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Tubería de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio corrosivo: Capacidades de fabricación y especificaciones del producto. Imagen destacada.
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Tubería de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos: Capacidades de fabricación y especificaciones del producto

Breve descripción:

Womic Steel suministra tubería de acero LSAW API 5L X52 PSL2 de alta calidad para servicio en ambientes corrosivos (ácidos) para la transmisión de petróleo y gas en ambientes que contienen H₂S. X52 PSL2 con certificación para servicio en ambientes corrosivos ofrece una resistencia mínima a la fluencia de 360 ​​MPa (52,200 psi) combinada con límites de dureza estrictos (≤ 90 HRB, típicamente ≤ 85 HRB), bajo equivalente de carbono (CEV ≤ 0.40%), y resistencia garantizada al agrietamiento inducido por hidrógeno (HIC) y al agrietamiento por tensión de sulfuro (SSC). El proceso LSAW incluye métodos de soldadura JCOE, UOE y de placa laminada, con tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) obligatorio para todas las tuberías de servicio en ambientes corrosivos, independientemente del espesor de pared. Diámetro exterior de 219 mm a 1,600 mm (8″ – 63″), espesor de pared de 6.0 mm a 60 mm, longitud de hasta 24 m. Certificado de fábrica según EN 10204 3.2, 100 % de pruebas ultrasónicas con TOFD, prueba hidrostática, extremos biselados y paquete completo de documentación para servicio en ambientes corrosivos (HIC, SSC, mediciones de dureza). Adecuado para gasoductos de recolección de gas corrosivo, oleoductos con H₂S, líneas de agua corrosiva de refinerías y servicio ácido en plataformas marinas.

Tamaño de la tubería de acero LSAW:Diámetro exterior: 219 mm – 1600 mm (8″ – 63″), espesor de pared: 6,0 mm – 60,0 mm (JCOE/UOE máx. 50,8 mm, chapa laminada máx. 60 mm), longitud: 6 m – 18 m estándar, longitudes personalizadas de hasta 24 m

Norma y grado de tubería de acero LSAW:API 5L X52 PSL2 con requisitos adicionales para servicio en ambientes corrosivos según NACE MR0175/ISO 15156; HIC según NACE TM0284; SSC según NACE TM0177

Uso de tubería de acero LSAW:Tuberías de recolección de gas natural ácido (H₂S hasta 50 ppm), tuberías de flujo de petróleo crudo con H₂S, tuberías de agua ácida de refinería, tuberías de servicio ácido en alta mar, líneas de elevación de gas en pozos ácidos, tuberías de la unidad de tratamiento de aminas, líneas de inyección de gas ácido, tuberías de la unidad de recuperación de azufre

Womic Steel ofrece tuberías de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos, de alta calidad y a precios competitivos. También disponemos de tuberías con certificación HIC, resistentes a la corrosión bajo tensión (SSC) y compatibles con la norma NACE. Ofrecemos certificación de fábrica EN 10204 3.2, pruebas hidrostáticas, UT/TOFD, tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT), extremos biselados y recubrimiento 3LPE/FBE. Suministramos directamente de fábrica para proyectos de petróleo y gas corrosivos en todo el mundo.


Especificaciones del producto

Detalles del producto

Etiquetas de producto

1. Womic Steel: Capacidades de fabricación y fortaleza de la empresa para el servicio en ambientes corrosivos X52

Womic Steel Group opera líneas de producción dedicadas a tuberías LSAW para servicio en ambientes corrosivos. El servicio en ambientes corrosivos X52 PSL2 requiere:

● Bajo equivalente de carbono (CEV ≤ 0,40 %, típico ≤ 0,38 %)

● Bajo contenido de azufre (S ≤ 0,002%) y bajo contenido de fósforo (P ≤ 0,015%)

● Tratamiento con calcio para el control de la forma de las inclusiones (sulfuros globulares)

● Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para todas las tuberías, independientemente del espesor de pared.

● Prueba de dureza al 100% (soldadura, zona afectada por el calor, metal base)

● Pruebas HIC y SSC según las normas NACE

Procesos de producción: JCOE, UOE, chapa laminada con horno PWHT obligatorio (de fondo de carro, 12 m de longitud, a 600 °C). Inspección por terceros a cargo de SGS, BV, TÜV, DNV o ABS para la certificación completa de servicio en ambientes corrosivos.

Capacidad anual de servicio de gas ácido X52 LSAW:30.000 toneladas.

Flexibilidad de producción para servicio en ambientes corrosivos X52 PSL2:

JCOE: 406–1422 mm DE × 6,0–50,8 mm WT × ≤ 18 m

UOE: 508–1220 mm DE × 6,0–40,0 mm WT × ≤ 24 m (preferible para suelos ácidos debido a la menor tensión residual)

Chapa laminada: 600–1600 mm de diámetro exterior × 25–60 mm de espesor de pared × ≤ 12 m

Todas las tuberías para servicio en ambientes corrosivos reciben un tratamiento térmico posterior a la soldadura (600 °C ± 10 °C, mantener durante 1 hora por cada 25 mm de espesor, enfriamiento lento).

2. API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos: Composición del material y características de rendimiento

Para aplicaciones en ambientes corrosivos, la composición química es más estricta que la del PSL2 estándar. El objetivo es lograr una alta resistencia a la corrosión inducida por hidrógeno (HIC) y a la corrosión bajo tensión (SSC) en ambientes húmedos con H₂S.

Composición química (análisis de cuchara, valores típicos para servicio en ambientes ácidos):

Elemento PSL2 estándar máximo Objetivo de servicio deficiente (Womic)
C 0,22 ≤ 0,14 (típico 0,08-0,12)
Mn 1.40 ≤ 1,30 (típico 1,10-1,25)
P 0,025 ≤ 0,015
S 0,015 ≤ 0,002 (0,0015 típico)
Si 0,45 0,20-0,40
V 0,10 ≤ 0,06
Nb 0,05 0,03-0,05
Ti 0,04 ≤ 0,025
CEV ≤ 0,43 ≤ 0,40 (típico ≤ 0,38)
PCM No es necesario ≤ 0,22

El tratamiento con calcio (relación Ca/S ≥ 1,5) garantiza inclusiones globulares de sulfuro resistentes a la corrosión inducida por hidrógeno (HIC).

Propiedades mecánicas (después del tratamiento térmico posterior a la soldadura):

Propiedad X52 PSL2 Servicio agrio (Womic)
Límite elástico (mín.) 360 MPa (52.200 psi)
Límite elástico (máx.) 530 MPa (76.900 psi)
Resistencia a la tracción (mín.) 460 MPa (66.700 psi)
Alargamiento (min) 21%
Dureza (máx.) – muchos proyectos 85 HRB (Womic alcanza 78-85 HRB)
Resistencia al impacto a 0 °C ≥ 27 J (típico 80-120 J)

Pruebas obligatorias para servicio ácido:

● HIC según NACE TM0284 (Solución A, 96 h) – aceptación: CLR ≤ 5 %, CTR ≤ 1,5 %, CSR ≤ 0,5 % (muchos proyectos requieren 0 %)

● SSC según NACE TM0177 (Método A, 720 h, 90 % SMYS) – sin agrietamiento

● La dureza se mide a lo largo de la soldadura, la zona afectada por el calor (ZAC) y el metal base (máximo 85 HRB).

● Ensayo Charpy con entalla en V a 0 °C (o inferior si se especifica)

3. Rango dimensional y cumplimiento de normas

Artículo Especificación
Estándar API 5L PSL2 con suplemento para servicio ácido
NACE NACE MR0175 / ISO 15156
Procesos de fabricación JCOE, UOE, chapa laminada (todos con tratamiento térmico posterior a la soldadura)
Rango de diámetro exterior 219 mm – 1600 mm (8″ – 63″)
Rango de espesor de pared 6,0 mm – 60 mm (JCOE/UOE máx. 50,8 mm, chapa laminada máx. 60 mm)
Rango de longitud Estándar de 6 m a 18 m; hasta 24 m (UOE)
Fin Extremo biselado (BE) según API 5L
Acabado superficial Sin recubrimiento, 3LPE, FBE (los recubrimientos deben estar calificados para servicio en ambientes corrosivos)
Tolerancias Diámetro exterior: ±0,5%; Peso: -0% / +15%; Longitud: +50 mm / -0 mm

4. Dimensiones y especificaciones disponibles: tubería de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos (tamaños típicos seleccionados)

Diámetro exterior (mm) Opciones de WT (mm) Proceso Peso aproximado (kg/m) Longitud estándar Características del servicio agrio
219 6.4, 8.0, 10.0, 12.5 JCOE 33,6 – 63,6 12 metros Prueba PWHT, HIC
273 8.0, 10.0, 12.5, 14.0 JCOE 52,3 – 89,4 12 m / 18 m Dureza ≤ 85 HRB
324 8.0, 10.0, 12.5, 14.0, 16.0 JCOE 62,4 – 121,5 12 m / 18 m CEV ≤ 0,40
406 10.0, 12.5, 14.0, 16.0, 19.0 JCOE/UOE 97,7 – 181,4 12 m / 18 m Se ha probado el SSC
508 10.0, 12.5, 14.0, 16.0, 19.0, 22.0 UOE 122,8 – 263,8 12 m / 18 m / 24 m Recorrido de dureza completa
610 12,5, 14,0, 16,0, 19,0, 22,0, 25,4 UOE 184,2 – 366,2 12 m / 18 m / 24 m aceptación de HIC
711 14.0, 16.0, 19.0, 22.0, 25.4, 28.0 JCOE/UOE 240,7 – 471,7 12 m / 18 m Tratamiento térmico posterior a la soldadura obligatorio
813 16.0, 19.0, 22.0, 25.4, 30.0 JCOE 314,4 – 579,8 12 m / 18 m NACE MR0175
914 19.0, 22.0, 25.4, 30.0, 35.0 JCOE/Rolled 419,5 – 759,2 12 metros Calcio tratado
1.016 22.0, 25.4, 30.0, 35.0, 40.0 Arrollado 539,2 – 963,9 12 metros S bajo (≤ 0,002%)

*Todas las tuberías para servicio en ambientes corrosivos reciben tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) independientemente del espesor de la pared. Para las tuberías UOE, la expansión se limita a un 0,8-1,0% para evitar la sobrecarga.*

5. Normas comunes para tuberías de servicio en ambientes corrosivos

Estándar Solicitud Requisitos de prueba
API 5L PSL2 + Anexo H Tubería de línea de servicio ácida HIC, SSC, dureza ≤ 90 HRB
NACE MR0175 / ISO 15156 Materiales para entornos con H₂S Límites de dureza y química
NACE TM0284 Método de prueba HIC CLR, CTR, CSR
NACE TM0177 Método de prueba SSC (Método A, B, C, D) Sin grietas

Resumen de uso:Recolección de gas ácido, oleoductos de crudo ácido, agua ácida de refinería, unidades de aminas, inyección de gas ácido.

6. Proceso de fabricación – LSAW para servicio en ambientes corrosivos X52 PSL2

El servicio agrio requiere pasos adicionales más allá del LSAW estándar:

Formación de JCOE / UOE (según el proceso estándar) + Pasos específicos para suelos ácidos:

● Selección de platos– Placas TMCP con bajo contenido de azufre y tratamiento con calcio, con CEV ≤ 0,40%.

●Formación– Estándar JCOE o UOE (se prefiere UOE para obtener una menor tensión residual).

●Soldadura por arco eléctrico– Aporte de calor controlado a ≤ 2,5 kJ/mm (inferior al estándar). Temperatura entre pasadas ≤ 200 °C.

●100% UT con TOFD– Más sensible que la ultrasonografía estándar.

●Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT)– Todas las tuberías de servicio para ambientes corrosivos se someten a un tratamiento térmico para aliviar tensiones. Temperatura de remojo de 600 °C ± 10 °C durante 1 hora por cada 25 mm de espesor (mínimo 1 hora). Enfriamiento en horno a ≤ 200 °C por hora.

●Expansión mecánica– Limitado a 0,8-1,0% (frente a 1,5% para el estándar) para evitar el endurecimiento por deformación en frío.

●Pruebas de dureza– Travesía de 3 puntos por tubería (metal base, soldadura, HAZ). Máximo 90 HRB, normalmente 78-85 HRB.

●Pruebas HIC– Según la solución A de NACE TM0284, 96 h. Muestras tomadas de los extremos de las tuberías.

●Pruebas SSC– Según NACE TM0177 Método A (tracción) o Método B (flexión de viga). Exposición de 720 h.

Especificaciones del horno PWHT:

●Horno con fondo de carro: 12 m de largo × 3 m de ancho × 3 m de alto

●Uniformidad de temperatura: ±10 °C

●Registro de datos para cada lote

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7. Control de calidad y pruebas para servicio en ambientes corrosivos X52 LSAW

Escenario Inspección Criterios de aceptación
Lámina Química (OES) C ≤ 0,14, S ≤ 0,002, CEV ≤ 0,40
Lámina Ultrasonido (laminación) Sin laminaciones > 5 mm
Soldar 100% UT con TOFD Sin indicaciones > 1,6 mm
Soldar Prueba radiográfica (puntual) Sin grietas, falta de fusión
Después del tratamiento térmico posterior a la soldadura Dureza (HRB) – Material base, soldadura, zona afectada por el calor (ZAC) ≤ 85 HRB (objetivo)
Finalizado HIC (NACE TM0284) CLR ≤ 5%, CTR ≤ 1,5%, CSR ≤ 0,5%
Finalizado SSC (Método A de NACE TM0177) Sin grietas después de 720 horas
Finalizado Charpy a 0 °C ≥ 27 J, promedio ≥ 40 J
Finalizado Prueba hidrostática 85-100% SMYS

Cada pedido de servicio para ambientes corrosivos incluye un dossier de calidad con todos los informes de pruebas, la trazabilidad del calor y los gráficos de tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT).

8. Aplicaciones principales: Tubería de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos

●Líneas de recolección de gas ácido– Recolección de gas natural con H₂S de las cabezas de pozo (5-50 ppm de H₂S)

● Tuberías de flujo de petróleo crudo con H₂S– Transporte de crudo ácido desde las plataformas de extracción hasta las instalaciones centrales.

● Tuberías de agua ácida de la refinería– Agua que contiene bisulfuro de amonio y H₂S

● Tuberías de la unidad de tratamiento de aminas– Servicio de aminas ricas y pobres (H₂S y CO₂)

● Líneas de inyección de gas ácido– Reinyección de H₂S/CO₂ en pozos de eliminación

● Oleoductos de servicio para aguas ácidas en alta mar– Líneas submarinas en entornos de H₂S

● Líneas de elevación de gas– Inyección de gas ácido para elevación de pozos

● Tuberías de la unidad de recuperación de azufre– Tuberías de gases de escape de la unidad Claus

9. Embalaje y envío – Tubería LSAW X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos

Igual que el embalaje estándar LSAW, con protección adicional para los biseles de los extremos (se recomiendan tapas de acero inoxidable para evitar la contaminación). La documentación incluye informes completos de pruebas de servicio en ambientes corrosivos (HIC, SSC, dureza, gráficos PWHT) además del MTC estándar.

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10. Ventajas y preguntas frecuentes de Womic Steel – Sierra de caliza ligera X52 para servicio en ambientes corrosivos

¿Por qué elegir Womic Steel para servicio en ambientes corrosivos X52?

● Horno PWHT dedicado con 12 m de longitud

● Capacidad de CEV bajo (≤ 0,38 %) y bajo contenido de azufre (≤ 0,0015 %).

● Pruebas internas de HIC y SSC (acreditadas por CNAS)

● Pruebas de acidez supervisadas por terceros disponibles (SGS, BV, TÜV)

● Más de 500 km de tuberías para servicio en ambientes corrosivos suministradas a nivel mundial.

● Paquete completo de documentación para la aprobación del proyecto

Preguntas frecuentes:

P: ¿Cuál es la diferencia entre el X52 PSL2 estándar y el X52 para servicio en ambientes corrosivos?
A: El estándar PSL2 tiene límites de C ≤ 0,22 %, S ≤ 0,015 %, CEV ≤ 0,43 % y no requiere pruebas HIC/SSC obligatorias. El servicio en ambientes corrosivos añade: C más bajo (≤ 0,14 %), S (≤ 0,003 % típico), CEV ≤ 0,40 %, tratamiento térmico posterior a la soldadura obligatorio, dureza ≤ 90 HRB (a menudo ≤ 85 HRB) y pruebas HIC/SSC.

P: ¿Es necesario el tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para todos los aceros X52 en servicio corrosivo, independientemente del espesor de la pared?
R: Sí, según la norma NACE MR0175 y las especificaciones comunes del cliente. Incluso para tuberías de 6,4 mm de espesor de pared, el tratamiento térmico posterior a la soldadura es obligatorio para servicio en ambientes corrosivos.

P: ¿Cuáles son los criterios de aceptación típicos de HIC?
A: CLR ≤ 5%, CTR ≤ 1,5%, CSR ≤ 0,5%. Para servicios con acidez severa (p. ej., > 50 ppm H₂S, pH < 5), los clientes pueden requerir CLR = 0%. Womic puede lograr un CLR del 0%.

P: ¿Pueden proporcionar pruebas SSC según NACE TM0177?
R: Sí. Ofrecemos el método A (tracción uniaxial) al 90 % del límite elástico mínimo, 720 h, sin fisuras. Disponemos de pruebas supervisadas por terceros.

P: ¿Cuál es el plazo de entrega típico para el servicio corrosivo X52 LSAW?
R: De 60 a 90 días, según los requisitos de las pruebas HIC/SSC. Sin testigo externo: 60 días. Con testigo externo: de 75 a 90 días.

Referencia del proyecto: Gasoducto de recolección de gas ácido de Alberta (Canadá)

País:Canadá (Alberta, zona de Fox Creek – Cuenca Profunda)
Estándar y grado:API 5L X52 PSL2 con suplemento para servicio en ambientes corrosivos según NACE MR0175 / ISO 15156
Dimensiones y cantidad:

● Diámetro exterior 323,9 mm (12,75″) × Espesor de pared 9,5 mm – 32 000 metros (aprox. 2200 toneladas) – JCOE

● Diámetro exterior 406,4 mm (16″) × Espesor de pared 11,9 mm – 18.000 metros (aprox. 1.900 toneladas) – JCOE

● OD 508 mm (20″) × WT 12,7 mm – 9.000 metros (aprox. 1.300 toneladas) – UOE
Total:59.000 metros (59 km), aprox. 5.400 toneladas

Presupuesto:Extremos biselados, recubrimiento 3LPE, prueba hidrostática a 10,5 MPa. Tratamiento térmico posterior a la soldadura (PWHT) para todas las tuberías. Dureza máxima: 85 HRB. HIC: CLR 0%, CTR 0%, CSR 0%. SSC: sin fisuras. Charpy a -20 °C (mín. 27 J, alcanzado entre 90 y 150 J). Inspección por terceros a cargo de ABS Canadá.

Solicitud:Recolección de gas natural ácido en la Cuenca Profunda con H₂S de 8 a 35 ppm, presión de operación de 6 a 8 MPa, temperatura invernal de -40 °C.

Desafíos y soluciones técnicas:

● Temperatura extremadamente baja (-40 °C) combinada con servicio en ambientes corrosivos: Womic añadió Ni (0,20-0,30 %) para mejorar la tenacidad a bajas temperaturas. El ensayo Charpy a -40 °C alcanzó entre 45 y 80 J.

● Requisito de HIC sin fisuras: placas con contenido ultrabajo de azufre (S ≤ 0,0012%) con una relación Ca/S de 2,0-2,5.

● Logística en zonas remotas con carreteras heladas: dos entregas invernales utilizando camiones con calefacción.

Resultado:El oleoducto entró en funcionamiento en el segundo trimestre de 2024. No se registraron fallos de HIC ni de SSC tras 18 meses. Womic es ahora un proveedor homologado de servicios para fluidos corrosivos.

Contacto:
Sitio web: www.womicsteel.com
Correo electrónico: sales@womicsteel.com

Teléfono / WhatsApp / WeChat:
Víctor: +86 15575100681
Jack: +86 18390957568

Womic Steel: su socio confiable para tuberías de acero LSAW API 5L X52 PSL2 para servicio en ambientes corrosivos, destinadas a la recolección de petróleo y gas que contienen H₂S, el tratamiento de aguas residuales de refinerías y los sistemas de inyección de gas ácido en todo el mundo.

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