API 5CT L80 es el grado de revestimiento básico para servicios ácidos: el primer paso respecto de los grados de acero al carbono estándar (N80, K55) cuando un pozo encuentra H₂S o exige un control de rendimiento más estricto para el colapso o la integridad de la conexión. Su característica definitoria no es solo una resistencia mínima, sino también una banda de rendimiento controlada (552–655 MPa) y un techo de dureza obligatorio de 23 HRC : las propiedades que lo hacen compatible con NACE MR0175/ISO 15156 en entornos suaves de H₂S y confiablemente predecible en el diseño de sartas de revestimiento de alto colapso.
ZC Steel Pipe fabrica y exporta carcasas y tuberías API 5CT L80 en los tres subgrados (L80-1, L80-9Cr y L80-13Cr) a PSL1 y PSL2, con documentación MTC completa e inspección de terceros. Con proyectos OCTG completados en África, Medio Oriente y América del Sur, apoyamos a los ingenieros desde la selección del grado hasta la inspección final. Esta guía cubre todo lo necesario para especificar L80 correctamente.
CONTENIDO
¿Qué es API 5CT L80?
Subgrados L80: L80-1, L80-9Cr, L80-13Cr
Propiedades químicas y mecánicas
L80 vs N80: diferencias clave
PSL1 frente a PSL2 para L80
Servicio ácido: L80 y NACE MR0175
Conexiones y roscados
Aplicaciones por entorno de pozo
Preguntas frecuentes
1. ¿Qué es API 5CT L80?
API 5CT L80 es un grado de carcasa y tubería definido en la Especificación API 5CT, el estándar que rige para productos tubulares para campos petrolíferos (OCTG). El prefijo 'L' denota un rango de rendimiento controlado (lo que lo distingue de los grados 'N' que no tienen límite de rendimiento), y el '80' indica el límite elástico mínimo de 80,000 psi.
API 5CT L80 — IDENTIDAD DEL NÚCLEO Límite elástico mínimo: 552 MPa (80,000 psi) · Límite elástico máximo: 655 MPa (95,000 psi) · Resistencia mínima a la tracción: 655 MPa (95,000 psi) · Dureza máxima: 23 HRC (255 HBW) · Tratamiento térmico: Templado y revenido (obligatorio) · Subgrados disponibles: L80-1, L80-9Cr, L80-13Cr · Estándar: API 5CT / ISO 11960
Tres propiedades distinguen al L80 de todos los grados no controlados y lo convierten en la opción estándar para pozos corrosivos o que contienen H₂S:
Rendimiento máximo controlado (655 MPa): evita las microestructuras demasiado duras que se forman cuando el límite elástico excede el umbral NACE, fundamental para la resistencia al SSC en entornos de H₂S.
Límite de dureza obligatorio (23 HRC): El techo de dureza NACE MR0175 / ISO 15156-2 para tubos de acero al carbono y de baja aleación en servicio ácido: L80-1 está diseñado específicamente para cumplir
Tratamiento térmico Q&T obligatorio: a diferencia del N80 (que puede normalizarse o Q&T), el L80 requiere enfriamiento y revenido para lograr la microestructura controlada; esto no es opcional y no se puede renunciar.
Ver también: ¿Cuáles son los grados de las tuberías OCTG? → | Comprensión de los grados de acero para revestimientos y tuberías →
2. Subgrados L80: L80-1, L80-9Cr, L80-13Cr
L80 no es un solo material: es una familia de tres subgrados metalúrgicamente distintos que comparten los mismos requisitos de rendimiento y dureza, pero difieren fundamentalmente en el contenido de aleación, la resistencia a la corrosión y el ámbito de aplicación.
L80-1 (acero al carbono)
Tipo de aleación:
acero al carbono-manganeso
Contenido cr:
Ninguno significativo
Servicio amargo:
Sí, H₂S suave (NACE)
Resistencia al CO₂:
Limitada; requiere inhibición
Uso típico:
Pozos de gas amargo, formaciones que contienen H₂S
L80-9Cr
Tipo de aleación:
acero de aleación de cromo al 9%
Contenido de cromo:
8,0–10,0%
Servicio amargo:
limitado: verifique el nivel de H₂S
Resistencia al CO₂:
Buena, mejor que L80-1
Uso típico:
ambientes con CO₂ moderado, inyección de vapor
L80-13Cr
Tipo de aleación:
13% acero inoxidable martensítico de cromo
Contenido de cromo:
12,0–14,0%
Servicio amargo:
solo de dulce a ligeramente amargo
Resistencia al CO₂:
Excelente: película protectora pasiva
Uso típico:
pozos de condensado de gas rico en CO₂
Nota de campo: L80-13Cr no es un grado de servicio amargo Este es uno de los errores de especificación más comunes en la adquisición de OCTG. El contenido de cromo del 13% del L80-13Cr proporciona una excelente resistencia a la corrosión dulce (dominada por CO₂), pero la microestructura martensítica es susceptible al agrietamiento bajo tensión por sulfuro (SSC) por encima de presiones parciales de H₂S muy bajas (típicamente >0,05 psi/0,003 MPa). Si su pozo tiene H₂S significativo, el L80-13Cr requiere calificación según NACE MR0175/ISO 15156-3, y el estándar L80-13Cr fallará con frecuencia. Para pozos con una cantidad significativa de CO₂ y H₂S, se requiere Super 13Cr (química modificada, menor dureza) o acero inoxidable dúplex. Ver:
Metalurgia L80-13Cr: composición, pasividad y superbrecha →
3. Propiedades químicas y mecánicas
3.1 Propiedades mecánicas (API 5CT)
| Propiedad |
L80-1 |
L80-9Cr |
L80-13Cr |
| Límite elástico mínimo |
552 MPa/80.000 psi |
552 MPa/80.000 psi |
552 MPa/80.000 psi |
| Límite elástico máximo |
655 MPa/95.000 psi |
655 MPa/95.000 psi |
655 MPa/95.000 psi |
| Resistencia mínima a la tracción |
655 MPa/95.000 psi |
655 MPa/95.000 psi |
655 MPa/95.000 psi |
| Dureza máxima |
23 HRC / 255 HBW |
23 HRC / 255 HBW |
23 HRC / 255 HBW |
| Tratamiento térmico |
Preguntas y respuestas obligatorias |
Preguntas y respuestas obligatorias |
Preguntas y respuestas obligatorias |
| Alargamiento mínimo (2' GL) |
≥ 0,5% por fórmula |
≥ 0,5% por fórmula |
≥ 0,5% por fórmula |
3.2 Composición química (API 5CT)
| Elemento |
L80-1 (máximo %) |
L80-9Cr (rango %) |
L80-13Cr (rango %) |
| Carbono (C) |
0.43 |
0,15 máx. |
0,22 máx. |
| Manganeso (Mn) |
1,90 máximo |
0,30–0,60 |
1,00 máximo |
| Cromo (Cr) |
— |
8.00–10.00 |
12.00–14.00 |
| Molibdeno (Mo) |
— |
0,90–1,10 |
— |
| Silicio (Si) |
0,45 máx. |
1,00 máximo |
1,00 máximo |
| Fósforo (P) |
0,030 máx. |
0,020 máx. |
0,020 máx. |
| Azufre (S) |
0,030 máx. |
0,010 máx. |
0,010 máx. |
| Níquel (Ni) |
— |
— |
0,50 máximo |
3.3 Tamaños estándar
| DE (pulgadas) |
DE (mm) |
Rango de peso común (lb/pie) |
Aplicación típica |
| 4½' |
114.3 |
9.50 – 15.10 |
Tubería de producción, carcasa de pequeño diámetro |
| 5' |
127.0 |
11.50 – 18.00 |
Carcasa de producción intermedia. |
| 5½' |
139.7 |
14.00 – 23.00 |
Carcasa de producción, tamaño L80 más común |
| 7' |
177.8 |
17.00 – 35.00 |
Carcasa intermedia, carcasa de producción. |
| 7⅝' |
193.7 |
24.00 – 45.30 |
carcasa intermedia |
| 9⅝' |
244.5 |
32.30 – 58.40 |
Carcasa superficial e intermedia |
| 10¾' |
273.1 |
32,75 – 65,70 |
Revestimiento de superficie, pozos de gran diámetro. |
| 13⅜' |
339.7 |
48.00 – 72.00 |
Carcasa de superficie |
4. L80 vs N80: diferencias clave
L80 y N80 son los dos grados dominantes de OCTG de 80 ksi y con frecuencia se confunden o se sustituyen incorrectamente entre sí. Comprender las diferencias no es académico: determina directamente si la terminación de un pozo es segura y cumple con los requisitos en entornos de H₂S.
| Propiedad |
N80 (Tipo 1 o Q) |
L80-1 |
| Límite elástico mínimo |
552 MPa (80.000 psi) |
552 MPa (80.000 psi) |
| Límite elástico máximo |
Sin máximo |
655 MPa (95.000 psi) |
| Límite de dureza |
Ninguno especificado |
23 HRC máx. (255 HBW) |
| Tratamiento térmico |
N80-1: normalizado; N80Q: Preguntas y respuestas |
Preguntas y respuestas obligatorias |
| Servicio ácido (H₂S) |
No apto |
Adecuado (ácido suave, NACE MR0175) |
| Cumple con NACE MR0175 |
No |
Sí (dureza controlada) |
| Costo frente a L80 |
Más bajo: normalmente entre un 5% y un 10% más barato |
Mayor: prima de proceso controlado |
| ¿Intercambiable? |
No, no intercambiable en servicio amargo |
Información de ingeniería: la trampa de dureza N80Q (N80 templado y revenido) puede alcanzar valores de dureza muy superiores a 23 HRC, particularmente en la zona de soldadura de tuberías ERW o en tuberías sin costura de paredes gruesas donde el ciclo Q&T es menos uniforme. Este es exactamente el modo de falla que NACE MR0175 está diseñado para prevenir: zonas microestructurales duras que actúan como sitios de iniciación de SSC en H₂S. El límite de dureza obligatorio de L80 es un requisito de calidad de fabricación, no solo un número de especificación: requiere que la fábrica controle todo el proceso de Q&T para permanecer dentro de la banda. Ver:
API 5CT vs NACE MR0175: La trampa de la dureza explicada →
Comparación completa: Comprensión de la carcasa N80 frente a la L80: comparación de grados API 5CT →
5. PSL1 frente a PSL2 para L80
API 5CT define dos niveles de especificación de producto para L80. La distinción es más importante cuando la tubería está destinada a pozos de servicio amargo o de altas consecuencias.
| Requisito |
L80 PSL1 |
L80 PSL2 |
| ECM del cuerpo de la tubería |
No obligatorio |
Obligatorio: UT o EMI de longitud completa |
| ECM de extremos de tubería |
No obligatorio |
Obligatorio: UT de áreas finales |
| Tolerancias dimensionales |
Estándar |
Más ajustado: diámetro exterior, espesor de pared, rectitud |
| Trazabilidad |
número de calor |
Calor total + trazabilidad del número de tuberías |
| Paquete de documentación |
MTC estándar |
Mejorado: todos los resultados de las pruebas por tubería |
| Uso típico |
Pozos dulces, terminaciones no críticas |
Servicio amargo, HPHT, especificaciones COI |
Nota de adquisiciones: la mayoría de las especificaciones del COI son PSL2 por defecto para todos los L80. Las principales compañías petroleras internacionales (Shell, BP, Total, Saudi Aramco, ADNOC) normalmente especifican PSL2 como mínimo para todos los pedidos de L80, independientemente del entorno de servicio. La prima de costo es modesta (generalmente entre 3% y 8%) y la documentación adicional de NDE y trazabilidad simplifica significativamente las auditorías de terceros, el cumplimiento normativo y la investigación de incidentes. Si está obteniendo L80 para un proyecto IOC, asuma PSL2 a menos que la especificación indique explícitamente lo contrario. Ver:
Proceso de fabricación de carcasas y tubos API 5CT PSL1 y PSL2 →
6. Servicio amargo: L80 y NACE MR0175
L80-1 es el primer grado API 5CT diseñado específicamente para su uso en entornos que contienen H₂S. Su cumplimiento con NACE MR0175/ISO 15156 se basa en el límite obligatorio de dureza de 23 HRC, pero la relación entre L80, NACE y la calificación real del servicio amargo del pozo tiene más matices de lo que sugiere la hoja de especificaciones.
6.1 Cómo se aplica NACE MR0175 a L80
NACE MR0175 / ISO 15156-2 define los materiales aceptables para equipos en servicio amargo (H₂S húmedo). Para los tubulares de acero al carbono y de baja aleación, el requisito principal es una dureza máxima de 22 HRC (250 HV10) en el metal base, las soldaduras y la HAZ. El máximo de 23 HRC de API 5CT L80-1 está ligeramente por encima de esto, lo que crea una cuestión de cumplimiento que a menudo se malinterpreta.
Punto crítico de ingeniería: dureza L80 frente a dureza NACE MR0175 API 5CT especifica la dureza máxima L80 como 23 HRC. NACE MR0175 / ISO 15156-2 especifica 22 HRC para acero al carbono en servicio amargo. Estos no son el mismo número. La resolución es que NACE MR0175 permite lecturas de dureza individuales de hasta 22 HRC, mientras que 23 HRC de API 5CT es un lote de producción máximo medido mediante una frecuencia de prueba específica. En la práctica, el L80-1 producido según API 5CT normalmente medirá muy por debajo de 22 HRC en servicio, pero esto debe verificarse en el MTR, no asumirse. Solicite siempre datos completos de dureza en el MTC y verifíquelos con los requisitos de cumplimiento NACE de su proyecto.
6.2 Requisitos suplementarios para el servicio amargo L80
Para pozos donde la presión parcial de H₂S excede 0,05 psi (0,0003 MPa) (el umbral NACE para servicio amargo), el L80-1 por sí solo suele ser insuficiente sin una calificación complementaria. Los requisitos suplementarios más comunes especificados junto con L80-1 PSL2 para servicio amargo son:
SR16 (prueba HIC): prueba de agrietamiento inducido por hidrógeno según NACE TM0284: confirma la resistencia del acero al daño interno por hidrógeno en H₂S húmedo
SR2 (prueba de impacto): prueba de impacto CVN a una temperatura especificada: confirma la tenacidad a la fractura en servicio amargo a baja temperatura
SR13 (encuesta de dureza): Frecuencia de prueba de dureza adicional más allá de los requisitos estándar API 5CT
SR específico de la empresa: muchos IOC agregan sus propios requisitos complementarios para el límite elástico máximo, límites CE o cobertura NDE específica.
Relacionado: L80 Tipo 1 frente a N80Q y T95: la matriz de decisión sobre el servicio amargo → | Cumplimiento de 13Cr: Navegando por la trampa de dureza API 5CT vs NACE MR0175 →
7. Conexiones y roscados
La carcasa L80 está disponible con todos los tipos de conexión API 5CT estándar, así como con conexiones premium. La selección de la conexión para L80 en servicio amargo requiere una consideración adicional: la conexión suele ser el punto más débil en una sarta de terminación resistente a SSC.
| Tipo de conexión |
Idoneidad para servicio amargo |
de aplicación típicas de L80 |
Notas |
| Hilo corto (STC) |
Limitado: baja eficiencia de tracción |
Carcasa de superficie (no crítica) |
No recomendado para cadenas de servicio amargo. |
| Hilo largo (LTC) |
Moderado |
carcasa intermedia |
Mejor sello que STC; todavía limitado en HPHT |
| Hilo de contrafuerte (BTC) |
Bueno para la mayoría de las aplicaciones ácidas |
Casing de producción en pozos amargos. |
Mayor eficiencia de tracción que STC/LTC; ampliamente utilizado con L80 |
| Conexión prémium |
Lo mejor: sello de metal a metal |
HPHT, pozos ácidos profundos, requisitos de estanqueidad al gas |
Requerido para la integridad hermética al gas; costo significativamente mayor |
Para L80-13Cr en servicio de CO₂, la selección de la conexión es especialmente crítica: las roscas API estándar pueden sufrir una corrosión acelerada en la raíz de la rosca en entornos con alto contenido de CO₂, y se prefieren fuertemente las conexiones de sello de metal a metal de primera calidad.
Relacionado: Comprensión de la carcasa de rosca de contrafuerte (BTC) → | Tipos de conexión para carcasa y tubería → | Conexiones premium versus BTC estándar: ¿cuándo vale la pena la inversión? →
8. Aplicaciones por entorno de pozo
| para el entorno del pozo |
el subgrado L80 recomendados |
sobre los requisitos clave para |
Notas |
| Gas amargo suave (H₂S < 0,05 psi pp) |
L80-1 PSL2 |
23 HRC máx., cumplimiento con NACE MR0175 |
Estándar L80-1; verificar la dureza en MTR |
| Gas amargo moderado (H₂S 0,05–1,5 psi pp) |
L80-1 PSL2 + SR16 |
Prueba HIC, se prefiere la banda de rendimiento más baja |
Prueba SR16 HIC obligatoria; considere T95 para pozos más profundos |
| Gas dulce rico en CO₂ (sin H₂S significativo) |
L80-13Cr PSL1 o PSL2 |
CO₂ presión parcial, temperatura |
Sólo dulce o ligeramente ácido; excelente resistencia al CO₂ |
| CO₂ + bajo H₂S (< 0,05 psi pp) |
L80-13Cr PSL2 |
Se recomienda la titulación NACE |
Límite: ejecute la lista de verificación NACE ISO 15156-3; considere Super 13Cr |
| Inyección de vapor / geotermia |
L80-9Cr |
Resistencia a la oxidación a alta temperatura |
9Cr-1Mo proporciona un mejor rendimiento a alta temperatura que L80-1 |
| HPHT agrio intenso |
T95 o C110 |
Mayor colapso, mayor control de rendimiento |
L80 puede ser insuficiente para el colapso; evalúe T95 o C110 |
Información de ingeniería: cuando L80 no es suficiente L80 cubre servicios amargos de leves a moderados a profundidades de terminación normales. Dos escenarios comúnmente empujan a los ingenieros más allá de L80: (1) pozos profundos donde la presión de colapso requiere un límite elástico mayor que el máximo de 655 MPa que puede ofrecer L80; aquí se evalúa T95 o P110 con la calificación adecuada de servicio amargo; (2) servicio amargo severo por encima de 1,5 psi de presión parcial de H₂S donde la resistencia SSC del L80-1 es insuficiente; aquí se requiere tubería revestida de Super 13Cr o CRA. Ver:
P110 frente a L80 y T95: trampas de rendimiento y umbrales de falla del diseño de la carcasa →
Para un marco de selección de grados OCTG más amplio: Cómo elegir material OCTG: una guía completa de selección de grados → | Selección de materiales: 13Cr frente a Super 13Cr frente a acero al carbono inhibido →
9. Preguntas frecuentes
¿Qué es la tubería de revestimiento API 5CT L80?
API 5CT L80 es un grado de tubería y revestimiento con límite elástico controlado con un rendimiento mínimo de 552 MPa (80 000 psi), un rendimiento máximo de 655 MPa (95 000 psi) y un límite de dureza obligatorio de 23 HRC. Se produce en tres subgrados: L80-1 (acero al carbono), L80-9Cr (9% de cromo) y L80-13Cr (13% de cromo) y es la opción estándar para pozos de servicio amargo y pozos de condensado de gas rico en CO₂ a nivel mundial.
¿Cuál es la diferencia entre L80 y N80?
Ambos grados comparten el mismo límite elástico mínimo de 552 MPa, pero L80 tiene un límite elástico máximo controlado de 655 MPa y un límite de dureza obligatorio de 23 HRC. N80 no tiene límite de rendimiento ni límite de dureza. Estas diferencias hacen que el L80 sea adecuado para servicios de H₂S suave (NACE MR0175), mientras que el N80 está restringido únicamente a pozos dulces (no ácidos). Los dos grados no son intercambiables en aplicaciones de servicio amargo.
¿El L80 es adecuado para servicio amargo?
L80-1 es adecuado para servicios ligeramente amargos donde hay presión parcial de H₂S y se requiere el cumplimiento de NACE MR0175/ISO 15156. Su límite de dureza de 23 HRC lo sitúa dentro del umbral NACE para tubulares de acero al carbono. Para un servicio amargo moderado por encima de 0,05 psi de presión parcial de H₂S, se deben agregar requisitos suplementarios como SR16 (prueba HIC) a la especificación L80-1 PSL2. L80-13Cr no es un grado de servicio amargo y no debe usarse en pozos con H₂S significativo.
¿Para qué se utiliza la tripa L80-13Cr?
L80-13Cr (acero inoxidable martensítico con 13% de cromo) es el grado estándar para pozos con alta presión parcial de CO₂ y condiciones dulces o ligeramente ácidas. Su película pasiva de óxido de cromo proporciona una excelente resistencia a la corrosión dulce (impulsada por CO₂) en pozos de inyección de CO₂ y condensado de gas. No debe usarse en pozos con H₂S por encima de aproximadamente 0,05 psi de presión parcial sin una calificación específica NACE ISO 15156-3; el estándar L80-13Cr normalmente no pasará la prueba de SSC por encima de este umbral.
¿Cuáles son las diferencias de PSL1 y PSL2 para L80?
PSL2 agrega NDE obligatorio de longitud completa del cuerpo y los extremos de la tubería (UT o EMI), tolerancias dimensionales más estrictas y documentación de trazabilidad mejorada. PSL1 carece de estos requisitos de inspección obligatorios. La mayoría de las especificaciones de las principales compañías petroleras requieren PSL2 para todos los L80, independientemente de la clasificación de servicio. Para pozos de servicio amargo, siempre se recomienda PSL2.
¿Se pueden usar L80 y N80 indistintamente?
No. No son intercambiables en pozos de servicio ácido: sustituir L80 por N80 en un ambiente H₂S elimina el control de dureza que requiere el cumplimiento de NACE MR0175. Sustituir N80 por L80 en un pozo dulce es técnicamente permisible pero implica un costo innecesario. Siempre especifique la calidad correcta para la clasificación de servicio del pozo y confírmela en la orden de compra.
Obtenga la tubería de revestimiento API 5CT L80 de ZC Steel Pipe
ZC Steel Pipe fabrica y exporta carcasas y tuberías API 5CT L80 en los tres subgrados (L80-1, L80-9Cr y L80-13Cr) a PSL1 y PSL2. Suministramos proyectos OCTG en África, Medio Oriente y América del Sur con documentación MTC completa, inspección de terceros y soporte técnico en selección de calidad y conexión.
Disponible con conexiones BTC, LTC, STC y premium, incluida la conexión premium hermética al gas ZC-2. Tamaños personalizados y requisitos complementarios (SR16, SR2, SR13) según pedido.
mandy. w@zcsteelpipe.com
: +86-139-1579-1813
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