O PSL2 padrão da API 5L é uma melhoria significativa em relação ao PSL1 — adiciona controle do teto de resistência ao escoamento, ensaio de impacto Charpy obrigatório, limites de carbono equivalente e NDE de comprimento total. Mas o PSL2 sozinho não torna um tubo adequado para o serviço com H₂S. Os requisitos metalúrgicos adicionais para gasodutos com gás ácido vão significativamente além do que o PSL2 exige, e essa lacuna é onde erros de aquisição se transformam em falhas de integridade dos gasodutos. O Anexo H da API 5L define o que o PSL2 deixa de fora: ensaios de resistência ao HIC, química mais rigorosa de enxofre e fósforo, tratamento com cálcio para controle da morfologia de inclusões, e levantamentos obrigatórios de dureza da ZAC da solda. Nenhum desses é automático em uma ordem de compra PSL2 padrão. Todos devem ser explicitamente invocados.
A ZC Steel Pipe fornece tubo de linha para serviço ácido conforme API 5L PSL2 com requisitos suplementares do Anexo H (SR15C e SR15A), ensaiado para HIC conforme NACE TM0284, a empreiteiros de gasodutos na África, no Oriente Médio e na América do Sul. O que se segue é como pensamos sobre a qualificação do Anexo H — extraído das ordens de compra que processamos, dos MTCs que revisamos e das suspensões de inspeção que gerenciamos.
Por Que o PSL2 Padrão É Insuficiente para o Serviço com H₂S
O PSL2 controla as propriedades que importam para a integridade mecânica em serviço doce: teto de escoamento, relação escoamento-tração, carbono equivalente, energia Charpy e NDE de comprimento total. O enxofre está limitado a 0.015%. Esse limite existe para manter a soldabilidade, não para prevenir o HIC. Os dois são requisitos metalúrgicos diferentes, e 0.015% S é quatro a cinco vezes maior que o limiar acima do qual o risco de HIC se torna significativo.
Um tubo produzido conforme a química PSL2 padrão — com enxofre a 0.012%, dentro da especificação — pode conter inclusões elongadas de sulfeto de manganês (MnS) suficientes no corpo do tubo para iniciar trincamento HIC em meses após a entrada em operação em um ambiente com H₂S. O tubo teria um MTC válido, atenderia a todos os requisitos de inspeção do PSL2, e ainda assim seria o material errado para o serviço. O Anexo H existe porque o PSL2 não foi projetado para abordar isso.
O que o PSL2 explicitamente não controla: resistência ao HIC do corpo do tubo, morfologia de inclusões de sulfeto, tratamento com cálcio, dureza da ZAC após soldagem em campo, e resistência ao SSC da costura de solda. Esses são os modos de falha exatos que o Anexo H aborda.
O que vemos em pedidos de serviço ácido: O equívoco mais custoso na aquisição de gasodutos com gás ácido é tratar o PSL2 como equivalente à qualificação para serviço ácido. Vemos o Anexo H corretamente escrito na especificação do projeto — o documento FEED referencia SR15C, máximo 0.003% S, tratamento com cálcio — e depois omitido da ordem de compra da usina. A usina produz tubo PSL2 no grau correto, no carbono equivalente correto, no NDE correto. O tubo nunca foi ensaiado para HIC. O enxofre está em 0.012%, completamente dentro dos limites PSL2 e 4× acima do limite do Anexo H. Rejeitar uma ordem completa de tubo no porto após um ciclo de produção de 90 dias é uma maneira cara de aprender que "PSL2" e "Anexo H" não são a mesma coisa.
HIC vs SSC — Dois Modos de Falha Diferentes
O trincamento induzido por hidrogênio e o trincamento por tensão de sulfeto são ambos modos de falha impulsionados por H₂S, mas ocorrem por mecanismos diferentes, em locais diferentes e sob condições diferentes. Entender a distinção importa porque eles requerem requisitos suplementares diferentes para serem abordados.
HIC — falha no corpo do tubo, sem tensão aplicada necessária. Em um ambiente com H₂S, a corrosão na superfície interna do tubo gera hidrogênio atômico. Esse hidrogênio se difunde na rede cristalina do aço e se acumula em descontinuidades internas — principalmente inclusões elongadas de MnS orientadas paralelamente ao eixo do tubo pela laminação a quente. Quando a pressão local de hidrogênio na ponta de uma inclusão supera a tenacidade à fratura do aço circundante, uma trinca se inicia. Essas trincas se propagam paralelas à parede do tubo, e múltiplas trincas em planos adjacentes podem se unir para formar uma bolha ou trinca escalonada que cresce em direção à superfície externa. Nenhuma tensão de tração é necessária — o HIC ocorre no corpo do tubo sob condições operacionais normais em serviço com H₂S.
SSC — falha na solda e ZAC sob tensão de tração. O trincamento por tensão de sulfeto é uma forma de fragilização por hidrogênio. O hidrogênio atômico se difunde em zonas de alta dureza e alta tensão residual — a ZAC da solda em tubo LSAW e ERW é o local principal — e causa fratura frágil em níveis de tensão muito abaixo da resistência ao escoamento nominal do material. O SSC requer tanto exposição ao H₂S quanto tensão de tração para ocorrer. A variável crítica é a dureza: acima de 22 HRC, o risco de SSC aumenta acentuadamente.
Ambos os modos de falha são abordados pelo Anexo H, mas por meio de diferentes requisitos suplementares. SR15C visa o HIC por meio de controles químicos e ensaios do corpo do tubo. SR15A visa o SSC por meio de ensaios de solda e ZAC conforme NACE TM0177. Para a maioria dos gasodutos com gás ácido, ambos os requisitos suplementares devem ser invocados.
O Que o Anexo H Requer
O Anexo H da Especificação API 5L, 46ª Edição invoca dois requisitos suplementares relevantes para o serviço ácido:
SR15C — Ensaio HIC (corpo do tubo): Ensaio conforme NACE TM0284 usando Solução A do NACE, duração de 96 horas. Critérios de aceitação: CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2%. Frequência de ensaio por corrida de aço.
SR15A — Ensaio SSC (solda e ZAC): Ensaio conforme NACE TM0177 Método A (tração) ou Método D (flexão em quatro pontos) usando Solução A do NACE, 720 horas. Aceitação: sem trincamento a 90% de SMYS. Requerido para tubo soldado LSAW e ERW onde a ZAC é a zona de alta dureza e alta tensão em risco.
Os requisitos químicos que acompanham o Anexo H representam a maior diferença em relação ao PSL2 padrão:
| Elemento | Máx. PSL1 | Máx. PSL2 | Máx. Anexo H | Razão |
|---|---|---|---|---|
| Enxofre (S) | 0.030% | 0.015% | 0.003% | Inclusões de MnS são os principais sítios de iniciação de HIC |
| Fósforo (P) | 0.030% | 0.025% | 0.020% | Segregação nos contornos de grão promove o HIC |
| Cálcio (Ca) | Não especificado | Não especificado | Ca/S ≥ 1.5 (requerido) | Controla a morfologia das inclusões de sulfeto |
| CE (IIW) | Não controlado | ≤ 0.43% | ≤ 0.43% (aplicado rigorosamente) | Controla a dureza da ZAC após soldagem em campo |
A progressão de PSL1 para PSL2 para Anexo H representa uma redução de 10× no máximo de enxofre — de 0.030% para 0.003%. Isso não é um ajuste de margem de segurança; reflete a diferença entre uma especificação química para serviço doce e um requisito metalúrgico para serviço ácido.
Para as tabelas completas de graus PSL2 com química e propriedades mecânicas, consulte as tabelas de especificação API 5L →
Para calcular a espessura mínima de parede ou a pressão de projeto para um gasoduto com gás ácido, use a Calculadora de Projeto de Gasoduto →
O enxofre é o fator determinante do HIC, não a dureza. O PSL2 padrão controla a dureza e o carbono equivalente — mas não o enxofre com rigor suficiente para o serviço ácido. O limite de 0.003% S do Anexo H é 5× mais rigoroso que o 0.015% do PSL2 porque cada incremento de enxofre acima do limiar aumenta a densidade de inclusões de MnS, e cada inclusão de MnS é um possível sítio de iniciação de trincamento HIC. O requisito de tratamento com cálcio aborda o mesmo problema pelo lado da morfologia: o cálcio reage com o enxofre para formar inclusões de sulfeto de cálcio (CaS) que são globulares em vez de elongadas. Inclusões globulares têm um fator de concentração de tensão menor em suas extremidades, o que reduz significativamente sua eficácia como sítios de iniciação de HIC. Baixo enxofre e tratamento com cálcio são requisitos complementares — não é possível atingir a resistência ao HIC do Anexo H cumprindo um e ignorando o outro.
Ensaio HIC — Critérios do NACE TM0284
O ensaio HIC conforme NACE TM0284 — o padrão referenciado pelo SR15C do Anexo H da API 5L — imersiona espécimes do corpo do tubo em Solução A do NACE (5% NaCl + 0.5% ácido acético, saturada com H₂S a 24°C, pH 2.7–3.7) por 96 horas. Após o período de imersão, os espécimes são seccionados transversalmente, polidos e examinados para trincamento. Três relações são calculadas a partir das dimensões de trinca medidas em cada seção transversal:
- CLR (Relação de Comprimento de Trinca): comprimento total de trinca dividido pelo comprimento do espécime na seção transversal, expresso como porcentagem. Limite de aceitação: ≤ 15%.
- CTR (Relação de Espessura de Trinca): espessura total de trinca dividida pela espessura do espécime, expressa como porcentagem. Limite de aceitação: ≤ 5%.
- CSR (Relação de Sensibilidade à Trinca): o produto de CLR e CTR dividido por 100 — uma medida de área combinada. Limite de aceitação: ≤ 2%.
Verificação de aceitação com exemplo — exemplo aprovado:
Uma corrida de produção de tubo LSAW X65QS produz os seguintes resultados de ensaio HIC de três seções examinadas por espécime:
| Relação | Resultado do Ensaio | Limite de Aceitação | Resultado |
|---|---|---|---|
| CLR | 8.5% | ≤ 15% | Aprovado |
| CTR | 3.2% | ≤ 5% | Aprovado |
| CSR | 0.9% | ≤ 2% | Aprovado |
Todas as três relações estão dentro dos limites de aceitação. A corrida está em conformidade com o HIC conforme o SR15C do Anexo H.
Exemplo reprovado: Uma segunda corrida da mesma usina — enxofre a 0.008%, acima do limite de 0.003% do Anexo H mas a usina tentou aplicar tratamento com cálcio — retorna CLR = 18%. Isso excede o limite de CLR de 15% independentemente dos resultados de CTR e CSR. A corrida é rejeitada. Nenhuma remediação é possível após a fabricação do tubo; a corrida não pode ser retratada para conformidade com HIC. A única resolução é a substituição por uma nova corrida que atenda ao limite de análise de produto de 0.003% S e Ca/S verificado ≥ 1.5.
O MTC para cada corrida de serviço ácido aceita deve mostrar os valores numéricos reais de CLR, CTR e CSR para cada seção ensaiada — não uma declaração genérica de conformidade. Se um MTC declara apenas "Ensaiado para HIC conforme NACE TM0284 — aprovado" sem resultados numéricos, tratamos como não conforme e solicitamos os dados brutos antes da liberação do embarque.
Como o fornecimento sob o Anexo H se apresenta ao longo de pedidos repetidos: Nosso trabalho com X70Q de serviço ácido é um exemplo prático desses requisitos se combinando. Fornecemos X70Q PSL2 de 6″ SCH 160 qualificado conforme o Anexo H — ensaiado para HIC conforme NACE TM0284, com carbono equivalente e enxofre controlados — como lotes repetidos plurianuais a um operador de gás nigeriano, e anteriormente como 3,000 peças de 6⅝″ SCH 160 a outro operador africano. Pedidos repetidos importam no serviço ácido exatamente pela razão que este artigo enfatiza: a resistência ao HIC depende da consistência da química da corrida, e uma usina que atingiu as metas de enxofre e Ca/S do Anexo H ao longo de corridas sucessivas está reduzindo o risco do próximo lote do comprador.
Controle de Dureza — Corpo do Tubo e ZAC
O NACE MR0175 / ISO 15156-2 estabelece 22 HRC (equivalente a 250 HV10 Vickers ou 237 HBW Brinell) como a dureza máxima para tubo de linha de aço carbono e baixa liga em serviço ácido. Esse limite se aplica universalmente em toda a seção transversal do tubo: corpo do tubo, metal de solda e zona afetada pelo calor.
| Zona | Controle PSL2 padrão | Controle Anexo H serviço ácido |
|---|---|---|
| Corpo do tubo | Não limitado explicitamente | ≤ 22 HRC (250 HV10) — obrigatório |
| Metal de solda | Não controlado | ≤ 22 HRC (250 HV10) — obrigatório |
| ZAC | Não controlado | ≤ 22 HRC (250 HV10) — levantamento de dureza obrigatório |
A ZAC é de forma confiável a zona mais dura e a causa mais frequente de rejeição em serviço ácido. Durante a soldagem LSAW ou em campo, o metal base adjacente à linha de fusão é aquecido a temperaturas próximas à fusão e depois resfriado rapidamente. Em carbonos equivalentes mais elevados, esse ciclo térmico produz martensita dura na ZAC. A dureza da ZAC acima de 22 HRC não pode ser resolvida por tratamento pós-embarque em tubo já fabricado — requer rejeição ou uma variância de projeto de serviço, que a maioria das especificações de projeto não permite.
A dureza da ZAC é controlada durante a produção LSAW por meio de pré-aquecimento mínimo (conforme WPS qualificado), temperatura máxima entre passes (tipicamente 250°C), faixa de aporte de calor controlada, e tratamento térmico pós-soldagem para tubo de parede grossa. Para a soldagem de costura circunferencial em campo, os mesmos controles de WPS se aplicam e são responsabilidade do empreiteiro do gasoduto — mas o carbono equivalente do metal base é fixado pela química da usina, e uma usina que fornece CE IIW ≤ 0.38% dá à equipe de soldagem em campo mais margem contra o endurecimento da ZAC do que tubo fornecido no máximo PSL2 de 0.43%.
Quando o Anexo H Não É Suficiente
O SR15C e SR15A do Anexo H abordam os riscos metalúrgicos primários para a maioria das aplicações de gasodutos com gás ácido, mas condições de serviço ácido severo podem exigir requisitos suplementares adicionais além do que o Anexo H cobre.
Quando a pressão parcial de H₂S é muito alta — acima de aproximadamente 0.1 MPa (15 psia) em sistemas subsuperficiais ou de coleta de alta pressão profunda — as especificações de projeto frequentemente invocam requisitos adicionais: ensaios de dobramento a frio de curvas de produção para verificar a resistência ao HIC na zona deformada, ensaios de tenacidade à fratura CTOD para tubo de parede grossa, durações de ensaio SSC estendidas, e janelas químicas mais rigorosas (CE ≤ 0.36%, Mn ≤ 1.40%) além da linha de base do Anexo H. Esses não estão padronizados dentro da API 5L e devem ser escritos diretamente nos requisitos suplementares do projeto.
A seleção do sistema de revestimento também faz parte da qualificação para serviço ácido. O revestimento interno FBE em tubo de gás ácido não altera os requisitos metalúrgicos — o corpo do tubo ainda deve atender à química do Anexo H e aos critérios de aceitação de HIC — mas um revestimento interno danificado ou ausente acelera a taxa de corrosão por H₂S que impulsiona o HIC. Para a interseção de requisitos metalúrgicos e de revestimento em serviço ácido, o guia de seleção de revestimento para gasodutos cobre o FBE interno e seu papel no projeto de sistemas de gás ácido.
Armadilha de Aquisição — Linguagem Completa da Ordem de Compra
A armadilha de aquisição para tubo de linha de gás ácido é direta e extremamente comum: uma ordem de compra diz "API 5L X65 PSL2" para um gasoduto de gás ácido. O Anexo H não é invocado. A usina produz tubo PSL2 — grau correto, CE correto, NDE correto — que nunca foi ensaiado para HIC e tem enxofre a 0.012% (completamente dentro dos limites PSL2, 4× acima do limite do Anexo H). O tubo é entregue com um MTC conforme. O metalurgista do projeto ou o inspetor de terceira parte revisa o MTC no pátio de recebimento e identifica a lacuna. A ordem completa de tubo é colocada em espera.
A ordem de compra correta para tubo de linha X65 em serviço ácido deve declarar explicitamente cada requisito do Anexo H:
- Designação de grau: API 5L X65QS PSL2 (o sufixo 'S' designa qualificação para serviço ácido conforme o Anexo H; 'Q' designa condição de entrega de têmpera e revenimento — ajuste o sufixo para condição de entrega M ou N conforme necessário)
- Ensaio HIC: Requisito Suplementar SR15C — conforme NACE TM0284, Solução A do NACE, 96 horas; aceitação CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2%; frequência por corrida de aço; resultados numéricos no MTC
- Ensaio SSC (tubo soldado): Requisito Suplementar SR15A — conforme NACE TM0177 Método A; Solução A do NACE; 720 horas; sem trincamento a 90% de SMYS
- Química: S ≤ 0.003% (análise de produto), P ≤ 0.020% (análise de produto), tratamento com cálcio — Ca/S ≥ 1.5 ou controle equivalente de morfologia de sulfeto; certificados de análise de corrida e de produto requeridos
- Dureza: corpo do tubo ≤ 22 HRC (250 HV10); metal de solda ≤ 22 HRC; ZAC ≤ 22 HRC — levantamento de dureza obrigatório conforme NACE MR0175 / ISO 15156-2 com mapas de levantamento no MTC
- NDE: UT de comprimento total do corpo do tubo, UT de comprimento total da costura de solda, UT de laminação da placa de entrada (LSAW), UT da área das extremidades
- Charpy: conforme PSL2 + SR4A na [temperatura especificada pelo projeto]
- MTC: EN 10204 3.2 (testemunhado por terceira parte)
- Inspeção de terceira parte: [SGS / Bureau Veritas / TÜV] na usina durante toda a produção
A designação 'QS' no nome do grau é o sinal mais claro de que o Anexo H foi corretamente invocado. Uma ordem de compra que especifica "X65Q" ou "X65M" sem o sufixo 'S' não especificou serviço ácido — a usina está fabricando tubo para serviço doce de forma conforme.
Fornecimento e Documentação
Fornecemos tubo de linha para serviço ácido conforme API 5L PSL2 com o Anexo H SR15C e SR15A a empreiteiros de gasodutos, empresas EPC e equipes de aquisições de companhias nacionais de petróleo. Os graus X65QS e X70QS em LSAW e seamless são os mais frequentemente solicitados. Para gasodutos principais de gás ácido de grande diâmetro (acima de 16 polegadas), LSAW PSL2 + Anexo H é a rota padrão — tubo seamless não está comercialmente disponível nesses diâmetros.
A documentação MTC para fornecimento com Anexo H inclui: certificados de análise de corrida e de produto confirmando 0.003% S e tratamento com cálcio; resultados numéricos de ensaio HIC (CLR, CTR, CSR) por corrida; mapas de levantamento de dureza mostrando medições do corpo do tubo, metal de solda e ZAC; registros de ensaio de impacto Charpy V; relatórios de NDE de comprimento total; e endosso de terceira parte EN 10204 3.2.
O escopo de inspeção de terceira parte para pedidos de serviço ácido tipicamente adiciona uma revisão de química pré-produção e um ponto de espera no recebimento dos resultados do ensaio HIC — antes de o tubo ser liberado para revestimento. Isso adiciona tempo ao ciclo de inspeção, mas evita que uma rejeição por serviço ácido se propague até o tubo acabado com revestimento, que é significativamente mais caro para rejeitar e substituir.
Entre em contato conosco com o grau do seu gasoduto, diâmetro externo, espessura de parede, condição de entrega e requisitos suplementares de serviço ácido. Confirmaremos disponibilidade, escopo do MTC e cronograma do ciclo de inspeção antes de confirmar o prazo de entrega.
Para a tabela completa de graus API 5L com propriedades mecânicas e química de PSL1 e PSL2, consulte as tabelas de especificação API 5L →
Para orientação relacionada sobre o projeto de sistemas de gasodutos em ambientes ácidos, consulte o guia API 5L PSL1 vs PSL2 e o guia de seleção de revestimento para gasodutos em serviço ácido e offshore.
Perguntas Frequentes
O que é o Anexo H da API 5L e quando se aplica?
O Anexo H da API 5L (Requisitos Suplementares para Tubo Usado em Serviço Ácido) define requisitos adicionais de material para tubo de linha destinado ao uso em ambientes contendo H₂S onde existe risco de trincamento por tensão de sulfeto (SSC) ou trincamento induzido por hidrogênio (HIC). O Anexo H é referenciado em especificações de projetos de gasodutos quando o fluido transportado contém H₂S em pressões parciais acima do limite do NACE MR0175 (0.0003 MPa / 0.05 psia). O PSL2 padrão não inclui automaticamente os requisitos do Anexo H — deve ser especificamente invocado na ordem de compra.
Qual é a diferença entre HIC e SSC em gasodutos em serviço ácido?
HIC (Trincamento Induzido por Hidrogênio) é uma forma de trincamento que ocorre no corpo do tubo quando hidrogênio atômico gerado por reações de corrosão se difunde no aço e se acumula em inclusões não metálicas (principalmente sulfeto de manganês MnS), criando trincas internas paralelas à superfície do tubo. O HIC não requer tensão aplicada — ocorre no corpo do tubo sob condições operacionais. SSC (Trincamento por Tensão de Sulfeto) é uma forma de fragilização por hidrogênio que ocorre em soldas e zonas de alta tensão sob tensão de tração combinada e exposição a H₂S. Ambos requerem ensaios e controles químicos para tubo em serviço ácido.
Qual é o ensaio HIC para tubo de linha API 5L em serviço ácido?
O ensaio HIC conforme o Anexo H da API 5L referencia o NACE TM0284 (Avaliação de Aços de Tubulação e Vaso de Pressão para Resistência ao Trincamento Induzido por Hidrogênio). Espécimes do corpo do tubo são imersos em Solução A do NACE (5% NaCl + 0.5% ácido acético, saturada com H₂S) por 96 horas. Após o ensaio, os espécimes são seccionados e examinados para trincas. Os critérios de aceitação são: Relação de Comprimento de Trinca (CLR) ≤ 15%, Relação de Espessura de Trinca (CTR) ≤ 5%, e Relação de Sensibilidade à Trinca (CSR) ≤ 2%. Tubos que não atendem esses limites são rejeitados.
Quais controles químicos o Anexo H da API 5L requer?
O Anexo H da API 5L requer limites químicos significativamente mais rigorosos que o PSL2 padrão, particularmente para enxofre e fósforo que promovem suscetibilidade ao HIC. Os limites principais incluem: máximo enxofre 0.003% (vs 0.015% para PSL2 padrão), máximo fósforo 0.020% (vs 0.025% para PSL2), tratamento com cálcio ou equivalente para controlar a morfologia de inclusões de sulfeto, máximo carbono equivalente conforme fórmula IIW ≤ 0.43% (igual ao PSL2 mas rigorosamente controlado), e limites em alumínio, nitrogênio e boro para prevenir endurecimento por precipitação. Esses controles químicos devem ser verificados em certificados de análise de corrida e análise de produto.
O Anexo H da API 5L requer ensaio SSC?
O Anexo H da API 5L cobre principalmente o ensaio HIC do corpo do tubo. O ensaio SSC da solda e da ZAC conforme NACE TM0177 (Anexo H SR15A) é um requisito suplementar separado que também deve ser invocado para gasodutos em serviço ácido severo. O ensaio SSC é mais crítico para tubo soldado (LSAW, ERW) onde a ZAC da solda representa uma zona de alta dureza e alta tensão suscetível ao SSC. Para tubo seamless em serviço ácido, o ensaio HIC do corpo do tubo é tipicamente o requisito principal, com o controle de dureza servindo como mitigação do SSC.
Quais limites de dureza se aplicam ao tubo de linha em serviço ácido?
O NACE MR0175/ISO 15156-2 limita a dureza máxima do tubo de linha de aço carbono e baixa liga em serviço ácido a 22 HRC (250 HV10 Vickers ou 237 HBW Brinell). Esse limite se aplica ao corpo do tubo, metal de solda e zona afetada pelo calor. O PSL2 padrão não controla explicitamente a dureza da ZAC — os requisitos suplementares do Anexo H adicionam levantamentos obrigatórios de dureza da ZAC da solda além da dureza do corpo do tubo. Excessos de dureza na ZAC são causa comum de rejeição de tubo em serviço ácido e frequentemente resultam de controle inadequado da temperatura entre passes durante a soldagem.
Como o tubo de linha em serviço ácido deve ser especificado em uma ordem de compra?
Uma ordem de compra completa de tubo de linha em serviço ácido deve especificar: API 5L [grau] PSL2 [sufixo de condição de entrega, ex. X65QS]; Anexo H — Requisito Suplementar SR15C (ensaio HIC conforme NACE TM0284); Requisito Suplementar SR15A se ensaio SSC de solda for requerido; máximo enxofre 0.003% (análise de produto); tratamento com cálcio ou equivalente; dureza máxima 22 HRC corpo do tubo e ZAC; NDE de comprimento total (obrigatório PSL2); ensaio de impacto Charpy em temperatura especificada pelo projeto; MTC EN 10204 3.2; e escopo de inspeção de terceira parte. O sufixo 'S' na designação de grau (ex. X65QS) indica qualificação para serviço ácido.
Tubo seamless ou soldado é melhor para gasodutos em serviço ácido?
Tanto tubo seamless quanto soldado (LSAW, ERW) de linha podem ser usados para gasodutos em serviço ácido quando adequadamente especificados conforme API 5L PSL2 + Anexo H. O tubo seamless não possui costura de solda, eliminando o risco de SSC na ZAC que é a preocupação adicional principal para tubo soldado em serviço ácido. Porém o tubo LSAW com procedimentos de soldagem qualificados, NDE de costura de solda de comprimento total e controle de dureza da ZAC da solda consistentemente passa a qualificação para serviço ácido. Para gasodutos de grande diâmetro em serviço ácido (acima de 16 polegadas), LSAW PSL2 + Anexo H é a especificação padrão — tubo seamless não está comercialmente disponível nesses tamanhos.