Agresividad-aguas-produccion-petrolera

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METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA AGRESIVIDAD DE LAS AGUAS 
DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN TUBERÍAS DE ACEROS AISI-SAE 1020 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
JOSE FERNANDO CASTILLA LEMUS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA 
DE COLOMBIA 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN 
BOGOTA 
2021 
 
 
 
2 
 
METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE LA AGRESIVIDAD DE LAS AGUAS 
DE PRODUCCIÓN PETROLERA EN TUBERÍAS DE ACEROS AISI-SAE 1020 
 
 
 
JOSE FERNANDO CASTILLA LEMUS 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TRABAJO DE GRADO PARA OPTAR POR EL TÍTULO DE MAGISTER EN INTEGRIDAD 
Y CORROSIÓN 
 
 
 
 
 
 
Director: 
KATHERINE ANDREA BLANCO 
M.Sc. Metalurgia y Ciencia de los materiales 
 
 
 
 
 
 
 
UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA 
DE COLOMBIA 
FACULTAD DE INGENIERÍA 
MAESTRÍA EN GESTIÓN DE INTEGRIDAD Y CORROSIÓN 
BOGOTA 
2021 
3 
 
 
 
 
Nota de Aceptación 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Presidente del Jurado 
 
 
 
Jurado 
 
 
Jurado 
 
 
 
 
 
Bogotá y 31 de abril de 2021 
 
 
 
4 
 
 
 
DEDICATORIA 
Dedico este proyecto a Dios por guiarme y mostrarme el camino para seguir, en los 
buenos y malos momentos que he pasado. Por enseñarme que nada es posible sin 
su presencia. 
 
A mis padres, por apoyarme incondicionalmente en cada decisión tomada a partir 
del deseo de superación y aprendizaje que les he demostrado 
A mi Novia, por enseñarme que puedo lograr todo lo que me propongo 
 
A mis amigos, por estar presentes en cada momento de mi vida. 
 
 
 
 
José Fernando Castilla Lemus 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
 
 
El autor del presente estudio expresa su agradecimiento a: 
 
• Ph. D. Jaime Villarreal Celis por su dedicación y apoyo incondicional para la 
orientación en la dirección de esta investigación. 
 
• M.Sc. Katherine Andrea Blanco Buitrago por sus concejos valiosos para el 
desarrollo del presente trabajo. 
 
• A mis compañeros de labor, así como a mis más sinceros amigos que han 
hecho parte de este proyecto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
6 
 
CONTENIDO 
 
 Pág. 
1. INTRODUCCIÓN .......................................................................................................... 12 
2. OBJETIVOS .................................................................................................................. 13 
2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................... 13 
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................................... 13 
3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................. 14 
3.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA ................................................................................. 14 
3.2 JUSTIFICACIÓN ........................................................................................................ 14 
4. MARCO TEÓRICO .......................................................................................................... 15 
4.1 BIÓXIDO DE CARBONO (CO2) ................................................................................. 15 
4.2 ÁCIDO SULFHÍDRICO (H2S) ..................................................................................... 18 
4.3 OXIGENO (O2) ........................................................................................................... 21 
4.4 VARIABLES FISICOQUÍMICAS RELEVANTES ....................................................... 22 
4.4.1 TEMPERATURA.................................................................................................. 22 
4.4.2 pH......................................................................................................................... 22 
4.4.3 SÓLIDOS DISUELTOS TOTALES ..................................................................... 22 
4.4.4 CLORUROS ........................................................................................................ 23 
4.4.5 SÓLIDOS SUSPENDIDOS ................................................................................. 23 
4.4.6 PORCENTAJE DE AGUA LIBRE ....................................................................... 23 
4.4.7 VELOCIDAD DE LOS FLUIDOS ......................................................................... 24 
4.4.8 INCRUSTACIONES ............................................................................................ 24 
4.4.9 TIPOS DE INCRUSTACIONES .......................................................................... 26 
4.4.10 ÍNDICES DE ESTABILIDAD ............................................................................. 26 
5. MATERIALES Y MÉTODOS ........................................................................................... 32 
5.1 MATERIALES ............................................................................................................. 32 
5.2 METODOLOGÍA ......................................................................................................... 32 
6 RESULTADOS .................................................................................................................. 38 
7 ANÁLISIS DE RESULTADOS .......................................................................................... 43 
7.1. INFLUENCIA DE LAS VARIABLES DE LA FISICOQUIMICA ................................. 43 
7.2. ANÁLISIS DE LAS VELOCIDADES DE CORROSIÓN............................................ 44 
7 
 
8. CONCLUSIONES ............................................................................................................ 49 
RECOMENDACIONES ........................................................................................................ 51 
BIBLIOGRAFÍA .................................................................................................................... 52 
ANEXO A. CRONOGRAMA ................................................................................................ 55 
ANEXO B. RESULTADOS DE LOS ANALISIS FISICOQUIMICOS ................................... 57 
ANEXO C. PLANTILLA MODELO ....................................................................................... 59 
ANEXO D. ESQUEMA CABEZA POZO .............................................................................. 63 
8 
 
LISTA DE TABLAS 
 
Tabla 1. Tipo de incrustaciones ........................................................................................... 26 
Tabla 2. Índices de Estabilidad ............................................................................................ 27 
Tabla 3. Ecuaciones para la determinación de la corrosión por CO2 ................................. 29 
Tabla 4. Predicción y control de Incrustaciones .................................................................. 30 
Tabla 5. Materiales y equipos .............................................................................................. 32 
Tabla 6. Ensayos in Situ. ..................................................................................................... 33 
Tabla 7. Ensayos Laboratorio .............................................................................................. 34 
Tabla 8. Parámetros Fisicoquímicos del Agua .................................................................... 35 
Tabla 9. Parámetros Fisicoquímicos del Gas ...................................................................... 36 
Tabla 10. Parámetros Para la Determinación de la agresividad de Bacterias ................... 36 
Tabla 11. Interpretación de resultados para la formación de Scale ................................... 37 
Tabla 12. Interpretación de resultados para las velocidades de corrosión........................ 37 
Tabla 13. Resultados estimación de la corrosividad para el agua ..................................... 38 
Tabla 14. Resultados estimación de la corrosividad para el Gas y Bacterias .................... 39 
Tabla 15. Resultados estimación de la Incrustación ........................................................... 39 
Tabla 16. Resultados estimación de la Corrosión ............................................................... 40 
Tabla 17. Resultados Cupones de corrosión ...................................................................... 40 
Tabla 18. Cronograma de Actividades ................................................................................ 55 
Tabla 19. Análisis fisicoquímico in situ ................................................................................ 57 
Tabla 20. Análisis de bacterias ............................................................................................ 57 
Tabla 21. Análisis fisicoquímico (agua) Part A .................................................................... 57 
Tabla 22. Análisis fisicoquímico (agua) Part b .................................................................... 57 
Tabla 22. Análisis fisicoquímico de gases ........................................................................... 58 
Tabla 24. Históricos Cupones .............................................................................................. 58 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
9 
 
LISTA DE GRÁFICAS 
 
 
Gráfica 1. Predicción de la Velocidad de Corrosión ............................................................ 18 
Gráfica 2. Análisis de la Metodología implementada .......................................................... 45 
Gráfica 3. Resultados Concentraciones SDT vs la Metodología ........................................ 45 
Gráfica 4. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P1 ................................................... 46 
Gráfica 5. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P2 ................................................... 47 
Gráfica 6. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P3 ................................................... 48 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
Figura 1. Corrosión Por CO2 ................................................................................................ 16 
Figura 2. Concentraciones de H2S en el medio acuoso ..................................................... 20 
Figura 3. Formación de Incrustaciones ............................................................................... 25 
Figura 4. Metodología .......................................................................................................... 32 
 
 
 
 
 
LISTA DE ILUSTRACIONES 
 
Ilustración 1.Morfología de daño por CO2 (Cabeza de gusano) ......................................... 17 
Ilustración 2.Morfología de daño por O2 .............................................................................. 21 
Ilustración 3.Separador Trifásico ......................................................................................... 33 
Ilustración 4.Cupones de corrosión ..................................................................................... 33 
Ilustración 5.Cupones pozo P1 ............................................................................................ 41 
Ilustración 6.Cupones pozo P2 ............................................................................................ 41 
Ilustración 7.Cupones pozo P3 ............................................................................................ 42 
 
 
 
 
 
 
 
 
10 
 
GLOSARIO 
 
 
AGUAS DE PRODUCCIÓN: Agua proveniente de las formaciones rocosas del 
subsuelo las cuales pueden provenir emulsionadas con crudo o pueden estar como 
agua libre 
 
CORROSIÓN: Degradación de un material por la irrupción de un medio 
electroquímico al cual se encuentra expuesto 
 
CORROSIÓN ELECTROQUÍMICA: Reacciones químicas de oxidación y reducción 
que involucra el intercambio de electrones 
 
CONCENTRACIÓN QUÍMICA: es la relación o proporción de soluto que se disuelve 
en un solvente. 
 
CO2 (BIÓXIDO DE CARBONO): es un gas inodoro e incoloro presente en diferentes 
concentraciones en casi todos los tipos de mezclas de gases 
 
H2S (SULFURO DE HIDRÓGENO): es un gas incoloro y venenoso más pesado que 
el aire que presenta un olor característico a materia orgánica en descomposición. 
 
IONES: átomos o conjunto de átomos que presentan una carga eléctrica ya sea 
positiva o negativa 
 
ÍNDICES DE ESTABILIDAD: índice que se calcula para establecer si un agua es 
incrustante o corrosiva a partir de los equilibrios anhídrido carbónico, carbonatos, 
bicarbonatos, temperatura, pH, solidos disueltos totales, concentración de calcio y 
presión. 
 
PRESIÓN PARCIAL DE UN GAS: Calculo de la presión teórica de un gas especifico 
el cual ejerce una presión individual de una mezcla de gases a una misma 
temperatura y volumen original 
 
SOLUBILIDAD: Medida de la capacidad que puede presentar un cuerpo o sustancia 
para disolverse o mezclarse en un líquido. 
 
 
 
11 
 
RESUMEN 
 
 
La corrosión es uno de los temas importantes en la industria del petróleo y gas ya 
que puede ocasionar inconvenientes en la operación para la producción, por tal 
razón, existe la necesidad de estudiar y evaluar la severidad de estos fenómenos, 
así como de minimizarlos mediante el manejo de planes de integridad. El CO2 es 
uno de los agentes corrosivos más agresivos en este sector industrial, el cual al 
combinarse con el agua de producción disminuye el pH de la solución y en presencia 
de ciertas variables fisicoquímicas y operativas corroe el acero. 
 
El presente trabajo contempló el uso de un modelo semicuantitativo para la 
estimación del nivel de agresividad de las aguas de producción en cabeza de pozo, 
así como las estimaciones de la tendencia incrustante y la influencia de las 
velocidades de corrosión por CO2 mediante el uso de modelos predictivos en aceros 
AISI 1020. Por otro lado, para evaluar la efectividad de dicha metodología se 
instalaron cupones de corrosión del mismo material de construcción de la tubería 
los cuales fueron analizados mediante técnicas gravimétricas. 
 
Los resultados obtenidos permitieron establecer que para los tres pozos 
productores evaluados el nivel de criticidad es Moderado-Alto, esta aproximación 
coincidió proporcionalmente con las evaluaciones de los modelos predictivos, los 
modelos incrustantes y los ensayos gravimétricos por cupones. Los rangos de las 
velocidades de corrosión obtenidas por cupones estuvieron en concordancia con la 
influencia esperada de las altas concentraciones de solidos disueltos totales y 
cloruros; por otro lado, las presiones parciales de CO2 del pozo productor No. 3 (P3) 
estuvieron por encima del promedio de los pozos evaluados aumentando 
sustancialmente las valoraciones de las velocidades de corrosión evaluadas en el 
presente proyecto. Dado lo anterior, el análisis pudo concluir que, aunque las 
presiones parciales del sistema sean bajas, los procesos corrosivos ocurren en gran 
medida influenciados por las distintas variables del sistema las cuales presentan 
unas características altas. 
 
 
 
 
 
 
 
12 
 
1. INTRODUCCIÓN 
 
La corrosión como fenómeno electroquímico se presenta de diferentes maneras en 
la industria petrolera, ya sea por picado o generalizada, siendo el CO2 y el H2S las 
variables que presentan la mayor incidencia, alcanzando una alta probabilidad de 
falla. Existen otros mecanismos de daño que se presentan con una baja incidencia, 
no obstante, estos pueden generar problemas a corto y largo plazo en la integridad 
de los activos. Es por ello que en los sistemas de producción de gas y petróleo 
existe la necesidad de estudiar y evaluar la severidad de la corrosión, así como de 
disminuirla, lo cual haceparte esencial del manejo de los planes de integridad, cuya 
finalidad tiene entre otras la disminución de problemas asociados a la operación. 
 
En los campos petroleros colombianos las características fisicoquímicas y 
morfológicas de los procesos corrosivos son diversas y variables teniendo en cuenta 
los numerosos cambios operativos que se pueden presentar en el manejo de cada 
petrolera, para el caso específico del presente proyecto de investigación dichas 
características se evalúan desde otra perspectiva metodológica teniendo en cuenta 
la agresividad del fluido (Agua) y el impacto del mismo en la integridad de los 
activos. Durante varios años de operación se ha presumido que los fenómenos 
corrosivos se encuentran estrechamente ligados al CO2, sin embargo, estudios 
fisicoquímicos recientes muestran que esta variable presenta una baja incidencia 
en el mecanismo de daño, en este sentido, el fenómeno electroquímico se ha venido 
presentando de manera repetitiva bajo la influencia de las variables operativas y 
fisicoquímicas de los fluidos de producción que, de manera general y bajo los 
estándares normativos internacionales, no son característicamente agresivos; por 
otro lado, la evidencia de cupones de corrosión con morfologías de daño con 
patrones como surcos, valles y cluster de picaduras han marcado una tendencia 
histórica en relación al CO2 sin embargo, los distintos cambios operativos han hecho 
que esta perspectiva vire hacia otro tipo de mecanismo de daño. 
 
El presente documento tiene como objetivo determinar el nivel de criticidad de las 
aguas y gases de producción en cabeza de pozo mediante la ponderación 
semicuantitativa de las variables fisicoquímicas críticas del agua para los 
fenómenos corrosivos del campo petrolero el cual se denominará con la letra “A”, 
estos niveles de criticidad se realizarán bajo la normatividad internacional y los 
instructivos internos de dicha petrolera. El resultado del presente estudio permitirá 
enfocar debidamente los recursos técnico económico para la mitigación de la 
corrosión aumentando la vida útil de los activos, así como el mejoramiento de la 
estimación de los recursos económicos para contratos futuros de integridad. 
13 
 
2. OBJETIVOS 
 
2.1 OBJETIVO GENERAL 
 
Determinar el nivel de criticidad de las aguas y gases de producción petrolera 
mediante la ponderación semicuantitativa de las variables fisicoquímicas para los 
distintos mecanismos de daño que se presentan en tuberías de acero AISI-SAE 
1020 utilizando los estándares internacionales, así como los estándares del campo, 
la bibliografía existente y los datos experimentales de distintos estudios 
relacionados con el presente tema de estudio. 
 
2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 
 
✓ Realizar la ponderación de las variables fisicoquímicas críticas del agua de 
producción para el fomento de los procesos corrosivos teniendo en cuenta 
los criterios del campo, la revisión normativa y la bibliografía nacional e 
internacional 
 
✓ Evaluar el efecto de las variables fisicoquímicas necesarias para la 
determinación de la tendencia incrustante mediante el uso de las ecuaciones 
de los índices de estabilidad propuestos por la literatura. 
 
✓ Estimar la influencia del CO2 en las velocidades de corrosión teóricas 
mediante el uso de las ecuaciones “De waard and Lotz” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
14 
 
3 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
 
 
3.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 
 
Uno de los problemas que aquejan la toma de decisiones para establecer planes de 
integridad asertivos en el Campo “A” tiene que ver con el establecimiento del nivel 
de agresividad de las aguas de producción en cuanto a los problemas de corrosión 
e incrustación se pudiesen llegar a presentar y el impacto en la integridad de los 
activos. Este problema desenfoca el direccionamiento de recursos a estrategias 
claras que permitan la mitigación adecuada de los problemas planteados. 
 
3.2 JUSTIFICACIÓN 
 
La presente investigación se enfocará en estandarizar y cuantificar el nivel de 
criticidad de las aguas y gases de producción del campo petrolero “A” en cuanto a 
los procesos de corrosión e incrustación se refiere en facilidades de cabeza de pozo, 
el análisis estará enfocado netamente al potencial corrosivo del agua el cual será 
punto de partida para establecer y enfocar los recursos técnicos y económicos 
necesarios para mitigar la corrosión adecuadamente, aumentando la longevidad de 
los activos, así como la disminución de los recursos económicos para la licitación 
de contratos futuros de integridad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
4. MARCO TEÓRICO 
 
El fenómeno electroquímico de la corrosión ha sido uno de los problemas más 
comunes y frecuentes a los que se enfrentan los propietarios y operadores de la 
industria petrolera. Los costos relacionados a la corrosión en tuberías de gas y 
líquidos han impulsado durante varias décadas el desarrollo de tecnologías que 
permiten controlar y disminuir este fenómeno oportunamente. Es por ello la 
importancia de establecer el conocimiento mínimo necesario para comprender el 
problema de la industria petrolera. Los contaminantes presentes en tuberías de 
transporte de hidrocarburos líquidos y de gas como son el CO2 y el H2S generan 
diversos mecanismos de daños que, en presencia de un medio electrolítico, 
comprometen la integridad de los activos de una empresa. El presente marco teórico 
exhibe una revisión bibliográfica relacionada con el objeto de trabajo de este estudio 
incluyendo la siguiente información relevante: la corrosión por CO2, H2S y O2, 
fisicoquímica del agua y efecto de las variables de proceso y los mecanismos de 
daño que estos generan. 
 
4.1 BIÓXIDO DE CARBONO (CO2) 
 
La corrosión ocurre cuando un elemento se degrada por la acción de un medio 
químicamente activo. Para que ocurra este fenómeno deben estar presentes cuatro 
elementos inequívocos; un ánodo, un cátodo un electrolito (agua) y una conexión 
eléctrica Metálica entre el ánodo y el cátodo. En 1975 De Waard y Williams 
realizaron varios estudios para el mecanismo de daño por CO21; este gas incoloro 
e inodoro cuando se encuentra a una presión parcial lo suficientemente alta en 
presencia de agua y dependiendo de la fisicoquímica de la misma, forma ácido 
carbónico H2CO3 el cual disminuye el pH del sistema y aumentando la tasa de 
corrosión2. Las reacciones químicas y electroquímicas de este mecanismo de daño 
se presentan a continuación: 
 
𝐶𝑂2 + 𝐻2𝑂 = 𝐻2𝐶𝑂3 (1) 
 
𝐻2𝐶𝑂3 + 𝑒
− = 𝐻+ + 𝐻𝐶𝑂3
− (2) 
 
𝐻𝑠𝑜𝑙
− → 𝐻+𝑎𝑑𝑠 + 𝑒
− → 𝐻𝑎𝑑𝑠 (3) 
 
 
1 WAARD, C. y MILLIAMS, D.E. Prediction of carbonic acid corrosion in natural gas pipelines. First int. Conferences internal 
and external protection of pipes. University of Durham, Held, September, 1975 
2 Nace internal corrosion 
16 
 
𝐻2𝐶𝑂3𝑆𝑜𝑙 → 𝐻2𝐶𝑂3𝑎𝑑𝑠 → 𝐻𝑎𝑑𝑠
+ + 𝐻𝐶𝑂3𝑎𝑑𝑠
− (4) 
 
𝐻𝑎𝑑𝑠
+ + 𝑒 → 𝐻𝑎𝑑𝑠 (5) 
 
𝐻𝑎𝑑𝑠 + 𝐻𝑎𝑑𝑠 → 𝐻2,𝑎𝑑𝑠 (6) 
 
𝐻2,𝑎𝑑𝑠 → 𝐻2,𝑠𝑜𝑙 (7) 
 
Un esquema de las reacciones de formación del hidrogeno gaseoso en la interfase 
metal solución se presenta en la Figura 1. 
 
 
Figura 1. Corrosión Por CO2 
 
Fuente: El autor 
 
En el anterior esquema se observa que el ácido carbónico se puede formar en la 
interfase metal solución (2) y mediante reacciones de reducción reducirse para 
formar H2, también puede ser arrastrado desde el seno del fluido hasta el interfaz 
metal solución. En este momento el bicarbonato se combina con los cationes de 
hierro para formar Siderita3 
 
 
𝐻𝐶𝑂3
− + 𝐹𝑒++ = 𝐹𝑒𝐶𝑂3 (8) 
 
La morfología típica de daño causada por la corrosión por CO2 en el acero puede 
ser uniforme o localizada. Cuando la corrosión es uniforme se presenta una capa o 
Film de Siderita en la superficie interna de los ductos o equipos estáticos y cuandola corrosión es localizada estas se presentan de forma redonda con bordes afilados. 
Las morfologías típicas de este mecanismo de daño pueden ser entre otras la 
“Cabeza de gusano”, “tipo mesa”, “tiña” o “Rocío”. Estos tipos de morfologías de 
 
3 Nalco, Corrosion in the petroleum Industry 
17 
 
corrosión presentan características definidas que forman compuestos químicos 
como la Siderita y la Magnetita los cuales presentan un color marrón – negruzco. 
Estos compuestos pueden ser identificados mediante la técnica de difracción por 
rayos X, DRX, FRX. 
 
En la ilustración 1 se presenta un registro fotográfico propio del mecanismo de daño 
de CO2 – “cabeza de gusano”. En este se puede observar que este tipo de 
morfología presenta una serie de orificios unidos en clusters que presentan una 
forma de un gusano. La profundidad de cada picadura que se une puede llegar a 
perforar los ductos durante su operación. 
 
Ilustración 1.Morfología de daño por CO2 (Cabeza de gusano) 
 
 
Fuente: Manual NALCO 
 
Las variables de operación, la hidrodinámica, la fisicoquímica del agua, la velocidad 
erosional, la mojabilidad por la fase oleica, las condiciones de operación, la 
composición del metal, la microestructura del metal, entre otras, se deben 
considerar para llegar a predecir la corrosividad por CO2 en tuberías de transporte 
de hidrocarburos. En la gráfica 1 se puede observar el efecto de algunos de los 
parámetros mencionados. 
 
 
 
 
 
 
18 
 
 
 
Gráfica 1. Predicción de la Velocidad de Corrosión 
 
 
Fuente: Understanding and Controlling CO2 Corrosion through Materials Research 
 
La corrosión por CO2 aumenta con la presión parcial, con la turbulencia o velocidad 
del fluido y con la temperatura hasta un valor aproximado de 80°C4. Una vez se 
supera la barrera de los 80°C la corrosión tiende a disminuir debido a la formación 
de capas de SCALE las cuales generan un efecto Buffer en la solución. 
 
4.2 ÁCIDO SULFHÍDRICO (H2S) 
 
El ácido sulfhídrico es un gas incoloro y venenoso que presenta un olor 
característico a huevo podrido. En el agua se comporta como un ácido débil y bajo 
ciertas condiciones de operación y de la fisicoquímica del agua genera picaduras 
internas en las tuberías construidas en acero. La corrosión acida se puede presentar 
cuando las presiones parciales de H2S sean iguales o mayores a 0,05 psig.5 Los 
mecanismos de daño como SSCC “Sufide Stress Corrosion Cracking” y otros 
mecanismos asociados a H2S tales como HIC (Hydrogen Induced Corrosion), 
SOHIC (Stress Oriented HIC) se pueden presentar en tuberías de transporte de 
hidrocarburos. La corrosión localizada es otro tipo de daño que puede presentar el 
 
4 BY J. Soltis, K. Lichti Y J. Soltis, K. Lichti and A. Crisford ND A. Crisford. Understanding and Controlling CO2 Corrosion 
through Materials Research, Energy Publications oil & gas Australia, 2012, p 36-37 
5 Norma NACE MR0175/ ISO15156 
19 
 
H2S. El siguiente es un mecanismo de reacciones del H2S que pueden ocurrir en 
medios acuosos. 
El siguiente es un mecanismo de reacciones del H2S que pueden ocurrir en medios 
acuosos6 
 
𝐹𝑒 + 𝐻2𝑆 + 𝐻2𝑂 → (𝐹𝑒𝑆𝐻
−
𝑎𝑑𝑠) + 𝐻3𝑂
+ (9) 
 
(𝐹𝑒𝑆𝐻−𝑎𝑑𝑠) → (𝐹𝑒𝑆𝐻
−
𝑎𝑑𝑠) + 𝑒 (10) 
 
(𝐹𝑒𝑆𝐻) → (𝐹𝑒𝑆𝐻+) + 𝑒 (11) 
 
(𝐹𝑒𝑆𝐻+) + 𝐻3𝑂
+ → 𝐹𝑒+2 + 𝐻2 𝑆 + 𝐻2𝑂 (12) 
 
En este mecanismo el H2S se quimiabsorbe primero sobre la superficie del hierro 
antes de la reacción de descarga. La disolución del H2S en el seno de la solución 
acuosa se presenta en los siguientes pasos: 
 
𝐻2𝑆 (𝑔𝑎𝑠) → 𝐻2𝑆 (𝐿í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜) (13) 
 
𝐻2𝑆 → 𝐻
+ + 𝐻𝑆− (13) 
 
𝐻𝑆− → 𝐻+ + 𝑆−2 (14) 
 
Cuando el tipo de daño causado por el H2S en el acero es de corrosión localizada 
su agresividad depende de las propiedades mecánicas del depósito de sulfuro de 
hierro. 
La asociación GPSA menciona que la combinación de H2S y CO2 en presencia de 
agua asegura la existencia de condiciones corrosivas. En general, corrientes de gas 
con una relación de bajo contenido de H2S y alto CO2 es más corrosiva que aquellos 
de alto H2S y bajo CO2. Concentraciones de H2S en el rango de ppm con 
concentraciones de CO2 igual o por encima 2% tiende a ser corrosiva por CO2. 
La relación entre las presiones parciales de H2S y CO2 proporciona un indicativo 
que permite guiar en la determinación del mecanismo de corrosión predominante 
en el sistema. 
 
PCO2
PH2S
≥ 200 Corrosión por CO2 
 
6 CHENG X.L, Ma H.Y, J.P ZHANG. X CHEN, S.H CHEN Y H.Q. YANG, “Corrosion of iron in acid solutions with Hydrogen 
Sulfide”, Corrosion – vol 54 No 5 , NACE international 1998 
20 
 
 
PCO2
PH2S
≤ 200 Corrosión por H2S. 
 
Como se puede observar en la Figura 2, a menores concentraciones de H2S, la 
velocidad de corrosión aumenta hasta los 100°C, una vez se supera esta barrea de 
temperatura la capa de productos de corrosión inicia la protección de las paredes 
de los ductos7.La capa de sulfuros que se genera antes de los 100°C es inestable 
pues se disuelve rápidamente en el fluido circundante; esta condición deja el metal 
expuesto a la acción de agentes corrosivos los cuales generan corrosión localizada. 
A mayores concentraciones de H2S presentes en la solución la velocidad de 
corrosión tenderá a disminuir, sin embargo, este mecanismo de daño depende de 
la temperatura, la presión, la fisicoquímica del agua entre otras variables. 
 
Figura 2. Concentraciones de H2S en el medio acuoso 
 
 
 
Fuente: Influence of environmental factors on corrosion in CO2, Advances in CO2 Corrosion 
 
 
 
7 Ikeda A., Ueda M., Mukai S. Influence of environmental factors on corrosion in CO2, Advances in C02 Corrosion, Vol. 2, 
pp. 1-22, NACE 1985. 
21 
 
 
 
 
 
 
4.3 OXIGENO (O2) 
 
El ingreso de oxígeno a un sistema de operación es reconocido como la principal 
dificultad para investigar los procesos corrosivos por CO2 en un medio controlado. 
La Normativa Nace8 establece que para sistemas donde el Oxigeno esté presente 
en concentraciones cercanas a los 50 ppb puede generar problemas de corrosión 
severos, por lo que se hace necesario controlar este parámetro en la operación de 
un sistema por debajo del criterio mencionado anteriormente. La combinación del 
oxígeno junto con el CO2 y el H2S pueden aumentar significativamente los procesos 
corrosivos, más aún cuando se presentan burbujas de oxígeno ya que estas en 
medios turbulentos ocasionan picaduras severas. La corrosión por oxigeno se 
presenta uniformemente o en picaduras. Los bordes inclinados, lisos y poco 
profundos en comparación con el ancho de la picadura en presencia de compuestos 
como la Magnetita, la hematita, la goetita e hidróxidos ferrosos indican las 
características principales de este mecanismo de daño. 
 
En la Ilustración 2 se presenta un registro fotográfico propio del mecanismo de daño 
por Oxigeno para una línea de 36”. 
 
Ilustración 2.Morfología de daño por O2 
 
 
Fuente: Manual NALCO 
 
 
 
8 NACE MR 0176-06 “Metallic Materials for Sucker- Rod Pumps for corrosive Oildfield environments” 
22 
 
 
 
 
 
4.4 VARIABLES FISICOQUÍMICAS RELEVANTES 
4.4.1 TEMPERATURA 
 
La velocidad de corrosión de un fluido tenderá a incrementar con el aumento de la 
temperatura hasta unos 80°C pues acelera las reacciones anódicas y catódicas que 
ocurren en un medio electrolítico, sin embargo, las velocidades de precipitación de 
compuestos en fase cristalina (Siderita y Pirita) se incrementan a partir de esta 
temperatura y en consecuencia películas protectoras de la corrosión se formarán 
con mayor facilidad, disminuyendo la velocidad de corrosión9. Las películas 
protectoras que se generan dependen en gran medida de la velocidad del fluido, la 
concentración de sólidos suspendidos, la presión, el pH y de las especies químicas 
presentes. 
También se debe considerar que la solubilidad de los gases disueltos disminuye con 
la temperatura, es decir,si la solución aumenta su temperatura los gases disueltos 
corrosivos tenderán a salir de la solución disminuyendo la probabilidad de la 
corrosión, lo anterior depende de otras variables operativas como la presión y los 
múltiples regímenes de flujo. 
4.4.2 pH 
 
En la industria del petróleo se ha demostrado que los cambios de pH, provocan 
daños importantes al metal sin que se tenga claro qué parte del mecanismo de 
corrosión es la que se ve afectada, es por ello que en distintas revisiones 
bibliográficas10 se han realizado estudios en medios reales en aceros al carbono 
AISI 1018, demostrando que algunas de las variantes que se presentan en la 
formación de productos de corrosión dependen del pH. Para un pH menor a 6 bajo 
la velocidad de corrosión aumenta significativamente11. El efecto de la velocidad de 
corrosión en función del pH12 depende de ciertas variables del proceso y de la 
fisicoquímica del agua como por ejemplo la presión del sistema, la temperatura, la 
presencia de gases disueltos, ácidos orgánicos, bacterias entre otros. 
4.4.3 SÓLIDOS DISUELTOS TOTALES 
 
 
9 Ikeda A., Ueda M., Mukai S. Influence of environmental factors on corrosion in CO2, Advances in C02 Corrosion, Vol. 2, 
pp. 1-22, NACE 1985. 
10 Efecto del pH en la corrosión de acero al carbono en presencia de un medio amargo (Esparza Zúñiga E. M., Veloz 
Rodríguez M. A.*, Reyes Cruz V. E.) 
11 Professor, Department of Mechanical and Manufacturing Engineering, University of Calgary 
12 Potential–pH (Pourbaix) 
23 
 
La suma de todas las sustancias orgánicas e inorgánicas contenidas en un líquido 
en forma ionizada y en suspensión son los sólidos disueltos totales. Los sólidos 
disueltos ayudan al intercambio de las especies iónicas presentes en un electrolito 
aumentando la conductividad y por ende la velocidad de corrosión; los cloruros y 
sulfatos catalizan la velocidad del intercambio iónico y los carbonatos y bicarbonatos 
actúan como un efecto buffer en la solución, pasivando el acero en contacto con el 
fluido. 
4.4.4 CLORUROS 
 
Los cloruros son sales corrosivas que provienen en muchos casos de aguas 
subterráneas que han sufrido procesos de contaminación, las cuales, provienen de 
actividades principalmente humanas como actividades mineras, basureros 
industriales, aguas industriales y de fenómenos de intrusión marina. 
Concentraciones de 100 mg/l de cloruros en aguas medianamente duras pueden 
generar problemas asociados a corrosión en aceros al carbono y aceros inoxidables 
regularmente usados en la industria petrolera. 
 
4.4.5 SÓLIDOS SUSPENDIDOS 
 
Los sólidos suspendidos contienen sustancias de diámetros de partícula superiores 
a los 0.45 micrómetros. Dependiendo de la hidrodinámica de los fluidos estos 
tenderán a precipitarse y a formar películas o capas que dependiendo de las 
características de la fisicoquímica del fluido podrán generar procesos corrosivos o 
lo que se conoce en la literatura como corrosión bajo depósitos. 
 
4.4.6 PORCENTAJE DE AGUA LIBRE 
 
El porcentaje de agua libre en ingles BSW (Basic Sediment and Water) representa 
la cantidad de sedimento, emulsión y agua libre presente a partir de una muestra 
líquida13. Este factor es de gran importancia ya que a menores cortes de agua la 
probabilidad de la materialización de la corrosión es baja teniendo en cuenta que 
los gases corrosivos como el CO2 reaccionan en gran medida con el agua que se 
transporta por una tubería. En flujos multifásicos para líneas de flujo y de transporte 
es posible la formación de emulsiones, dispersiones coloidales y la segregación de 
las fases que componen este tipo de fluidos. Para efectos de la corrosión el 
problema radica cuando la fase acuosa está humedeciendo la superficie del metal. 
 
13 https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/b/bsw.aspx 
24 
 
Los hidrocarburos pueden generar películas activas sobre la superficie de los ductos 
lo cual favorece la disminución de la velocidad de corrosión sin embargo a unas 
altas velocidades de flujo y esfuerzos de corte la remoción del aceite se puede 
presentar. Para el caso de algunos flujos dispersos14 se espera que la velocidad de 
corrosión presente una correspondencia con la frecuencia de impacto de las gotas 
de agua en la superficie del metal, el área de contacto y el tiempo de residencia. 
Las emulsiones estables que se pueden presentar en los fluidos de producción 
dependen de sus propiedades fisicoquímicas, así como de las características de la 
operación, si la emulsión es agua y aceite se puede prevenir la humectación de las 
paredes del ducto y por ende disminuir las velocidades de corrosión. 
 
4.4.7 VELOCIDAD DE LOS FLUIDOS 
 
Este parámetro permite definir si un fluido presenta características erosivas y de 
desgaste. Entre más alta sea la velocidad mayor será la probabilidad de erosión y 
si la velocidad de corrosión es baja la probabilidad de acumulación de sedimentos 
aumentará. 
La se separación de las fases puede llevarse a cabo siempre y cuando la velocidad 
de los fluidos transportados decrece, por ejemplo, en puntos “Hold up” (zonas 
bajas). Diversos autores15 encontraron mediante estudios experimentales una 
velocidad crítica para evitar la separación aceite/agua y la formación del flujo 
segregado. De estos estudios se pudo concluir que generalmente la velocidad 
crítica es cercana a 1 m/s para la mayoría de los crudos transportados en oleoductos 
o en algunos casos alrededor de 0.5 m/s en pozos de producción. La velocidad 
crítica se puede determinar mediante las ecuaciones de la Norma API 14E, sin 
embargo, se debe tener en cuenta que existen algunos factores que pueden influir 
en la determinación de la velocidad crítica como, por ejemplo, la velocidad del fluido, 
el diámetro de la tubería, el diámetro de las gotas de agua, la rugosidad del ducto, 
la viscosidad, la densidad del agua y del hidrocarburo entre otras. 
 
4.4.8 INCRUSTACIONES 
 
En el transporte de fluidos por tuberías la acumulación de sedimentos orgánicos e 
inorgánicos genera problemas de funcionamiento corrientemente en la industria 
petrolera. El agua de producción de los campos petroleros juega un papel crucial 
para la formación de incrustaciones pues transporta gran cantidad de minerales. 
Las aguas subterráneas que se encuentran en yacimientos de areniscas y 
 
14 Lotz, V, Van Bodegon(1991), Corrosion (NACE), 47(8) 
15 M.Wicks and J.P. Fraser, “Entraiment of water by flowing oil,” Materials performance, may 1975 
25 
 
carbonatos son ricas en cationes bivalentes como Ca+2. Mg+2, Ba+2, Sr+2 entre 
otros y aniones como bicarbonatos, carbonatos y sulfatos. La formación de las 
incrustaciones proviene de cambios de temperaturas, presiones, ph, liberaciones de 
gas o el contacto con algún agua incompatible en fluidos saturados. La solubilidad 
es la medida de la capacidad que puede presentar un cuerpo o sustancia para 
disolverse o mezclarse en un líquido, los fluidos con concentraciones de iones 
bivalentes altas bajo cambios de presión y temperatura pueden llegar a precipitarse 
y formar incrustaciones. El primer paso dentro de un fluido saturado será la 
formación de grupos de átomos inestables (nucleación Homogénea), los cuales 
ante fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentración de iones en soluciones 
sobresaturadas provocaran la formación de cristales que aumentan el tamaño y por 
tanto la formación de incrustaciones. Por otro lado, la nucleación heterogénea 
puede ocurrir sobre defectos preexistentes en las superficies, como por ejemplo 
puntos corrugados, uniones soldadas, accesorios entre otros. La Figura 3 
esquematiza el proceso para la Nucleación Homogénea y Heterogénea. 
 
Figura 3. Formación de Incrustaciones 
 
 
 
Fuente: La lucha contra las incrustaciones- Remoción y prevención16 
 
 
 
16 Mike Crabtree, David Eslinger, Phil Flettcher, Matt Miller, Ashley Johnson, George King. La lucha contra las 
incrustaciones-Remoción y prevención. Oild field Review, vol 3, p 30-49 
 
26 
 
4.4.9 TIPOS DE INCRUSTACIONES 
 
Las incrustaciones que normalmente se producen en líneas de flujo, troncales, 
equipos estáticos, en bombas electro sumergibles en cabeza de pozo, en sistemas 
de bombeo entre otras se presentan en la Tabla 1. 
 
Tabla 1. Tipo de incrustaciones 
 
NAME Chemical 
Formula 
Primary Variables 
Calcium Carbonate 
(Calcite) 
CaCO3 
Partial Pressure of CO2, PH, temperature, total pressure, 
total dissolved solids 
Calcium sulfate 
CaSO4. 2 
H2O 
CaSO4. 1/2 
H2O 
CaSO4 
Temperature, total dissolved solids, pressure 
Gypsum ( Most 
Common) 
Hemi-Hydrate 
Anhidrate 
Barium Sulfate BaSO4 Temperature, total dissolved solids, pressure 
Strontium Sulfate SrO4 Temperature, total dissolved solids, pressure 
Irons Compounds 
Dissolved gases, corrosion, temperature, pressure, pH 
Ferrosu Carbonate FeCO3 
Ferrous Sulfide FeS 
Ferrous Hydroxide Fe(OH)2 
Ferric Hydroxide Fe(OH)3 
Ferric Oxide Fe2O3 
Fuente: Applied water technology17 
 
Los cálculos de la solubilidad o los índices de saturación se usan normalmente para 
predecir la formación y el tipo de incrustación. Los índices como Langelier, Ryznar, 
Stiff & Daviss y Oddo & Tomson son los más usados para estimar la tendencia 
incrustante en aguas petroleras. 
 
4.4.10 ÍNDICES DE ESTABILIDAD 
 
Los índices de estabilidad permiten establecer si un agua es incrustante o corrosiva 
fundamentada en el equilibrio químico de los carbonatos, bicarbonatos, ph, 
temperatura, concentración de calcio, salinidad total del agua y presión. 
 
17 Dr. Charles C Patton. Applied water technology. First Edition. Dallas Texas: C.C Patton & Associates INC, 1995 
27 
 
Históricamente el axioma de que un agua incrustante no es corrosiva se debe 
manejar con cautela y cuidado pues las limitaciones de la teoría a la práctica son 
amplias. 
 
La Tabla 2 presenta las ecuaciones de los índices de estabilidad 
 
Tabla 2. Índices de Estabilidad 
 
Índice de Estabilidad Ecuaciones Parámetros 
Índice de Saturación de 
Langelier 
𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑝𝐻𝑠 
TDS, 𝐶𝑎+2, 
Temperatura, pH, 
𝐻𝐶𝑂3
− 
Índice de estabilidad de 
Ryznar 
𝑆𝐼 = 2𝑝𝐻𝑠 − 𝑝𝐻 
TDS, 𝐶𝑎+2, 
Temperatura, pH, 
𝐻𝐶𝑂3
− 
Método de Stiff & Davis 𝑆𝐼 = 𝑝𝐻 − 𝑘 − 𝑝𝐶𝑎 − 𝑝𝐴𝑙𝑘 
k= constante en función 
de la fuerza iónica (µ) y 
temperatura 
µ = 1/2 ∑ 𝐶𝑖
𝑛
𝑖=𝑛 𝑧𝑖
2 
TDS, 𝐶𝑎+2, 𝑀𝑔+2, 𝐵𝑎+2, 
𝑆𝑟+2 , 𝑁𝑎+, 𝐶𝑙− , 𝑆𝑂4
−2, 
𝐻𝐶𝑂3
−,pH 
 
Método Oddo and Tomson 
𝐾𝑐 = 1/10
𝑝𝐾𝑐 
𝑝𝐾𝑐 = 𝑝𝐻 − 2.76 + 9.88 𝑥10
−3𝑇
+ 0.61𝑥10−6𝑇
− 3.03𝑥10−5𝑃
− 2.348√𝜇
+ 0.77𝜇 
temperatura 
µ = 1/2 ∑ 𝐶𝑖
𝑛
𝑖=𝑛 𝑧𝑖
2 
TDS, 𝐶𝑎+2, 𝑀𝑔+2, 𝐵𝑎+2, 
𝑆𝑟+2 , 𝑁𝑎+, 𝐶𝑙− , 𝑆𝑂4
−2, 
𝐻𝐶𝑂3
−,pH 
 
Fuente: Applied water technology18 
 
El estudio de la corrosión e incrustación ha tenido durante las últimas 6 décadas 
desarrollos en autoclaves, celdas de vidrio, probetas, así como en tecnologías de 
punta como softwares avanzados para la predicción de estos fenómenos. Dentro de 
los avances más relevantes están: la identificación y cuantificación de los productos 
de corrosión, la influencia del pH, la influencia de la presión total del sistema, los 
cambios de temperatura, los cambios de las concentraciones de las especies 
químicas y la relación entre las presiones parciales del CO2/H2S.19 
 
 
 
19 PEDRAZA T. Sandra R. “Estudio de la Corrosión de un Acero AISI 1020 Bajo Condiciones de Flujo Multifásico Salmuera 
– CO2– H2S, Salmuera – Aceite Mineral – C02– H2S, hidrodinámicamente controlado” Tesis de Maestría. Universidad 
Indutrial de Santander. 2004 
28 
 
Definir y cuantificar que variables son las más críticas dentro del universo de los 
procesos de corrosión ha sido un desarrollo contante en el tiempo pues los costos 
asociados a este problema en la industria petrolera han sido lo suficientemente altos 
como para no tenerlos en cuenta20. 
 
En el año 2007 Julio Pérez y sus colaboradores21 desarrollaron e implementaron 
una metodología para la evaluación de la integridad de pozos con calentamiento 
eléctrico. Esta metodología permitió definir los criterios de evaluación y ponderación 
de la agresividad del agua mediante los parámetros fisicoquímicos de las presiones 
parciales del CO2, H2S, porcentaje de agua, material de revestimiento, temperatura, 
cloruros, velocidad de fluidos y el acoplamiento de materiales los cuales, 
presentaban una estandarización acorde a las revisiones bibliográficas referentes 
al tema. Como conclusión de estos análisis, la metodología planteada les permitió 
establecer si un pozo se encuentra en condiciones mecánico metalúrgicas 
adecuadas para implementar el método de recobro por calentamiento eléctrico. 
 
La asociación nacional de Ingenieros de corrosión (NACE) creada en los estados 
unidos en 1943 ha venido recopilando información y estudios sobre los temas 
relacionados con esta área. Dentro de las normas y guías más representativas que 
han desarrollado criterios de aceptación y rechazo más usadas por los operadores 
de la industria petrolera son las normas actualizadas NACE MR0175/ ISO 15156 y 
NACE-25022; la primera se utiliza para establecer las amenazas a la integridad por 
H2S y la segunda se toma como criterio para establecer las amenazas por CO2; las 
anteriores se utilizan para evaluar la agresividad de los gases en la fase gaseosa. 
La norma NACE 0176 establece los criterios para la clasificación de la corrosividad 
del agua y la norma NACE SP 0775 establece los criterios de clasificación para la 
corrosividad de fluidos mediante el uso de la técnica intrusiva de cupones. 
 
La Sociedad Americana para Pruebas y Materiales por sus siglas en Ingles (ASTM) 
presenta un estándar para la determinación de la sobresaturación del Sulfato de 
bario, sulfato de estroncio y sulfato de calcio. La práctica recomendada ASTM 
D4328 permite establecer si un fluido presenta una tendencia a la precipitación de 
las sales mencionadas anteriormente. Estos cálculos han sido de gran apoyo y 
ayuda para la determinación de la tendencia incrustante en los campos petroleros 
de Colombia. 
 
 
20 https://tecnosagot.com/el-alarmante-costo-de-la-corrosion/ 
21 Julio Pérez, Manuel Cabarcas, Lina Velilla, Iván Uribe, Custodio Vásquez. Desarrollo e implementación de una 
metodología para la evaluación de integridad en pozos con calentamiento eléctrico. 2008, Nro. 154, pp. 101-111 
29 
 
J.E. Oddo junto a su equipo de investigación en Houston Texas22desarrolló un 
método para predecir el fenómeno incrustante o corrosivo a partir del CO2. Este 
paper contiene la información requerida a partir de las ecuaciones de Oddo & 
Tomson y las ecuaciones de Waard and Lotz. En la Tabla 3 se presentan las 
ecuaciones para la determinación de la corrosión por CO2 
 
Tabla 3. Ecuaciones para la determinación de la corrosión por CO2 
 
Ecuaciones Parámetros 
Waard and Lotz 
 
𝑉𝑐𝑜𝑟𝑟 =
1
1
𝐶𝑉𝑚𝑎𝑠𝑠 +
1
𝑉𝑟𝑒𝑎𝑐𝑡
 
 
Vcorr: corrosión mm/yr 
Vmass = Transferencia de masa 
Vreact = tasa de reacción Límite 
 
Fuente: The prediction of Scale and CO2 Corrosion in oil Field Systems 
 
Scalesoft ha sido el softwsare desarrollado a partir de este tipo de ecuaciones y 
como resultado se han obtenido múltiples resultados favorables.El ajuste del equilibrio químico para cualquier tipo de agua es importante ya que 
permite mantener la operabilidad de un sistema. Trujillo y sus colaboradores23 
realizaron estudios sobre los métodos cualitativos como langelier y Riznar y 
cuantitativos como Mojmir Mach para la determinación de la tendencia corrosiva de 
aguas potables. El estudio se desarrolló mediante el uso del software de apoyo 
Agrlnc_agua.2.0. Agresividad e incrustabilidad del agua. Los resultados pudieron 
determinar que las aguas analizadas presentaban un carácter corrosivo siendo el 
método Mojmir Mach la mejor opción respecto a los demás índices. Mach identifico 
y cuantificó la tendencia corrosiva del agua aportando los elementos para establecer 
el equilibrio químico del agua con base en el carbonato de calcio e hidróxido de 
calcio o aireación. 
 
El uso de herramientas informáticas para la determinación de la corrosividad y la 
tendencia incrustante es de amplio discernimiento en la industria petrolera, sin 
embargo, en la mayoría de desarrollos y aplicaciones el fenómeno de la corrosión 
localizada como resultado de la interacción de ciertas variables fisicoquímicas es 
 
22 J.E. Oddo, M.B. Tomson. The prediction of Scale and CO2 Corrosion in Oild Field Systems.1999, paper 41. 
23 Eduardo Trujillo, Verónica Martínez & Nadia Flórez. Ajuste del equilibrio químico del agua potable con tendencia 
corrosiva por Dióxido de carbono.2008, vol19, p 89-101 
30 
 
aún motivo de estudio24. Algunos cálculos predictivos sobre las incrustaciones se 
realizan en la industria actualmente; la Tabla 4 presenta una revisión sobre algunos 
de los softwares y desarrollos tecnológicos en esta materia 
 
Tabla 4. Predicción y control de Incrustaciones 
 
Software Características 
DownHole SAT 
 
Costo Moderado 
Base Windows 
18 especies 
Varios Índices de Incrustación 
 
MultiScale 
 
Popular en el Mar de Norte 
Base Windows 
10 especies 
 
GRI Oddo-Tomsom 
 
Base Fortran 
Bajo Costo 
5 especies 
 
OK Scale 
 
Consorcio Universidad Oklahoma 
CaCO3, CaSO4 y BaSO4 
Solmineq 88 
 
Base Dos 
Altas Temperaturas 
Gran Número de Especies 
Modera fuerza Iónica 
 
ScaleChem 
 
Base Windows 
Más de 100 especies 
Cálculo de masa Incrustante 
Rangos completos de Campo 
Fuente: Predicción y control de incrustaciones minerales en pozos petroleros 
 
Como se mencionaba en el párrafo anterior la predicción de la ubicación y la 
morfología de daño presentan un alto nivel de complejidad ya que múltiples factores 
intervienen en el fenómeno corrosivo. Por ejemplo, para el caso de la influencia de 
los sólidos disueltos totales (SDT) y cloruros en los fenómenos corrosivos, la 
información sobre el mecanismo de daño y la cuantificación del mismo es de gran 
complejidad en los flujos multifásicos. 
 
24 Lorenzo Vallejo, Maximino (2011). Predicción y control de incrustaciones minerales en pozos petroleros (tesis 
profesional) , Instituto politécnico Nacional, México 
31 
 
Estudios realizados en la Universidad de Basrah25 sobre el efecto de los Sólidos 
disueltos totales a distintos pH pudo determinar que a partir de concentraciones 
superiores a 1000 ppm las velocidades de corrosión aumentan significativamente 
en aceros al carbono dependiendo de las especies químicas presentes en la 
solución. La literatura26 establece rangos de criticidad para establecer si un fluido 
es agresivo a partir de esta variable fisicoquímica. 
 
Los cloruros son uno de los agentes corrosivos más abundantes y agresivos que 
puede contener un sistema, existe una gran cantidad de trabajos en la literatura que 
han estudiado los procesos de corrosión con diferentes metales, cuando se les pone 
en contacto con ambientes que contienen desde mínimas hasta altas 
concentraciones de cloruros. En 1972, McCafferty y Hackerman 27 realizaron 
estudios para determinar la cinética de la corrosión en soluciones acidas 
concentradas en cloruros. Los resultados permitieron observar que la superficie del 
metal ayuda la adsorción de los iones que favorecen 2 tipos de mecanismos 
denotados por la literatura y que actúan en función de la microestructura28 del metal. 
 
Durante el periodo de años de 1983 y 1997 diversos autores realizaron estudios de 
corrosión a partir de la disolución de los cloruros en el agua, analizando el efecto de 
la adsorción y absorción de los iones cloruros en aceros al carbono. En estas se 
pudo determinar que la presencia de los mismos acelera el proceso corrosivo 
mediante el picado ya que en presencia de otros iones como los sulfatos fracturan 
las capas de óxido que pasivan el efecto corrosivo. Los cloruros en presencia de 
ácidos orgánicos como el ácido acético actúan en reacciones secundarias o con los 
productos de corrosión, sin embargo, la presencia y el mecanismo de los mismos 
sigue siendo objeto de estudio. Los estudios sobre esta variable a nivel normativo 
no se han establecido ya que el mecanismo de daño es complejo y depende de 
muchos factores para su materialización. 
 
 
 
 
 
 
 
 
25 The effect pf pH and TDS on the corrosion rate of carbon steel – Mirs. Nuha Al - Hasen 
26 Nalco water Handbook. 
27 E. McCafferty, N. Hackerman, “Kinetics of iron corrosion in concentrated acidic chloride solutions”, J. Electrochem. Soc., 
119 (1972) 999. 
28 J. O´M. Bockris, D. Drazic, R. Despic, “The electrode kinetics of the deposition and dissolution of iron”, Electrochim. Acta, 
4 (1961)
 
32 
 
 
5. MATERIALES Y MÉTODOS 
 
5.1 MATERIALES 
 
Para el desarrollo del presente proyecto de investigación se utilizaron los equipos y 
materiales de la Tabla 5. 
 
Tabla 5. Materiales y equipos 
ítem Nombre Especificaciones Cantidad 
1 Computador 
hP / 500 GB Ram/ Core i5/ 
Paquete office 
1 
2 Separador trifásico Acero inoxidable 1 
3 
Kits para medir variables corrosivas en 
campo (Fase acuosa y Gaseosa) 
Chemetrics y Dräger de 
diferentes rangos 
3 
4 
Viales para el conteo de Bacterias BSR 
(Sulfatoreductoras) 
Viales de acuerdo a la Norma 
Nace 094 
3 
5 Cupones de corrosión Material Acero1020 3 
Fuente: Autor 
 
5.2 METODOLOGÍA 
 
La metodología planteada para este trabajo se describe en la Figura 4. 
 
Figura 4. Metodología 
 
 
Fuente: Autor 
 
[1] ETAPA 1. 
 
Para la primera etapa del desarrollo del presente proyecto se establecieron las 
siguientes actividades 
 
➢ Toma de Muestras de Agua y Gas: Para el desarrollo de esta actividad se 
tomaron 3 muestras de agua en 3 pozos productores del campo en 
cabeza de pozo. (ver Anexo D). Los ensayos in situ y la toma de 
información de operación consistió en la medición de las variables 
ETAPA I.
Actividades en 
Campo y 
Oficina 
(revisión 
históricos de 
información 
preexistente)
ETAPA 2. 
Análisis de 
Laboratorio
ETAPA 3. 
Resultados y 
Análisis de la 
Informacion 
ETAPA 4. 
Conclusiones
y
Recomendaciónes
33 
 
descritas en la Tabla 6. La ilustración 3 presenta el equipo utilizado en 
campo para esta actividad. 
 
 Tabla 6. Ensayos in Situ. 
ítem Nombre Ensayo 
1 CO2, H2S, O2 Disueltos en Agua 
2 CO2, H2S, O2 Fase Gaseosa 
3 Bacterias BSR En el agua 
4 pH En el agua 
5 Presión y Temperatura Variables de proceso de cada línea 
Fuente: Autor 
 
Ilustración 3.Separador Trifásico 
 
 
Fuente: Autor 
 
➢ Instalación y retiro de Cupones de corrosión: Para el desarrollo de esta 
actividad se instalaron 3 cupones de corrosión en cabeza de pozo con un 
tiempo de exposición de 45 días en cada una de las líneas propuestas 
para el presente proyecto. La Ilustración 4 muestra el tipo de cupones 
usados 
 
Ilustración 4.Cupones de corrosión 
 
 
Fuente: Autor 
34 
 
 
➢ Revisión de Históricos e información de Operación: Durante el desarrollo 
de esta actividad se revisó la información pertinente de los históricos de 
operación de cada línea (presiones y temperaturas), diámetrosde tubería, 
tipo de material de fabricación de la tubería, velocidades de flujo, 
fisicoquímica, cromatografías, cupones, ensayos no destructivos, 
hallazgos relevantes de inoperatividad por paradas ocasionales, diseños 
y construcción entre otros. 
 
[2] ETAPA 2. 
 
➢ Determinación de las características Fisicoquímicas del Agua: Esta 
actividad consiste en la toma de muestras de agua para el análisis de 
laboratorio el cual radica primordialmente en la determinación de las 
variables descritas en la Tabla 7 
 
Tabla 7. Ensayos Laboratorio 
 
ítem Nombre ítem Nombre 
1 Alcalinidad [ppm] 11 Bario[ppm] 
2 Bicarbonatos [ppm HCO3] 12 Calcio[ppm] 
3 Carbonatos [ppm CO32-] 13 Estroncio[ppm] 
4 Conductividad [μS /cm] 14 Hierro [ppm] 
5 Dureza Total [ppm CaCO3] 15 Magnesio[ppm] 
6 pH 16 Manganeso[ppm] 
7 Sólidos disueltos [ppm] 17 Potasio[ppm] 
8 Sólidos totales [ppm] 18 Sodio[ppm] 
9 Sólidos Suspendidos Totales [ppm] 19 Ácido acético[ppm] 
10 Sulfatos [ppm SO42-] 20 Cloruros [ppm Cl¯] 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de las Velocidades de corrosión por cupones: Se realizó 
la determinación de las velocidades de corrosión por cupones mediante 
los criterios de la Norma NACE SP 0775-18. 
 
[3] ETAPA 3. 
 
➢ Definición y jerarquización de los parámetros Fisicoquímicos relevantes 
➢ Definición del grado y escala de cada parámetro 
➢ Definición del peso o ponderación 
➢ Construcción de la Matriz de cálculo 
➢ Ponderación y establecimiento del nivel de corrosividad del Fluido 
35 
 
 
Para esta etapa se tuvieron en cuenta los criterios de las normas internacionales, 
criterios Bibliográficos y estándares establecidos por la petrolera. La consolidación 
de la matriz se presenta en las Tablas 8, 9 y 10 y bajo estas consideraciones fue 
necesario realizar la plantilla en el paquete Office. El valor del criterio fue tomado de 
1 a 4 siendo uno el valor asignado para la calificación más baja y cuatro para la 
calificación más alta de cada parámetro evaluado, la sumatoria de los parámetros 
evaluados será la calificación final para la asignación del nivel de corrosividad del 
agua. 
 
Tabla 8. Parámetros Fisicoquímicos del Agua29 
 
PARAMETROS CRITERIOS CALIFICACION 
VALOR 
POR 
CRITERIO 
RANGO 
VALOR 
PRODUCTO 
DE LA 
SUMA DE 
CADA 
CRITERIO 
%BSW <25% 
CORROSIÓN 
BAJA 
1 0-9 
O2 <0.02 ppm 
H2S < 10 ppm 
CO2 < 250 ppm 
Potencial de 
Hidrogeno 
> 7 
Temperatura < 30°C 
SDT <500 
IL >0 
Cl < 250 ppm 
%BSW 25% a 75% 
CORROSIÓN 
MODERADA 
2 10-18 
O2 0.02 a 0.04 ppm 
H2S 10 a 100 ppm 
CO2 250 a 1500 ppm 
Potencial de 
Hidrogeno 
6.5 a 7 
Temperatura 30 - 60°C 
SDT 500-1000 PPM 
IL entre - 0.5 y 0 
Cl 50 a 200 ppm 
%BSW 75%-80% 
CORROSIÓN 
ALTA 
3 19-27 
O2 0.04 ppm - 0.1 ppm 
H2S 100 ppm - 200 ppm 
CO2 1500 ppm -2000 ppm 
Potencial de 
Hidrogeno 
6 a 6.5 
 
29 Parámetros fisicoquímicos implementados por la Petrolera 
36 
 
PARAMETROS CRITERIOS CALIFICACION 
VALOR 
POR 
CRITERIO 
RANGO 
VALOR 
PRODUCTO 
DE LA 
SUMA DE 
CADA 
CRITERIO 
Temperatura 60 - 80°C 
SDT 1000 a 5000 ppm 
IL entre -2 y -0.5 
Cl 
200 a 500 
 
%BSW > 80% 
CORROSIÓN 
SEVERA 
4 28-36 
O2 >1 ppm 
H2S > 200 ppm 
CO2 > 2000 ppm 
Potencial de 
Hidrogeno 
< 6 
Temperatura > 80 °C 
SDT >5000 ppm 
IL <-2 
Cl > 500 ppm 
Fuente: Autor 
 
Tabla 9. Parámetros Fisicoquímicos del Gas 
 
PARAMETROS CRITERIOS CALIFICACION VALOR 
RANGO 
VALOR 
Presión parcial 
de H2S 
0 - 0.03 psi 
BAJA 1 0-2 
Presión Parcial 
de CO2 
< 7 psi 
Presión parcial 
de H2S 
0.03 a 0.05 psi 
MODERADA 2 3-4 
Presión Parcial 
de CO2 
7 a 30 psi 
Presión parcial 
de H2S 
>0.05 psi 
ALTA 3 5-6 
Presión Parcial 
de CO2 
> 30 psi 
Fuente: Autor 
 
Tabla 10. Parámetros Para la Determinación de la agresividad de Bacterias 
 
PARAMETROS CRITERIOS CALIFICACION VALOR 
RANGO 
VALOR 
BSR (Bact/ml) < 100 Corrosión Baja 1 1 
BSR (Bact/ml) 100 a 1000 
Corrosión 
Moderada 
2 2 
BSR (Bact/ml) >1000 Corrosión Alta 3 3 
37 
 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de la tendencia incrustante del Fluido: Para esta etapa fue 
necesario la construcción de la plantilla en el paquete Office bajo las 
ecuaciones descritas en la Tabla 11. 
 
Tabla 11. Interpretación de resultados para la formación de Scale 
 
ítem 
INDICES DE 
LANGELIER 
INDICES DE RYZNAR STIFF DAVIS ODDO TOMSON 
1 SI <0 Corrosivo SI = 6,5 Equilibrio SI = O Equilibrio SI = O Equilibrio 
2 SI >0 Incrustante SI > 6,5 Corrosión 
SI< 0 No 
Incrustante 
SI<0 No Incrustante 
3 SI=0 Equilibrio SI<6,5 Incrustante SI>0 Si Incrustante SI>0 Si Incrustante 
Fuente: Applied Water Technology 
 
➢ Determinación de la velocidad de corrosión por CO2: Para esta etapa fue 
necesario la construcción de la plantilla en el paquete Office bajo las 
ecuaciones y los parámetros descritos en la Tabla 3. 
 
➢ Correlación de la información con las velocidades de corrosión por 
cupones: en esta etapa se relacionaron las velocidades de corrosión por 
cupones vs la estimación de la agresividad, la incrustación y las 
velocidades de corrosión por CO2. La velocidad de los cupones se obtuvo 
mediante las ecuaciones de la norma NACE Standard SP 0775-2018 
según la Tabla 12. 
 
Tabla 12. Interpretación de resultados para las velocidades de corrosión30 
 
ítem 
Velocidad de Corrosión 
General (mpy) 
Velocidad de Corrosión de 
Picado (mpy) 
Grado de 
Corrosividad 
1 <1.0 <5.0 Baja 
2 1-4.9 5-7.9 Moderada 
3 5.0-10 8.0-15 Alta 
4 >10 >15 Severa 
Fuente: NACE SP0775 
 
[4] ETAPA 4. 
 
➢ En esta etapa se emiten las conclusiones y recomendaciones del estudio 
realizado 
 
30 NACE SP 0775 – 2018 
38 
 
 
6 RESULTADOS 
 
La estimación de la ponderación de las variables corrosivas se aplicó para tres 
pozos productores tomados aleatoriamente del campo petrolero “A”. La valoración 
se realizó a partir de los resultados obtenidos de las etapas 1 y 2 (ver Anexos). 
Los resultados de la Etapa 3 se presentan a continuación. 
 
➢ Determinación de la Corrosividad del Agua 
 
La Tabla 13 presenta los resultados de la estimación de la corrosividad del agua a 
partir de la ponderación semi cuantitativa. En esta se puede observar que el nivel 
de criticidad varia de un nivel Medio a un nivel Alto, teniendo en cuenta que la 
sumatoria total de la calificación establecida oscila entre los 18 y 21 puntos. 
 
Tabla 13. Resultados estimación de la corrosividad para el agua 
 
Pozo 
RESULTADOS FISICOQUIMICOS 
%BSW 
CO2 
(ppm) 
O2 
(ppm) 
H2S 
(ppm) 
pH T °C IL 
SDT 
[ppm] 
Cl 
[ppm 
Cl¯] ∑cal Critico* 
D C D C D C D C D C D C D C D C D C 
P1 94 4 10 1 0 1 0 1 7.0 2 70 3 
-
0.03 
2 1919 3 1027 4 21 A 
P2 65 2 18 1 0 1 0 1 6.0 3 73 3 
-
2.03 
4 255 1 94 2 18 M 
P3 96 4 40 1 0 1 0 1 6.6 2 55 2 
-
0.25 
2 1212 3 537 4 20 A 
*D= Dato de ingreso / *C= Calificación de acuerdo a la ponderación 
*Critico: (A = Alto) / (M=Medio) 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de la Corrosividad de Gas y Bacterias 
 
La Tabla 14 presenta los resultados de la estimación de la corrosividad del gas y 
bacterias a partir de la ponderación semi cuantitativa. En esta se puede observar 
que el nivel de criticidad es Bajo para los puntos P1 y P2 teniendo en cuenta que la 
sumatoria total de la calificación por línea no supera los rangos medios y altos 
establecidos para las variables evaluadas. El punto P3 presentó un nivel Moderado 
de criticidad de acuerdo a la calificación de la ponderación para las variables del 
gas para esta línea. La criticidad por análisis de Bacterias se mantiene para los 3 
puntos en un nivel bajo ya que no se presentó un crecimiento critico de bacterias 
para estas líneas. 
39 
 
 
Tabla 14. Resultados estimación de la corrosividad para el Gas y Bacterias 
 
AGRESIVIDAD GAS Y BACTERIAS 
Pozo 
BSR 
[Bacterias/ml] 
PPCO2 PPH2S Relación 
PpCO2/PpH2S 
Corrosión 
Por: 
∑cal 
Criticidad 
Gas 
 
∑cal 
 
 
Criticidad 
Bacterias 
D C D C D C 
P1 1 1 3.16 1 0.0161 192 H2S 2 BAJO 1 BAJO 
P2 1 1 3.38 1 0.001 1 3000 CO2 2 BAJO 1 BAJO 
P3 10 1 21.55 2 0.026 1 833 CO2 3 MEDIO 1 BAJO 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de la Incrustación 
 
La Tabla 15 presenta los resultados de la estimación de la tendencia incrustante a 
partir de la ponderación semi cuantitativa. En esta se puede observar que de los 
distintos modelos matemáticos las 3 líneas presentaron una tendencia a la corrosión 
de acuerdo a los valores de los índices de Langelier y Riznar, sin embargo, se 
presentó una tendencia leve a la incrustación en el punto 1 debido a la estimación 
por Stiff & Davis y Oddo Tomson 
 
Tabla 15. Resultados estimación de la Incrustación 
 
Pozo IL RYZNAR 
STIFF 
DAVIS 
ODDO 
TOMSON 
INDICES DE 
LANGELIER 
INDICES DE 
RYZNAR 
STIFF & 
DAVIS 
ODDO 
TOMSON 
PI -0.03 7.05 0.18181 0.1065 CORROSIÓN CORROSIÓN SCALE SCALE 
P2 -2.03 10.06 -1.86000 -1.6757 CORROSIÓN CORROSIÓN CORROSIÓN CORROSIÓN 
P3 -0.25 7.50 -0.19625 -0.0676 CORROSIÓN CORROSIÓN CORROSIÓN CORROSIÓN 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de la corrosión 
 
La Tabla 16 presenta los resultados de la determinación de la velocidad de corrosión 
por CO2. En esta se puede observar que la aplicación del modelo matemático pudo 
determinar que los puntos de monitoreo P1 y P3 presentaron velocidades de 
corrosión mayores a 5 mpy lo que sugiere una alta probabilidad de corrosión por 
este mecanismo de daño. El punto P2 presentó una moderada velocidad de 
corrosión. 
 
 
40 
 
 
Tabla 16. Resultados estimación de la Corrosión 
 
 RESULTADOS 
Poz
o 
T ΦCO2 
pH 
Rea
l 
pH CO2 
pH CO2/H2S Sin 
Saturación 
CO2/H2S 
Velocidad 
Corrosión 
Velocidad 
Corrosión 
°C PSI pH pH pH Relación mm/y mpy 
PI 70 2.882 6.0 4.43 6.035 192.30 0.133858318 5.27 
P2 73 3.100 5.8 4.43 5.857 3000 0.11302977 4.45 
P3 55 17.88 5.4 3.98 5.423 833.3 1.40532 55.33 
Convenciones: 
(D)Date: Dato tomado de cada pozo 
(C)Cal: Calificación según los criterios 
∑Cal: Sumatoria de la calificación por variable 
ΦCO2: Factor de Fugacidad 
Fuente: Autor 
 
➢ Determinación de la corrosión por Gravimetría (Cupones) 
 
La Tabla 17 presenta los resultados de la determinación de la velocidad de corrosión 
por gravimetría. En esta se puede observar que los cupones expuestos presentan 
velocidades de corrosión mayor a 5 mpy pasando de niveles altos a severos de 
criticidad durante los 45 días de exposición. 
 
Tabla 17. Resultados Cupones de corrosión 
 
Pozo Año 
Frecuencia 
(días) 
Vcorr 
(mpy) 
Clasificación 
NACE 
SP0775 
Pitting Rate 
(mpy) 
Clasificación 
NACE 
SP0775 
Tratamiento 
Químico 
P1 2020 45 10.3125 SEVERO NO - No 
P2 2020 45 5.9235 ALTO NO - Si 
P3 2020 45 47.8239 SEVERO NO - Si 
Convenciones: 
Vcorr: Velocidad de corrosión generalizada 
Fuente: Autor 
 
Los cupones expuestos presentaron una morfología de daño en la que no se 
evidencian perdidas localizadas, sino que por el contrario un desgaste generalizado 
con surcos y valles distribuidos en el cuerpo de la lámina testigo. Durante el análisis 
gravimétrico para los cupones en acero AISI-SAE 1020 no fue posible la 
determinación de los productos de corrosión debido a la inexistencia de los mismos 
en la superficie de cada lámina. El registro fotográfico de cada cupón expuesto se 
presenta en la Ilustración 5, Ilustración 6 e Ilustración 7. 
 
 
 
 
41 
 
 
Ilustración 5.Cupones pozo P1 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Autor 
 
Ilustración 6.Cupones pozo P2 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Autor 
 
 
 
 
42 
 
 
Ilustración 7.Cupones pozo P3 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Fuente: Autor 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
43 
 
 
7 ANÁLISIS DE RESULTADOS 
 
De acuerdo a los resultados descritos en el capítulo seis, se presenta el siguiente 
análisis de resultados en el que se establece la correlación y las posibles causas de 
la estimación de la agresividad del fluido respecto a las velocidades de corrosión 
evaluadas por los modelos predictivos y gravimétricos, así como la influencia de las 
variables estudiadas a partir de la fisicoquímica del agua. 
 
7.1. INFLUENCIA DE LAS VARIABLES DE LA FISICOQUIMICA 
 
De acuerdo a los resultados obtenidos para la estimación de la ponderación se pudo 
determinar que el nivel de criticidad Alto para el punto P1 y el punto P3 obedece a 
la criticidad de las variables tales como el porcentaje de agua libre (%BSW) y las 
concentraciones de Solidos disueltos totales y cloruros, las cuales se encuentran en 
un nivel de corrosividad critico de acuerdo a los criterios establecidos en la Tabla 8. 
La influencia de las variables como el pH y la temperatura suman al total de la 
calificación que para estos dos pozos llego a ser de 21 y 20 respectivamente. Lo 
anterior permite inferir que el agua de producción para estos puntos específicos es 
de carácter corrosivo Nivel Alto de acuerdo al análisis de las variables previamente 
presentadas. Cabe resaltar que las concentraciones de gases como el CO2, el H2S 
y el O2 en el sistema se encuentran en un nivel bajo de criticidad. 
 
El Nivel de criticidad evaluado para el punto P2 es Moderado con una calificación 
máxima de 17 puntos los cuales se encuentran estrechamente ligados al moderado 
porcentaje de agua libre (%BSW), las bajas concentraciones de solidos disueltos 
totales, las moderadas concentraciones de cloruros y las bajas concentraciones de 
gases disueltos en este sistema. 
 
El nivel de criticidad del gas obtenido para los tres puntos pudo determinar que 
existe una alta probabilidad de corrosión moderada para el punto P3, esto obedece 
a las presiones parciales de CO2 medidas en la corriente gaseosa las cuales se 
encontraron en 21.55 psi. El aumento de la presión parcial del sistema producirá un 
aumento en las velocidades de corrosión, posiblemente por el aumento de la 
solubilidad del CO2 que reduce el pH del sistema, facilitando la reducción del ion 
HCO3 y por tanto el proceso corrosivo. Como se puede apreciar en la Tabla 9 el 
recuento bacteriano no presentó un nivel de criticidad alto, en este sentido, el nivel 
de agresividad de los posibles procesos corrosivos que llegasen a presentarse se 
ven netamente influenciados por la fisicoquímica del agua. 
44 
 
 
7.2. ANÁLISIS DE LAS VELOCIDADES DE CORROSIÓN 
 
La tendencia a la formación de películas de SCALE es baja para los puntos P2 y P3 
de acuerdo a los cálculos de la tabla 13 lo que indica que el agua analizada tiene 
un potencial de corrosión que puede afectar la integridad de los activos. Para el 
caso del punto P1 la estimación de los índices varía para Stiff & Davis y Oddo 
tomson, ya que estos últimos indican que existe una probabilidad de precipitación 
de sales, este cálculo se encuentra directamente relacionado con la presencia de 
especies químicas que aumentan la fuerza iónica de la solución, por otro lado, el 
pH, la temperatura y la presión de operación ejercen una alta influencia en el 
estimativo. Dado lo anterior, se puede interpretar que matemáticamente el 
estimativo de la formación de películas es posible para estos índices, sin embargo, 
no son datos números que se encuentren respecto al nivel de referencia que es el 
cero en un delta mayor a 1. 
Algunas incrustaciones minerales pueden llegar a presentarse a partir de cambios 
asociados a la operación (temperatura, presión), cambios en el pH, cambios en las 
concentraciones de gases disueltos o al contacto de aguas incompatibles e incluso 
a los métodos de recuperación. El primer paso dentro de un fluido saturado será la 
formación de grupos de átomos inestables (nucleación Homogénea), los cuales 
ante fluctuaciones locales en el equilibrio de la concentración de iones en soluciones 
sobresaturadas provocaran la formación de cristales que aumentan el tamaño y por 
tanto la formación de incrustaciones. Por otro lado, la nucleación heterogénea 
puede ocurrir sobre defectospreexistente en las superficies, como por ejemplo 
puntos corrugados, uniones soldadas, accesorios entre otros. Es importante resaltar 
que este tipo de estimativos semicuantitativos no contemplan el sin fin de variables 
a tener en cuenta para predecir la formación de películas, por lo que es necesario 
analizar objetivamente cada resultado. 
 
Comparando las velocidades de corrosión determinadas a partir de los modelos 
predictivos, estas presentan una gran relación con la estimación de la agresividad 
del fluido ya que se encuentran en un nivel de agresividad coincidente. Como se 
puede ver en la Grafica 2 dicha correlación se encuentra relacionada con la 
velocidad de corrosión por cupones y las presiones parciales de CO2 para cada 
sistema. Para el caso del Punto #2 aunque el nivel de ponderación de riesgo sea 
Medio, se encuentra en el límite superior, dato que contrasta con las velocidades de 
corrosión estimadas por cupones ya que estas se encontraron por encima de los 
criterios usados en el campo petrolero. 
 
45 
 
 
 
 
Gráfica 2. Análisis de la Metodología implementada 
 
 
Fuente: Autor 
 
Por otro lado, las concentraciones de solidos disueltos y cloruros se encontraron en 
niveles altos según la clasificación de la Tabla 8 para los puntos P1 y P3. Como se 
puede apreciar en la Grafica 3 el nivel de ponderación de agresividad del fluido es 
consistente con la velocidad de corrosión y con el aumento en las concentraciones 
de solidos disueltos en cada sistema. Por lo anterior se puede inferir que las 
velocidades de corrosión del campo se encuentran estrechamente relacionadas con 
las altas concentraciones de solidos a bajas presiones parciales de CO2. 
 
Gráfica 3. Resultados Concentraciones SDT vs la Metodología 
 
 
27
18
27
21
18
20
0
5
10
15
20
25
30
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
PI P2 P3
∑
c
a
l 
(C
la
s
if
ic
a
c
ió
n
 d
e
 l
a
 
a
g
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iv
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V
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lo
c
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a
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 d
e
 C
o
rr
o
s
ió
n
 (
m
p
y
)
Puntos Muestreados
Criticidad FQ ∑cal
Vel Corr Modelo (mpy) Vcorr (mpy) Cupones
1919
255
1212
10.3
5.9
47.8
0
500
1000
1500
2000
2500
PI P2 P3
SDT (ppm) ∑cal Vcorr (mpy) Cupones
46 
 
Fuente: Autor 
 
Realizando la revisión de la información de los históricos de los cupones de 
corrosión para cada línea se puede apreciar que en cada uno de los puntos 
monitoreados las velocidades de corrosión vienen presentándose por fuera del 
criterio de la Norma NACE SP 0775. Las gráficas que se presentan a continuación 
contienen los históricos relevantes de los comportamientos de las velocidades de 
corrosión por cupones los cuales presentan una correlación directa con el presente 
estudio. 
 
Para el caso del pozo productor P1 se puede evidenciar que históricamente viene 
presentando problemas de corrosión severos (ver Gráfica 4), estos resultados se 
encuentran relacionados con los factores previamente analizados los cuales son 
partida para extrapolar a distintos pozos del campo los cuales carecen de este tipo 
de análisis ya que son pozos nuevos para la operación. A pesar de que se tiene 
una inyección de química para disminuir la velocidad de corrosión se puede 
observar que no es efectiva por lo cual se abre una puerta para la investigación de 
nuevos proyectos para aplicación en este tipo de pozos. 
 
Gráfica 4. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P1 
 
 
Fuente: Autor 
 
El histórico de las velocidades de corrosión del pozo productor P2 evidencia la 
intermitencia de los resultados en el tiempo los cuales se atribuyen al cambio de 
química realizado por el operador de la misma y a la intermitencia en la operación 
en la producción (ver Gráfica 5) , no obstante teniendo en cuenta el presente estudio 
14.4 14.4
18.0
30.5
10.3
0
5
10
15
20
25
30
35
2
9
-a
g
o
-1
9
1
8
-o
c
t-
1
9
1
7
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u
n
-2
0
1
6
-j
u
l-
2
0
2
3
-s
e
p
-2
0
V
c
o
rr
 (
 m
p
y
 )
Corrosión General Target (5mpy)
47 
 
se pudo evidenciar que el nivel de agresividad medio obtenido se relaciona con los 
últimos 4 monitoreos por cupones, los cuales se encuentran dentro de un promedio 
de velocidades de corrosión de 4.03 mpy. 
 
Gráfica 5. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P2 
 
 
Fuente: Autor 
 
Para el caso del pozo productor P3 se puede evidenciar que históricamente y al 
igual que el pozo productor P1 viene presentando problemas de corrosión severos 
(ver gráfica 6), estos resultados se encuentran relacionados con los factores 
fisicoquímicos analizados para la química del agua, así como para la influencia 
directamente proporcional de la presión parcial del CO2 en el sistema, la cual viene 
presentándose en rangos de 15 a 23 psi. La presión parcial ejercida por el gas en 
el líquido ha venido aumentando las velocidades de corrosión paulatinamente. 
Existe una inyección de química recurrente en el pozo, pero no es plausible el efecto 
de la disminución de la velocidad con la que se corre la tubería. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
17.90
0.02
7.75
2.25
5.92
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
1
0
-m
a
r-
2
0
2
7
-j
u
l-
2
0
2
8
-a
g
o
-2
0
1
-o
c
t-
2
0
4
-n
o
v
-2
0
V
c
o
rr
 (
 m
p
y
 )
Corrosión General Target (5mpy)
48 
 
 
Gráfica 6. Velocidad de corrosión por Cupones pozo P3 
 
 
Fuente: Autor 
40.23
48.57
22.43
13.23
47.82
0
10
20
30
40
50
60
1
0
-d
ic
-1
9
9
-m
a
r-
2
0
2
7
-j
u
l-
2
0
2
7
-a
g
o
-2
0
1
-o
c
t-
2
0
V
c
o
rr
 (
 m
p
y
 )
Corrosión General Target (5mpy)
8. CONCLUSIONES 
 
A continuación, se presentan las conclusiones de este estudio de acuerdo a los 
resultados obtenidos. 
 
1. El nivel de criticidad de las aguas de producción para los tres pozos 
productores evaluados es Moderado-Alto, esta aproximación coincide con la 
evaluación de las tendencias incrustantes, así como con los modelos 
predictivos los cuales fueron corroborados por medio de los ensayos 
gravimétricos de los cupones AISI 1020 donde se evidencian fenómenos 
corrosivos por causa del fluido. 
 
2. La ponderación semicuantitativa de las variables corrosivas permitió 
identificar que el porcentaje de agua libre (%BSW), las concentraciones de 
los sólidos disueltos, los cloruros, la temperatura y el pH manejan rangos 
altos de severidad para los pozos P1 y P3, en este sentido, es de esperarse 
que la sumatoria de las variables evaluadas proyecte una tendencia Alta a la 
corrosión. 
 
3. La metodología utilizada para el presente proyecto ayuda a determinar el 
nivel de agresividad del fluido, lo anterior permitirá tomar mejores decisiones 
administrativas que permitan enfocar recursos para el seguimiento y el 
monitoreo de la corrosión interna, no obstante, no se puede interpretar como 
una metodología para la evaluación del Riesgo que determine la probabilidad 
y la consecuencia de falla de los pozos evaluados. 
 
4. La evaluación de la tendencia incrustante mediante las ecuaciones de los 
índices de estabilidad permite evidenciar que los pozos evaluados presentan 
una baja probabilidad de formación de SCALE la cual coincide con los 
resultados de los cupones de corrosión AISI 1020, no obstante, es posible 
una nucleación heterogénea para el pozo productor P1 donde se podría 
llegar a presentar una película de incrustación la cual depende de las altas 
concentraciones de solidos disueltos, altas temperaturas, la presencia de 
bicarbonatos y del pH. 
 
5. Las velocidades de corrosión predictivas coinciden con los resultados de los 
cupones expuestos, dado lo anterior se presume que los procesos corrosivos 
se encuentran directamente relacionados con las altas concentraciones de 
solidos disueltos y cloruros, así como con el aumento de las presiones 
50 
 
parciales que en el caso de la línea del pozo productor No.3 (P3) es notable 
la influencia de esta variable. 
 
6. Las diferencias en la magnitud de las velocidades de corrosión se atribuyen