En t\u00e9rminos generales, algunos aceros de baja aleaci\u00f3n pueden cumplir con los requisitos para ambientes corrosivos de petr\u00f3leo y gas que contienen H2S, pero el ambiente corrosivo que contiene CO2 o H2S, CO2, Cl \u2013 coexistencia donde el acero inoxidable martens\u00edtico necesita acero inoxidable d\u00faplex o incluso una aleaci\u00f3n a base de n\u00edquel. . La versi\u00f3n de 1988 de API 5CT agreg\u00f3 grados de acero para tuber\u00edas resistentes a la corrosi\u00f3n, especific\u00f3 el grado de acero C75 con grados de acero inoxidable martens\u00edtico de 9Cr y 13Cr.<\/p>\n
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\u00a0<\/strong>En un ambiente h\u00famedo con CO2 como gas principal, a menudo se producen da\u00f1os por corrosi\u00f3n local en las tuber\u00edas de los pozos de petr\u00f3leo, como corrosi\u00f3n por picaduras y corrosi\u00f3n intergranular, etc. Si existe Cl-, la corrosi\u00f3n local se intensificar\u00e1. Generalmente se considera que la corrosi\u00f3n puede ignorarse cuando la presi\u00f3n del di\u00f3xido de carbono es inferior a 0,021 MPa, y que la corrosi\u00f3n se producir\u00e1 cuando la presi\u00f3n del di\u00f3xido de carbono alcance los 0,021 MPa. Cuando la pCO2 sea superior a 0,021 MPa, se deben tomar las medidas anticorrosi\u00f3n adecuadas. Generalmente, no hay da\u00f1os causados por picaduras cuando la fracci\u00f3n de CO2 es inferior a 0,05 Mpa.<\/p>\n Se ha demostrado que el efecto del uso de un agente de liberaci\u00f3n sostenida para prevenir la corrosi\u00f3n por CO2 es limitado, y el efecto del uso de acero con alto contenido de cromo, como el acero 9%-13%Cr, es mejor. Desde la d\u00e9cada de 1970, algunos pozos de gas natural han utilizado tuber\u00edas de acero inoxidable 9%Cr y 13Cr% para evitar la corrosi\u00f3n por CO2. El Instituto Americano del Petr\u00f3leo (API) recomienda tubos de acero inoxidable martens\u00edtico de 9Cr y 13Cr (API L80-9Cr y L80-13Cr) para uso estandarizado. El acero 13Cr tiene mejor resistencia a la corrosi\u00f3n por CO2, mientras que el acero 9Cr-1Mo tiene mejor resistencia al agrietamiento por corrosi\u00f3n bajo tensi\u00f3n del H2S. En principio, ninguno de los dos aceros es adecuado si hay H2S presente en una atm\u00f3sfera de CO2. Cuando existe H2S en un pozo de petr\u00f3leo de CO2, la resistencia SSCC de la tuber\u00eda del pozo de petr\u00f3leo debe mejorarse en la medida de lo posible, y se debe adoptar un tratamiento t\u00e9rmico de enfriamiento y revenido para obtener martensita uniforme y la dureza debe controlarse por debajo de HRC22 en la medida de lo posible. .<\/p>\n El grado de acero inoxidable del pozo de petr\u00f3leo.<\/em><\/strong><\/p>\n