación no verificada	OCTG calificado para NACE carece de sentido sin PSL-2
Ordenar tubería probada con HIC sin criterios de aceptación CLR/CTR/CSR en la OC	El fabricante usa criterios internos — puede no cumplir los límites EFC 16	Siempre especificar CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2% según NACE TM0284 en la OC

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