Qual pressão parcial de H₂S define o serviço ácido conforme NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-1 define serviço ácido como qualquer sistema úmido onde a pressão parcial de H₂S na fase gasosa é ≥ 0,0003 MPa (0,05 psia / 0,3 kPa). Abaixo desse limiar, não são exigidos materiais resistentes a SSC. Em sistemas de hidrocarbonetos líquidos, o serviço ácido se aplica se a pressão parcial de H₂S na fase gasosa nas condições padrão ultrapassaria esse limite. Nota: muitas especificações de empresa usam 0,05 psia como limiar de ativação — confirme com a especificação do seu projeto.

Qual é o limite de dureza para revestimento T95 em serviço ácido conforme NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-2 exige que o revestimento T95 Tipo 1 utilizado em serviço ácido tenha dureza máxima de 22 HRC — e não os 25,4 HRC permitidos pela API 5CT. Esta é a conhecida armadilha de dureza do T95: tubos que passam na inspeção dimensional e de dureza da API 5CT podem ainda reprovar na qualificação NACE. Sempre solicite T95 com conformidade explícita com NACE MR0175 e especifique o máximo de 22 HRC na sua ordem de compra.

O revestimento L80-13Cr é aprovado para serviço ácido conforme NACE MR0175?

Não. L80-13Cr NÃO é aprovado para serviço ácido conforme ISO 15156-3. É qualificado apenas para ambientes de corrosão por CO₂ doce onde a pressão parcial de H₂S está abaixo do limiar de serviço ácido (0,0003 MPa). Para poços com qualquer H₂S, mesmo em quantidades traço, uma CRA qualificada para serviço ácido (Super 13Cr sob condições específicas, dúplex 22Cr, Liga 825) ou um grau de aço carbono qualificado para serviço ácido (L80-1, C90, T95, C110) deve ser selecionado.

O revestimento P110 ou Q125 pode ser usado em serviço ácido conforme NACE MR0175?

Não. Os graus API 5CT P110 e Q125 não estão listados no NACE MR0175 / ISO 15156-2 como graus de aço carbono aceitáveis para serviço ácido. Sua alta resistência ao escoamento (758 MPa mínimo para P110; 862 MPa para Q125) os torna suscetíveis ao fraturamento por tensão de sulfeto (SSC). O uso em serviço ácido requer testes de qualificação específicos conforme o Anexo B da ISO 15156-2 sob condições ambientais definidas. Para poços HPHT ácidos que requerem alta resistência mecânica, tubulação de liga resistente à corrosão (CRA) ou um grau qualificado para serviço ácido como T95 ou C110 com gerenciamento reduzido de pressão parcial de H₂S no poço é a abordagem de engenharia típica.

Qual é o limite máximo de dureza para revestimento N80 e J55 em serviço ácido conforme NACE MR0175?

NACE MR0175 / ISO 15156-2 permite N80-1, N80Q, J55 e K55 em serviço ácido desde que a dureza não exceda 22 HRC (237 HBW) em nenhum ponto do corpo do tubo, acoplamento ou acessório. Esses são graus de resistência relativamente baixa e são aceitáveis para as Regiões SSC 1, 2 e 3 sujeitos a esse limite de dureza. São exigidos levantamentos de dureza por lote de calor para confirmar a conformidade, especialmente para N80Q, que é temperado e revenido e pode apresentar variação de dureza entre o corpo do tubo e as áreas da linha de solda.

Qual é a diferença entre SSC e HIC, e o NACE MR0175 cobre ambos?

O fraturamento por tensão de sulfeto (SSC) é a fragilização por hidrogênio sob tensão de tração na presença de H₂S — afeta principalmente aços de alta resistência e alta dureza. O fraturamento induzido por hidrogênio (HIC) é um fraturamento interno escalonado em aços de menor resistência causado pela absorção e aprisionamento de hidrogênio em inclusões, independentemente da tensão aplicada. NACE MR0175 / ISO 15156 Parte 2 cobre os limites de dureza para SSC em aços ao carbono e de baixa liga e inclui requisitos de ensaio HIC/SOHIC no Anexo B para tubulações de linha. Para OCTG e tubulações de coleta em serviço ácido, as especificações de projeto frequentemente exigem tanto a conformidade de dureza SSC conforme MR0175 quanto os ensaios HIC conforme NACE TM0284.

Referência de Serviço Ácido

NACE MR0175 / ISO 15156 — Tabelas de Materiais para Serviço Ácido

Referência completa de NACE MR0175 / ISO 15156: graus OCTG qualificados para serviço com H₂S, limites de dureza, classificação de regiões SSC por pH e pressão parcial de H₂S, requisitos HIC para tubulação de linha e visão geral dos grupos de materiais CRA. Tabelas filtráveis conforme ISO 15156-2 (aços ao carbono) e ISO 15156-3 (CRA).

→ Tabelas de Graus API 5CT → Ferramenta Seletora de Grau para Serviço Ácido → Tabelas de Tubulação de Linha API 5L

Visão Geral de NACE MR0175 / ISO 15156

NACE MR0175 (agora publicado como ISO 15156) define os requisitos de materiais para equipamentos de petróleo e gás expostos a ambientes contendo H₂S (serviço ácido) que podem causar fraturamento por tensão de sulfeto (SSC), fraturamento induzido por hidrogênio (HIC) e fraturamento induzido por hidrogênio orientado por tensão (SOHIC).

A norma tem três partes: Parte 1 — princípios gerais; Parte 2 — aços ao carbono e de baixa liga (OCTG, tubulação de linha, conexões); Parte 3 — ligas resistentes à corrosão (CRA) e outras ligas. Esta página cobre as tabelas mais críticas para aquisição de revestimento e tubulação OCTG.

Definição de Serviço Ácido — Limiar de H₂S

O serviço ácido se aplica quando a pressão parcial de H₂S na fase gasosa é ≥ 0,0003 MPa (0,05 psia / 0,3 kPa). Abaixo desse limiar, a norma não exige materiais resistentes a SSC, embora muitas especificações de empresa apliquem limites mais rigorosos. Conversões de unidades:

Unidade	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

Grau	Limite de Escoamento Mín. (ksi)	Limite de Escoamento Mín. (MPa)	Dureza Máx. HRC (NACE)	Dureza Máx. HRC (API 5CT)	Tratamento Térmico	PSL Requerido	Qualificado para Serviço Ácido	Notas
H40	40	276	22	—	Not specified	Any	✓ Sim	Rarely used in sour service — low yield, typically shallow conductors
J55	55	379	22	—	Not specified	Any	✓ Sim	Acceptable for mild sour (Region 1). Not common in deep sour production strings
K55	55	379	22	—	Not specified	Any	✓ Sim	Same sour qualification as J55; higher tensile requirement only
N80-1	80	552	22	—	N+T or Q+T	Any	✓ Sim	Suitable for mild sour (Region 1) with hardness control; verify heat lot hardness survey
N80Q	80	552	22	—	Q+T only	Any	✓ Sim	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	✓ Sim	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	✗ Não	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	✗ Não	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	✗ Não	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	✓ Sim	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	✓ Sim	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	✗ Não	Sweet service only — no NACE MR0175 qualification
P110	110	758	—	—	Q+T only	Any	✗ Não	NOT for sour service. Deep HPHT sweet wells only
C110	110	758	29.0	29.0	Q+T only	PSL-2	✓ Sim	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	✗ Não	Ultra-deep sweet wells only. No NACE qualification

Armadilha de Dureza do T95 — Nota Crítica de Aquisição A API 5CT permite revestimento T95 até 25,4 HRC. NACE MR0175 / ISO 15156-2 exige máximo de 22 HRC para serviço ácido. O tubo pode passar na inspeção de aceitação da API 5CT e ainda assim reprovar na qualificação NACE. Sempre adicione esta cláusula na ordem de compra para T95 em serviço ácido:


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

Rota de Escalada de Grau para Serviço Ácido (OCTG)

Pressão Parcial de H₂S	Grau 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

Classificação de Regiões SSC

A Figura 1 da ISO 15156-2 define quatro regiões SSC com base no pH in situ e na pressão parcial de H₂S. A região determina quais materiais são aceitáveis. Temperaturas abaixo de 65°C aumentam a suscetibilidade a SSC; acima de 65°C, o risco de SSC geralmente diminui e as restrições podem ser relaxadas com evidências de qualificação.

Região	Pressão Parcial de H₂S	pH in situ (aprox.)	Efeito da Temperatura	Materiais Aceitáveis (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)

Fonte: ISO 15156-2:2020 Figura 1 (regiões de severidade ambiental para SSC). Os limites são aproximados — use a curva real da Figura 1 para determinação precisa da região em suas condições específicas.

Referência de Limites de pH por Pressão Parcial de H₂S

Limites de região aproximados da Figura 1 da ISO 15156-2. O pH in situ é o pH nas condições reais do poço, não o pH superficial. Para poços dominados por CO₂, o pH no fundo do poço é tipicamente menor do que o pH superficial.

H₂S pp (MPa)	H₂S pp (psia)	Limite Região 0/1 (pH)	Limite Região 1/2 (pH)	Limite Região 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

Os valores são interpolações aproximadas da Figura 1 da ISO 15156-2. Sempre use a figura real na norma publicada para determinação da região.

Efeitos de Temperatura e Cloretos

Fator	Efeito sobre o Risco de SSC	Consideração de Projeto
Temperatura > 65°C (150°F)	O risco de SSC diminui significativamente	Pode permitir graus de maior resistência; requer evidências de qualificação conforme o Anexo A da ISO 15156-2
Temperatura < 24°C (75°F)	O risco de SSC aumenta — baixa temperatura é a mais crítica	Seleção conservadora de materiais; controle de dureza crítico
Alto teor de cloretos (> 50 g/L)	Aumenta o risco de CSCC para CRA; efeito limitado no SSC de aço carbono	Fator-chave para seleção de CRA (Super 13Cr, dúplex); verificar ISO 15156-3
pH baixo (< 3,5)	Maior atividade de H₂; condições de Região 3	CRA ou L80-1 / C110 estritamente controlado apenas a baixa pressão parcial de H₂S
Alta combinação H₂S + CO₂	Ataque sinérgico — tanto SSC quanto corrosão por CO₂	Seleção de CRA necessária para a maioria dos ambientes de produção de tubulação
Enxofre elementar	Ataque por pitting em CRA; filme de sulfeto em aço carbono	Independente da avaliação de SSC; requer qualificação especial de CRA

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

Para tubulação de linha em serviço de gás ácido, a ISO 15156-2 e o API 5L PSL2 Anexo H definem os requisitos de qualificação de materiais. Os ensaios HIC (fraturamento induzido por hidrogênio) e SOHIC (HIC orientado por tensão) são obrigatórios para tubulação de linha em serviço ácido. Critérios de aceitação principais do NACE TM0284 e da Publicação 16 da EFC:

Parâmetro	Requisito	Referência 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

Definições das Relações de Trinca HIC

CLR — Relação de Comprimento de Trinca

Σ(comprimentos de trinca) / comprimento da amostra × 100%

Limite: ≤ 15%

Proporção do comprimento da seção transversal da amostra ocupada por trincas.

CTR — Relação de Espessura de Trinca

Σ(espessuras de trinca) / espessura da amostra × 100%

Limite: ≤ 5%

Proporção da espessura da amostra ocupada por trincas.

CSR — Relação de Sensibilidade à Trinca

CLR × CTR / 100

Limite: ≤ 2%

Métrica de severidade combinada — produto das relações de comprimento e espessura.

HIC vs SOHIC — Diferenças Principais

Propriedade	HIC (Fraturamento Induzido por Hidrogênio)	SOHIC (HIC Orientado por Tensão)
Força motriz	Pressão de hidrogênio em inclusões/vazios	Tensão aplicada ou residual + hidrogênio
Orientação da trinca	Escalonada, paralela à direção de laminação	Orientada perpendicularmente à direção de tensão
Localização	Corpo da chapa/tubo — não depende de tensão	ZAC de soldas, zonas de alta tensão
Principal preocupação	Tubulação de linha de grande diâmetro formada a partir de chapa	Soldas em serviço de alta tensão, HPHT
Prevenção	Baixo S, baixo P, aço limpo, ensaio HIC	PWHT, baixa dureza na ZAC, ensaio SSCC
Método de ensaio	NACE TM0284	NACE TM0177 / EFC 16 ensaio SOHIC

Grupos de Materiais CRA conforme ISO 15156-3 (Aplicação OCTG)

Quando os graus de aço carbono (L80-1, C90, T95, C110) não conseguem atender aos requisitos de corrosão — tipicamente quando o CO₂ é alto demais para o aço carbono ou a pressão parcial de H₂S excede a envolvente de serviço do aço carbono — uma liga resistente à corrosão (CRA) é selecionada conforme ISO 15156-3. As envolventes de serviço abaixo são indicativas; os limites de qualificação reais dependem do calor específico, da condição e dos resultados de ensaio.

Grupo de Material	Sistema de Liga	Qualificação para Serviço 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

Os limites de pressão parcial de H₂S são indicativos. A qualificação conforme ISO 15156-3 requer certificados de ensaio específicos do fabricante. Verifique o TDS do fabricante em relação à envolvente de H₂S e temperatura do projeto antes de fazer o pedido.

Seleção de CRA por Ambiente de Poço

Ambiente	Principal Ameaça de Corrosão	CRA Recomendado	Notas
CO₂ doce (sem H₂S)	Corrosão por CO₂	L80-13Cr ou 3Cr	Padrão para a maioria dos poços com CO₂. 13Cr preferido para alto CO₂ + temperatura
H₂S traço + CO₂	Corrosão por CO₂ + SSC leve	Super 13Cr	Deve passar na qualificação conforme ISO 15156-3. Verificar H₂S pp vs limite do fabricante
H₂S moderado + CO₂	SSC + corrosão por CO₂	Dúplex 22Cr (2205)	Ampla envolvente de serviço; alto custo de conexão
H₂S alto + CO₂ + Cl⁻	SSC + CO₂ + CSCC	Super Dúplex 25Cr ou Liga 825	Ambiente severo; custo premium. Verificar com ensaio CSCC
Enxofre elementar + H₂S	SSC + pitting	Liga 625 ou 825	Enxofre elemental ataca 13Cr e dúplex; apenas ligas de Ni são confiáveis
HPHT + H₂S	SSC + alta tensão	Liga 825 / 625 ou dúplex HT	São necessários ensaios de SSC por carga sustentada e expansão térmica

Linguagem de Especificação para Ordens de Compra

A linguagem correta na OC evita o fornecimento de tubos conformes com a API mas não conformes com a NACE. Cláusulas de exemplo por grau:

L80-1 (serviço ácido)

API 5CT 11th Ed., Grau L80 Tipo 1, PSL-2. Conforme NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 23 HRC (metal base e seção transversal completa). Levantamento de dureza SR-15 obrigatório.

T95 (serviço ácido)

API 5CT 11th Ed., Grau T95 Tipo 1, PSL-2. Conforme NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 22 HRC. Levantamento de dureza SR-15 obrigatório.

C90 (serviço ácido)

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

C110 (serviço ácido)

API 5CT 11th Ed., Grau C110, PSL-2. Conforme NACE MR0175 / ISO 15156-2. Dureza máxima 29,0 HRC. Ensaio de impacto Charpy obrigatório.

Erros Comuns de Especificação

Erro	Consequência	Prática Correta
Especificar T95 sem limite de 22 HRC	Recebe tubo de 25,4 HRC — reprova na NACE no local	Sempre adicionar 22 HRC máx. na OC de T95 para serviço ácido
Usar L80-13Cr em poços com traços de H₂S	Falha por SCC em serviço em poucos meses	Substituir por Super 13Cr ou aço carbono L80-1 se H₂S > limiar
Medir H₂S em ppmv sem converter para pressão parcial	Classificação incorreta de serviço ácido	pH₂S = (ppmv × 10⁻⁶) × pressão total. Usar a lei de Dalton.
Aplicar isenção de SSC a 65°C sem evidência de ensaio	Não conformidade em auditoria do projeto	Obter dados de qualificação conforme o Anexo A da ISO 15156-2 do fabricante na temperatura de serviço
Especificar conformidade NACE sem PSL-2	Sem levantamento de dureza; sem END; qualificação não verificada	OCTG qualificado para NACE não tem sentido sem PSL-2
Encomendar tubo ensaiado com HIC sem critérios de aceitação CLR/CTR/CSR na OC	O fabricante usa critérios internos — pode não atender os limites da EFC 16	Sempre especificar CLR ≤ 15%, CTR ≤ 5%, CSR ≤ 2% conforme NACE TM0284 na OC

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