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PROCESO DE CORROSION POR CO2 EN AMBIENTE HUMEDO FAVORECIDO
POR ACTIVIDAD MICROBIANA, EN TUBERIA DE DISTRIBUCION DE NAFTA
PARA DILUCION DE CRUDOS EXTRAPESADOS.

ANDRES FELIPE PEDRAZA PARDO

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
POSGRADOS INGENIERIA
MAESTRIA EN GESTION DE INTEGRIDAD
Y CORROSION
2021

PROCESO DE CORROSION POR CO2 EN AMBIENTE HUMEDO FAVORECIDO
POR ACTIVIDAD MICROBIANA, EN TUBERIA DE DISTRIBUCION DE NAFTA
PARA DILUCION DE CRUDOS EXTRAPESADOS.

ANDRES FELIPE PEDRAZA PARDO

Trabajo de grado para optar el título de Magister en Gestión de Integridad y
Corrosión.

Director
YANETH PINEDA
Ingeniero Metalúrgico, PhD

UNIVERSIDAD PEDAGÓGICA Y TECNOLÓGICA DE COLOMBIA
POSGRADOS INGENIERIA
MAESTRIA EN GESTION DE INTEGRIDAD
Y CORROSION
2021

Nota de Aceptación

Presidente del Jurado

Jurado

Bogotá D.C, 31 mayo del 2021

DEDICATORIA

La vida me ha premiado con el ser más maravilloso, más luchador, más fuerte y
más valioso en el mundo; creo que es un beneficio el que Dios me dio el poder
contar con una madre como la que tengo.

Este trabajo va dedicado a ella, porque más allá de ser mi madre es mi inspiración,
más allá de ser mi guía ha sido esa persona que me enseño que la vida sin sueños
no es vida; y hoy estamos cumpliendo uno más de los muchos que nos hemos
planteado desde que inició este camino.

Gracias Dora Milena Pardo, y esto es gracias a ti.

AGRADECIMIENTOS

Al Dios del amor y la vida, que en medio de su grandeza y sabiduría ha puesto en
mi vida personas maravillosas, me permitió nacer, crecer y formarme en una gran
familia que en medio de las adversidades han criado personas excepcionales.

A mi madre Dora Milena, por ser mi mayor compañía y aliada en este camino que
llamamos vida, gracias infinitas porque estoy seguro que esto sin una madre como
tú, quizás sería imposible.

A mi compañera de vida Karen Martínez, porque me ha ayudado, me ha dado ánimo
y me ha impulsado a esforzarme en el desarrollo de este trabajo.

A mi jefe inmediato Vicente Chaparro, quien ha sido un maestro en todo lo
concerniente a integridad; gratitud total a él porque confió en mi aun cuando apenas
estaba iniciando mi camino como profesional.

A la Doctora Yaneth Pineda por dirigir este trabajo, por su valioso aporte, por poner
a mi disposición su capacidad de guiar y por estar presta siempre a cualquier
inquietud.

A todos mis familiares y amigos que de una u otra manera aportaron en mi formación
como persona y profesional

¡MIS MAS SENTIDO AGRADECIMIENTO!

TABLA DE CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 15
1. OBJETIVOS .................................................................................................... 17
1.1. OBJETIVO GENERAL .............................................................................. 17
1.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS ..................................................................... 17
2. ANTECEDENTES DEL PROBLEMA .............................................................. 18
2.1 POSIBLE ORIGEN DE COMPUESTOS FERROSOS. ............................. 19
2.1.1 Tanques de almacenamiento de nafta ATK 7405 A/B........................ 19
2.1.2 Fallas en los aeroenfriadores de la URV. ........................................... 21
3. DESCRIPCION DEL PROBLEMA ................................................................... 23
4. MARCO TEÓRICO .......................................................................................... 26
4.1 DEFINICION DEL SISTEMA. ................................................................... 26
4.1.1 Sistema de tubería de la zona norte. .................................................. 27
4.1.2 Sistema de tubería de la zona sur ...................................................... 29
4.2 CARACTERISTICAS DE LA NAFTA. ....................................................... 31
4.3 INFLUENCIA DE LA VELOCIDAD DE FLUJO EN LA CORROSION. ...... 32
4.3.1 Velocidad de flujo ............................................................................... 34
4.4. INFORMACION GENERAL DE LA NAFTA. ............................................. 41
4.5. LA NAFTA Y LA CORROSION. ................................................................ 42
4.5.1 Biodegradación de la nafta. ................................................................ 42
4.6 ANALISIS FISICOQUIMICO DE FLUIDOS CAMPO Y LABORATORIO. . 43
4.6.1 Interpretación de resultados. .............................................................. 44
4.7 MICROORGANISMOS Y FACTORES QUE FAVORECEN LA
CORROSION. .................................................................................................... 46
4.7.1 Condiciones que propician la biocorrosión. ........................................ 47
4.7.2 Formación de biomasa. ...................................................................... 48

4.7.3 Adsorción y fijación. ........................................................................... 50
4.7.4 Acondicionamiento de la superficie para la formación de biomasa. ... 51
4.8 CORROSION BAJO DEPOSITOS. .......................................................... 52
4.8.1 Tipos de depósitos. ............................................................................ 53
5. DISEÑO METODOLOGICO ............................................................................ 55
5.1 DEFINICION DE HIPOTESIS, VARIABLES E INDICADORES. ............... 55
5.2 PRESENTACION DE ETAPAS ................................................................ 55
5.3 PROCESO DE RECOLECCION, ORGANIZACIÓN, SISTEMATIZACION
DE LA INFORMACION Y ANALISIS DE LOS DATOS. .............. 56
5.4 METODOLOGIA, NORMAS Y/O ESTANDARES APLICADOS. ............... 57
5.4.1 Corrida hidráulica. .............................................................................. 58
5.4.2 Corrosividad de la nafta. .................................................................... 58
5.4.3 Análisis microbiológico. ...................................................................... 58
5.4.4 Análisis fisicoquímicos de nafta en laboratorio. .................................. 61
5.5 CARACTERIZACION Y EVALUACION DEL MATERIAL. ........................ 65
5.5.1 Análisis metalográfico. ....................................................................... 65
5.5.2 Análisis de composición químicas por espectrometría. ...................... 65
6 RESULTADOS ................................................................................................ 67
6.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN DE LA LINEA. .................................... 67
6.1.1 Velocidad de flujo en la línea de nafta (corrida hidráulica). ................ 67
6.1.2 Operación intermitente de la línea...................................................... 72
6.2 CORROSIVIDAD DE LA NAFTA .............................................................. 73
6.2.1 Análisis de actividad microbiológica. .................................................. 73
6.2.2 Evaluación corrosividad interface agua-nafta mediante técnicas
electroquímicas de polarización lineal (LPR) y polarización potenciodinámica
(Tafel). 77
6.2.3 Caracterización de sólidos encontrados en sistema de filtración. ...... 84
6.2.4 Recolección y análisis fisicoquímico de muestras de nafta ................ 87
6.3 ANALISIS DE FALLA DE LOS EVENTOS PRESENTADOS. ................... 89
6.3.1 Inspección visual. ...............................................................................90

6.3.2 Morfología de daño. ........................................................................... 92
6.3.3 Caracterización y evaluación del material. ......................................... 95
6.3.4 Caracterización de los productos de corrosión zona del daño. .......... 98
6.4 ANALISIS FISICOQUIMICO DE LOS CONDENSADOS RECUEPRADOS
EN LA URV. ...................................................................................................... 102
6.4.1 Parámetros determinados en campo. .............................................. 102
6.4.2 Parámetros determinados en laboratorio. ........................................ 103
7 ANALISIS DE RESULTADOS ....................................................................... 105
7.1 MECANISMOS DE DAÑO PROBABLES. .............................................. 107
7.1.1 Corrosión por CO2 ........................................................................... 107
7.1.2 Corrosión bajo depósitos. ................................................................. 112
7.1.3 Corrosión por influencia de la fase acuosa. ..................................... 113
8 CONCLUSIONES .......................................................................................... 117
9 RECOMENDACIONES ................................................................................. 118
10 BIBLIOGRAFIA .......................................................................................... 121

LISTA DE TABLAS

Tabla 1 Características generales de las fallas...................................................... 24
Tabla 2 Características de la línea de nafta zona norte. ........................................ 29
Tabla 3 Condiciones de operación línea de nafta zona norte. ............................... 29
Tabla 4 Características de la línea de nafta zona sur. ........................................... 31
Tabla 5 Condiciones de operación línea de nafta zona sur. .................................. 31
Tabla 6 Propiedades de la nafta. ........................................................................... 32
Tabla 7 Propiedades de los crudos usados en los experimentos. ......................... 39
Tabla 8 Análisis fisicoquímicos practicados en campo y laboratorio. ..................... 43
Tabla 9 Criterios de clasificación para la corrosividad del agua. ........................... 44
Tabla 10 Criterios de clasificación para el índice de Langelier (IL) ........................ 45
Tabla 11 Criterios de clasificación para la corrosividad según la presión parcial del
CO2 y el H2S en el gas ......................................................................................... 45
Tabla 12 Etapas metodológicas del trabajo. .......................................................... 56
Tabla 13 Indicativo de crecimiento de bacterias. ................................................... 60
Tabla 14 Interpretación de resultados. ................................................................... 61
Tabla 15 Análisis fisicoquímicos practicados a la nafta. ........................................ 62
Tabla 16 Clasificación de las láminas de cobre según ASTM D130. ..................... 63
Tabla 17 Caracterización de la nafta inyectada al campo Chichimene. ................. 68
Tabla 18 Resultados de las velocidades de cada tramo de las líneas de la zona sur
del campo Chichimene. ......................................................................................... 69
Tabla 19 Resultados de las velocidades de cada tramo de las líneas de la zona norte
del campo Chichimene. ......................................................................................... 70
Tabla 20 Evaluación preliminar para la determinación del contenido de poblaciones
microbianas. Muestras evaluadas. ......................................................................... 73
Tabla 21 Evaluación preliminar para la determinación del contenido de poblaciones
microbianas. Muestras evaluadas. ......................................................................... 74
Tabla 22 Nivel de riesgo asociado por contaminación microbiana. ....................... 75
Tabla 23 Resultados depósitos tomados de tubería afectada. .............................. 77

Tabla 24 Materiales empleados para prueba de corrosividad agua-nafta. ............ 77
Tabla 25 Condiciones operacionales prueba de corrosividad interface agua-nafta.
............................................................................................................................... 78
Tabla 26 Valores obtenidos con base a la extrapolación de la curva de polarización
potenciodinámica (Tafel). ....................................................................................... 81
Tabla 27 Resultados de velocidad de corrosión por medio gravimétrico. .............. 83
Tabla 28 Inspección y recolección de muestras de sistema de filtración. .............. 84
Tabla 29 Resultados análisis SEM filtros de Nafta CL24, CL47 y CL04. ............... 85
Tabla 30 Especies presentes en las muestras analizadas - filtros del sistema de
inyección de nafta del campo Chichimene. ............................................................ 86
Tabla 31 Resultados análisis fisicoquímico de la nafta. ......................................... 87
Tabla 32 Resultados de composición química material tubería, técnica
Espectrometría de Emisión Óptica -EEO. .............................................................. 95
Tabla 33 Microestructuras muestras de tubería de falla. ....................................... 96
Tabla 34 Resultados ensayo de dureza. Escala Vickers ....................................... 97
Tabla 35 Productos de corrosión zona interna....................................................... 98
Tabla 36 Resultados parámetros evaluados in situ (muestra de agua). .............. 102
Tabla 37. Niveles de riesgos asociados con cuantificación de cultivos microbianos
de bacterias ......................................................................................................... 103
Tabla 38 Resultados análisis microbiológico hidrocarburo recuperado en la URV.
............................................................................................................................. 103

LISTA DE GRAFICAS

Gráfica 1 Velocidad de flujo y tasa de corrosión esperada. ................................... 32
Grafica 2 Mapa de humectación de mezcla agua/LVT200 en flujo horizontal. ...... 39
Grafica 3 Mapa de humectación de mezcla agua / Arabian Oil en flujo horizontal.40
Grafica 4 Resultados prueba de corrosividad, técnica electroquímica de curva de
polarización lineal (LPR). ....................................................................................... 78
Grafica 5 Resultados de prueba de corrosividad, curva de potencial de circuito
abierto. ................................................................................................................... 79
Grafica 6 Resultados prueba de corrosividad, curva de polarización
potenciodinámica (Tafel). ....................................................................................... 80
Grafica 7 Escala de comparación de colores. ........................................................ 89

LISTA DE ILUSTRACIONES

Ilustración 1 Sistema de almacenamiento y distribución de nafta estación
Chichimene. ........................................................................................................... 19
Ilustración 2 Registro de falla en aeroenfriadores 2015. ........................................ 21
Ilustración 3 Eventos de falla línea de nafta campo Chichimene. .......................... 23
Ilustración 4 Configuración del sistemade distribución de nafta ........................... 27
Ilustración 5 Configuración de la línea de nafta zona norte. .................................. 27
Ilustración 6 Configuración de la línea de nafta zona sur ...................................... 30
Ilustración 7 Mahdhane et al. Horizontal Flow Regime Map .................................. 35
Ilustración 8 Regímenes de flujo para flujo bifásico. .............................................. 36
Ilustración 9 Fenómeno de segregación a velocidad de flujo menor a 3.5 ft/s. ...... 38
Ilustración 10 Ciclo de biopelícula .......................................................................... 51
Ilustración 11 Diagrama de proceso para la identificación del mecanismo de daño.
............................................................................................................................... 57
Ilustración 12 Recuento de bacterias - Método de Dilución Seriada. ..................... 59
Ilustración 13 Clasificación de las láminas de cobre según ASTM D130 ............... 63
Ilustración 14 Escala de color de acuerdo con la norma ASTM D156 ................... 64
Ilustración 15 Esquema de recolección de la red de distribución de nafta zona norte
del campo chichimene simulada en PIPESIM. ...................................................... 67
Ilustración 16 Esquema de recolección de la red de distribución de nafta zona sur
del campo chichimene simulada en PIPESIM. ...................................................... 67
Ilustración 17 Espectro de la velocidad erosional para la red de distribución de nafta
del sector norte. ..................................................................................................... 71
Ilustración 18 Espectro de la velocidad erosional para la red de distribución del
sector sur. .............................................................................................................. 72
Ilustración 19 Resultados preliminares a cada una de las muestras. Quince días de
incubación. ............................................................................................................. 74
Ilustración 20 Muestra 1. Zona periférica al daño (parte inferior del tubo). Pruebas
realizadas: BPA y BSR. Se peso 1 g de muestra en 9 ml de buffer PBS estéril. ... 75

Ilustración 21 Muestra 2. Zona afectada (parte inferior del tubo). Pruebas a realizar:
qPCR BSR. ............................................................................................................ 76
Ilustración 22 Muestra 3. Zona afectada (parte superior del tubo). Pruebas
realizadas: BPA y BSR; se pesó 0.52 g de muestra en 9.5 ml de buffer PBS estéril.
............................................................................................................................... 76
Ilustración 23 Resultados de medición de población bacteriana BSR y BPA deposito
tubería de fuga 28/08/2020. ................................................................................... 76
Ilustración 24 Morfologías de los daños encontrados en el electrodo de trabajo. .. 81
Ilustración 25 Aspecto general de los cupones de corrosión antes y después de
limpieza química. ................................................................................................... 83
Ilustración 26 Espectro obtenido de composición química mediante DRX falla
10/10/2019. ............................................................................................................ 99
Ilustración 27 Espectro obtenido de composición química mediante DRX falla
06/07/2020. .......................................................................................................... 100
Ilustración 28 Espectro obtenido de composición química mediante DRX falla
28/08/2020. .......................................................................................................... 101
Ilustración 29 Proceso de formación y desprendimiento de las capas de siderita en
un proceso de corrosión por CO2 disuelto en ambiente acuoso.......................... 110
Ilustración 30 Reacciones globales de un proceso de corrosión del hierro en un
medio acuoso. ...................................................................................................... 114

LISTA DE IMAGENES

Imagen 1 Muestras de condensados recuperados en la URV. .............................. 18
Imagen 2 Ánodos de sacrificio tanque ATK 7405 A. .............................................. 20
Imagen 3 Ánodos de sacrificio ATK 7405B ............................................................ 20
Imagen 4 Lamina de cobre después de análisis. ................................................... 88
Imagen 5 Aspecto externo de la tubería afectada.................................................. 90
Imagen 6 Aspecto interno de la tubería afectada................................................... 91
Imagen 7 Aspecto de la pared interna sin depósitos. ............................................ 92
Imagen 8 Presencia de socavaduras con tendencia a la formación de cavernas. . 93
Imagen 9 Presencia de socavaduras en formas hemisféricas y cavernas. ............ 93
Imagen 10 Presencia de socavaduras con formas hemisféricas y dentro de esta
formación de picados. ............................................................................................ 94

INTRODUCCIÓN

El estado agotado de las reservas de crudo liviano en los campos de los llanos
orientales en el Meta, específicamente en la gerencia de desarrollo y producción
Chichimene, ha direccionado el presente y futuro de la industria petrolera hacia la
explotación de crudos extrapesados (°API<10) los cuales representan alrededor del
80% de las reservas de la región. La explotación de los crudos extrapesados implica
el desarrollo de tecnologías que permitan el recobro y transporte mediante ductos
desde los campos de explotación hasta las estaciones de procesamiento. Para el
transporte eficiente de crudo en oleoductos, la teoría recomienda valores de
viscosidad inferiores a 400 cP a 25°C. Los crudos extrapesados del Meta se
caracterizan por sus propiedades reológicas particulares tales como densidades
API entre 7°- 15° y viscosidades entre 1.000 – 400.000 cP. Los valores bajos en
densidad API y valores altos en viscosidad, en comparación con un crudo
convencional, son atribuidos principalmente al alto contenidos de asfáltenos y baja
relación gas/crudo; estas propiedades reológicas del crudo pesado dificultan su
transporte por las líneas lo cual implica altos consumos de energía en bombeo y
grandes inversiones en capital para mantenimiento, por lo cual se hace necesario
el uso de pretratamientos fisicoquímicos tales como solución con solventes o
calentamiento a lo largo de las líneas de tubería con el fin especifico de reducir
viscosidad y mejorar la eficiencia de la operación de transporte.

La gerencia de desarrollo y producción Chichimene, determinó que el esquema
óptimo de transporte de estos crudos extrapesados desde el sitio de producción
hasta las respectivas estaciones de procesamiento se lograba mediante la dilución
con nafta. La nafta utilizada tiene unas características fisicoquímicas relevantes
como °API 58 - 65 y BSW<0.1% lo cual inicialmente lo hacía un hidrocarburo limpio,
ideal para el transporte en tuberías de acero al carbono con pocas probabilidades
de que se llegase a presentar fenómenos de degradación (corrosión) interna.

Transcurridos diez (10) años de operación de la línea cuyas tareas de gestión de
integridad iban más enfocadas en salvaguardar el exterior del ducto, se presentan
tres pérdidas de contención de la nafta en secciones de tubería consideradas como
un punto bajo sin evidencia de defectos en el recubrimiento. Estos eventos no solo
generaron grandespérdidas económicas y ambientales, sino que además

ocasionaron gran preocupación ante el hecho de que un hidrocarburo relativamente
limpio estuviera materializando mecanismos de corrosión interna, cuando este
activo se consideraba seguro y altamente confiable ante las condiciones de
operación a las cuales venía operando.

Posterior a la primera falla generada el mes de noviembre del 2019, y una vez se
obtiene el segmento de tubería afectado, se evidencia una gran cantidad de
depósitos en la zona degradada, por lo que se decide realizar un análisis de falla a
la pieza a partir del cual se plantea que la falla por perforación tipo picadura se
generó debido a procesos de corrosión por influencia microbiológica. En el análisis
se contempló el hecho de que, durante la operación de la línea, esta recibe el fluido
de los tanques de almacenamiento existentes en la estación Chichimene, los cuales
contienen agua que durante su transporte se ubica en la posición horaria de las 6:00
junto con depósitos (carbonatos) provocando una película protectora que genera las
condiciones para el crecimiento de bacterias provenientes del fluido de transporte.
Esta consideración, aunque si es en parte cierta, queda en entredicho cuando se
procede a realizar un análisis fisicoquímico de la nafta (laboratorio) a partir del cual
al medir el parámetro dé % H2O mediante técnica analítica titulometrica y según el
método expuesto en la norma ASTM D-473 se obtiene que el contenido en el
sistema es menor a 0.1%. Si bien existe agua en el sistema, esta no es influyente o
no debería facilitar las tasas de degradación presentadas y la proliferación de
bacterias a tal magnitud, básicamente por el hecho de que esta es la que
proporciona los nutrientes para que las mismas logren sobrevivir en este tipo de
ambientes, según lo planteado inicialmente.

A partir de lo anterior, la presente investigación busca estudiar los posibles
mecanismos de corrosión interna desarrollados y las condiciones que influyeron en
los mismos, para a partir de ello establecer cuál es el mecanismo que está llevando
a falla las líneas encargadas de la distribución del diluyente y que acciones de
mitigación se pueden implementar para evitar que este tipo de eventos se sigan
presentando.

1. OBJETIVOS

1.1. OBJETIVO GENERAL

Identificar el mecanismo de corrosión interna actuante y las condiciones favorables
para su proliferación, en los eventos de pérdida de contención generados en las
líneas de distribución de nafta diluyente en el campo petrolero de la gerencia
Chichimene ubicado en Acacías Meta.

1.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS

• Establecer la influencia del BSW (% de agua), la velocidad de flujo y la
composición de la nafta en la cinética de degradación que presenta el
mecanismo de daño activo.
• Identificar condiciones de operación tales como presión, caudal y
temperatura, que pudieren tener influencia directa en la cinética de
degradación del mecanismo materializado.
• Describir a partir de su respectiva reacción química el mecanismo actuante
en la línea de nafta.

2. ANTECEDENTES DEL PROBLEMA

Según la literatura y el comportamiento histórico de las líneas encargadas del
transporte de productos terminados como la nafta, los procesos de corrosión no son
comunes en estos a menos de que exista una condición (contaminación) que
favorezca el desarrollo de reacciones electroquímicas.

Para el caso de la línea encargada de la distribución de diluyente en el campo
Chichimene, se cuenta con la evidencia física de que se contamina la nafta virgen
proveniente de la estación Apiay, con la mezcla de hidrocarburos y agua de los
condensados recuperados en la URV. Esta condición puede en algún momento
facilitar el desarrollo de microorganismos o bacterias y proporcionar las condiciones
ideales para el desarrollo de procesos corrosivos los cuales a su paso generaran
óxidos de hierro que sedimenten junto con el material inorgánico (arena) que fluye
por el sistema.

En la imagen 1 se observa unas muestras de hidrocarburo recolectadas a la salida
de la URV, las cuales son descargadas en los tanques de almacenamiento de nafta
para posteriormente ser distribuidas en el sistema de dilución en campo.

Imagen 1 Muestras de condensados recuperados en la URV.

Fuente: MASSY STORK.

Adicional a esto en la Ilustración 1 se observa la configuración bajo la cual se
almacena y distribuye la nafta objeto del presente estudio.

Ilustración 1 Sistema de almacenamiento y distribución de nafta estación Chichimene.

Fuente: Autor

2.1 POSIBLE ORIGEN DE COMPUESTOS FERROSOS.

Según análisis realizado a los depósitos provenientes de la zona de la falla
presentada en el mes de noviembre del 2019, se detectaron compuestos ferrosos,
los cuales dan un indicio claro que en el sistema se está presentando degradación
de la tubería o arrastre de material producto de corrosión en otros equipos. Esta
condición genera arrastre de material particulado (óxidos), los cuales tienden a
depositarse en los diferentes segmentos de tubería de la línea de nafta, cuya
configuración facilita la sedimentación.

A continuación, se consolida información base, para sustentar esta posible
hipótesis:

2.1.1 Tanques de almacenamiento de nafta ATK 7405 A/B.
Según informes de inspección desarrolladas durante el año 2017 a los tanques de
almacenamiento de nafta, los cuales tenían como objeto consolidar la información
de la evaluación de integridad de los tanques (ATK 7505A/B) encargados del
almacenamiento para distribución del hidrocarburo en mención, se obtuvieron los
siguientes resultados:

TANQUE ATK 7405 A: se identificaron un total de 15 ánodos de sacrificio en el
fondo del tanque de forma rectangular, de los cuales siete (7) presentaban pérdidas
entre un 30 y un 40% de su masa total, según se puede observar en la imagen 2. 1

Imagen 2 Ánodos de sacrificio tanque ATK 7405 A.

Fuente: TECNICONTROL S.A. Inspección intrusiva tanque ATK7405A. Acacias Meta.
2017. TC-368-GCH-GIE-0159

TANQUE ATK 7405 B:se identificó un total de nueve (9) ánodos de sacrificio en el
fondo del tanque de forma rectangular, de los cuales tres presentaban pérdidas
entre un 5% y un 20% de su masa total, según se puede observar en la imagen 3.
2

Imagen 3 Ánodos de sacrificio ATK 7405B

Fuente: TECNICONTROL S.A. Inspección intrusiva tanque ATK7405B. Acacias Meta.
2017. TC-368-GCH-GIE-0050

1 TECNICONTROL. Inspección intrusiva tanque ATK7405A. Acacias Meta. 2017. TC-368-GCH-GIE-0159
2 TECNICONTROL. Inspección intrusiva tanque ATK7405B. Acacias Meta. 2017. TC-368-GCH-GIE-0050

El hecho de que los ánodos de sacrificio estén siendo consumidos, evidencian
reacciones electroquímicas en el sistema, las cuales deben estar presentándose en
magnitud similar en los sistemas de tubería; esta condición genera óxidos metálicos
a partir de la reacción de reducción en la zona catódica de la celda, los cuales entran
a ser parte del sistema en forma de sólidos suspendidos.

2.1.2 Fallas en los aeroenfriadores de la URV.
Durante el mes de enero del año 2015 se reporta una falla en los aeroenfriadores
de la unidad recuperadora de vapores URV, debido a una perforación pasante en el
haz de tubos de acero al carbono ASTM A 29 Grado 1008.

Ilustración 2 Registro de falla en aeroenfriadores 2015.

Fuente: TECNICONTROL S.A

Durante el análisis de falla se extrajeron productos de la superficie interna de los
tubos y se analizaron mediante difracción de rayos X, encontrando de esta manera,
que en su mayor parte se encuentran compuestos de carbonatos de hierro, producto
de procesos corrosivos en el interior delos tubos.

Por otra parte, al analizar los registros de cromatografía de gases, suministrados
para entonces al laboratorio por la empresa CIMA, se hace evidente el alto
contenido de CO2 presente en el fluido de transporte de la tubería analizada, lo cual,
al contrastar con lo anteriormente expuesto, y a la morfología de corrosión, permitió
establecer de manera clara el mecanismo de falla por CO2.

A continuación, se presentan las conclusiones del análisis de falla desarrollado para
entonces.

• Los productos extraídos de la superficie interna del tubo se encuentran
formados principalmente por carbonatos de hierro y óxidos de hierro.

• Según la morfología se observan marcas de agujero de gusano (wormhole)
característica de la corrosión por CO2, así mismo se observan pequeñas
picaduras (pits) en el frente de avance de uno de dichos agujeros.

• El alto grado de formación de carbonatos de hierro, indican que el fluido
posee humedad considerable, razón por la cual, al entrar en contacto el CO2
con el agua, genera la acidificación de este, formando acido carbónico.

• Existe taponamiento de los tubos, debido a la acumulación de carbonatos de
hierro dentro de los mismos.3

3 INCITEMA. Análisis de falla tubos aeroenfriadores AE7451. Tunja Boyacá. 2015. AF – 026 – 15

3. DESCRIPCION DEL PROBLEMA

A partir del mes de noviembre del 2019, la línea de nafta encargada de la
distribución del hidrocarburo diluyente, el cual facilita el transporte de crudo
extrapesado extraído en el campo Chichimene, ha venido materializando en forma
de pérdida de contención la acción de mecanismos de degradación interna
mediante picaduras o pequeñas perforaciones (1/4”) en algunos segmentos del
recorrido de la línea. A la fecha se han presentado tres (3) eventos que involucran
tanto la zona sur, como la zona norte del campo, lo cual a grandes rasgos evidencia
que el mecanismo de corrosión activo en la línea ha afectado considerablemente la
totalidad de la misma. Adicional a esto, al considerar los costos ocasionados a partir
de la atención a la emergencia, se ha observado que la consecuencia tanto
ambiental como económica es considerablemente ALTA para los intereses de
Ecopetrol S.A, superando en los tres eventos el millón de dólares (1’000.000 USD)
en cuanto a costos.

En la ilustración 3 se puede observar los puntos en los cuales se han presentado
las fallas.

Ilustración 3 Eventos de falla línea de nafta campo Chichimene.

Fuente: Autor

Los tres eventos de falla en la línea de nafta han tenido como característica general
lo consolidado en la tabla 1.

Tabla 1 Características generales de las fallas.
IT
E
M

FECHA DE
FALLA
UBICACION DESCRIPCION
1 10/10/2019 CL21 – CL15
El segmento de tubería donde fue la falla presentaba un cambio
pronunciado de dirección (altura) debido a que en su trazado aparecía
una pequeña subida. El mecanismo identificado mediante análisis de
falla para este caso fue corrosión por bacterias influenciadas por los
depósitos.
2 06/07/2020 CL 16 - INTA
Cruce de caño con punto bajo identificado, la tubería se encontraba
lastrada al momento de la verificación. Según análisis de falla la picadura
en la tubería se generó debido a proceso de corrosión por influencia
microbiológica, adicional a esto también se encontraron depósitos.
3 28/08/2020 INT H – INT G
Cruce de caño San francisco con evidencia física al destapar la tubería
de que existía un punto bajo. Basados en la inspección visual se

IT
E
M

FECHA DE
FALLA
UBICACION DESCRIPCION
evidencia una alta cantidad de depósitos por lo que se espera que el
mecanismo de daño para este caso sea el mismo a las fallas anteriores.
Fuente: Autor

Por lo general los destilados de petróleo como la nafta no suelen ser corrosivos a
menos que contengan agua o algunas otras especies en concentraciones
particulares. La literatura no cuenta con grandes aportes en cuanto a la
concentración de agua y que especies dan como resultado una alta corrosividad en
estos hidrocarburos, por lo que el presente trabajo busca establecer estas
condiciones con el fin de identificar el mecanismo de daño actuante en el sistema
de distribución de diluyente.

4. MARCO TEÓRICO

La corrosión interna en tubería de distribución de nafta suele ser un mecanismo de
daño poco común en la industria, por lo que su comprensión se sustenta en la
correcta correlación de condiciones como la configuración de la línea, las
condiciones de operación, las características fisicoquímicas del fluido y la
susceptibilidad al desarrollo microbiano del hidrocarburo contenido.

A continuación, se realizará una descripción de la configuración de la línea afectada,
la influencia del tipo y velocidad de flujo en procesos de corrosión interna y se
culminará con una descripción detallada de lo que implica un proceso corrosión
microbiológica.

4.1 DEFINICION DEL SISTEMA.

El sistema de distribución de nafta de la gerencia Chichimene está conformada por
dos tanques de almacenamiento con capacidad individual de 40.000 Bbls, los cuales
reciben la nafta virgen que es enviada desde la estación Apiay y los condensados
de las unidades recuperadoras de vapor (URV) encargados de procesar los gases
ricos en hidrocarburos livianos producidos en las diferentes etapas del
procesamiento del crudo en la estación.

La distribución de nafta hacia la zona norte y sur del campo Chichimene, se realiza
a partir de la distribución de los tanques anteriormente enunciados los cuales
cuentan con su respectivo monitoreo de nivel por medio de indicadores de tipo
radar. La salida de nafta de estos activos se realiza a través de las válvulas
motorizadas, las cuales conectan un cabezal desde el cual se succiona nafta por
medio de las respectivas bombas. En la línea de succión de las bombas hay un filtro
que dispone de los indicadores/trasmisores para monitorear la caída de presión en
los filtros y a partir de los cuales se salvaguarda la integridad de estos activos.

En la línea que envía nafta hacia el sistema de recolección norte y sur se cuenta
con un sistema de medición a partir del cual se monitorean las condiciones de
temperatura, presión y caudal. La presión a la cual se despacha la nafta hacia la

zona norte oscila entre 250 a 350 psi, por su parte la de la zona sur varía entre 250
a 350 psi según los requerimientos de diluyente en campo.

En la ilustración 4 se presenta la configuración del sistema de distribución de nafta
en la estación, partiendo desde sus respectivos tanques de almacenamiento.

Ilustración 4 Configuración del sistema de distribución de nafta

Fuente: ECOPETROL S.A. Configuración del sistema de distribución de nafta [Diagrama].
Cuarto de control. Acacias Meta. 2020.

4.1.1 Sistema de tubería de la zona norte.
Ya en campo, para la zona norte del campo Chichimene se cuenta con una línea de
longitud aproximada de 20.75 Km, la cual inicia su trazado desde la estación
Chichimene y distribuye hidrocarburo diluyente por diferentes ramales de tubería,
según se observa en la ilustración 5.

Ilustración 5 Configuración de la línea de nafta zona norte.

Fuente: Autor

Esta línea fue construida durante los años 2010-2011, a partir de tubería de acero
al carbono API 5L X 42 con diámetros variables de 4 in y 6 in respectivamente;
adicional a esto se conoce que la norma bajo la cual se diseñó y construyó la tubería

corresponde a la ASME B 31.4 Ed 2006, de acuerdo a lo compilado en los dossiers
de construcción.

En cuanto a las características del sistema y condiciones de operación, en lastablas
2 y 3 se consolida la información de las características físico/mecánicas del sistema
de tubería, recopiladas a partir de visitas a campo, informes de inspección,
históricos de la línea y registros de monitoreo.

Tabla 2 Características de la línea de nafta zona norte.
ITEM CARACTERISTICAS DESCRIPCION
1 Diámetro de la tubería. 4” – 6”
2 Espesores (mm) 6 mm – 7.11 mm – 8.18 mm
3 Temperatura de operación actual 80°F – 100°F
4 Presión de salida. 325 psi
5 Presión de llagada a Clúster final (CL 26) 320 psi
6 Fecha de instalación Año 2010
7 Método de construcción Excavación a cielo abierto,
profundidad 1.6 m
8 Sistema de protección catódica Por corriente impresa.
9 Válvulas de seccionamiento Según inventario seis (25) válvulas.
10 Cantidad de URPC’s influyentes en el
sistema.
Cinco (5) URPC´s
11 Longitud total de la línea 20.75 km
12 Tipo de recubrimiento FBE DUAL
Fuente: Autor

Tabla 3 Condiciones de operación línea de nafta zona norte.
PRESION (psi)
Max 420
Normal 350
Mínima 300
TEMPERATURA (°F) 90
°API 70 - 72
CAUDAL 8185 BNPD
Fuente: Autor

4.1.2 Sistema de tubería de la zona sur

La línea de nafta de la zona sur, con una longitud aproximada de 29.22 Km, inicia
su trazado desde la estación Chichimene y distribuye material diluyente por
diferentes ramales de tubería, según se puede observar en la ilustración 6.

Ilustración 6 Configuración de la línea de nafta zona sur

Fuente: Autor

Esta línea fue construida durante el año 2010 a partir de tubería de acero al carbono
API 5L X 42 con diámetros entre 4 in, 6 in y 8 in. La norma bajo la cual se diseñó y
construyo este sistema corresponde a la ASME B 31.4 Ed 2009.

En cuanto a las características del sistema y condiciones de operación, en las tablas
4 y 5 se consolida la información de las principales características, recopiladas a

partir de visitas a campo, informes de inspección, históricos de la línea y registros
de monitoreo.

Tabla 4 Características de la línea de nafta zona sur.
ITEM CARACTERISTICAS DESCRIPCION
1 Diámetro de la tubería. 4” – 6” - 8”
2 Espesores (mm) 6.02 mm – 7.11 mm – 8.18 mm
3 Temperatura de operación actual 80°F – 100°F
4 Presión de salida. 390 psi
5 Presión de llagada a Clúster final (CL 39) 245 psi
6 Fecha de instalación Año 2010-2011
7 Método de construcción Excavación a cielo abierto,
profundidad 1.6 m
8 Sistema de protección catódica Por corriente impresa.
9 Facilidades para el monitoreo de la corrosión
interna
Una (1) facilidad - CL39
10 Válvulas de seccionamiento Inventario: Cincuenta y cinco (55)
válvulas.
11 Cantidad de URPC’s influyentes en el
sistema.
Siete (7) URPC´s
12 Longitud total de la línea 29.22 km
13 Tipo de recubrimiento FBE DUAL
Fuente: Autor

Tabla 5 Condiciones de operación línea de nafta zona sur.
PRESION (psi)
Max 320
Normal 300
Mínima 279
TEMPERATURA (°F) 90
°API 64.32
CAUDAL 12755.30 BNPD
Fuente: Autor

4.2 CARACTERISTICAS DE LA NAFTA.

La nafta es un producto líquido incoloro del petróleo con olor similar a la gasolina.
Es usada tanto en el campo como en la estación Chichimene como diluyente para
crudos extrapesados (API 8°- 20°), con el fin de facilitar su conducción y
acondicionamiento para los posteriores procesos de refinación.

Las propiedades de interés de la nafta se muestran en la tabla 6.

Tabla 6 Propiedades de la nafta.
PROPIEDAD VALOR NORMA ASTM
Gravedad API 58-65 D-287
Gravedad especifica 7.3 (50) Max D-5191
Azufre (%W) 48 min D-2699
Parafinas (%Vol..) 65 Max
Olefinas (%Vol..) 2 Max D-1319
Naftenos (%vol.) 38 min UOP-273
Aromáticos (%Vol.) 4 D-1319
COLOR SAYBOLT 25 min D-156
Azufre % peso 0.05 Max D-4294
Corrosión en lamina de cobre 1 Max D-130
Sedimentos por extracción 0,010 % p/p ASTM D 573
Agua < 0,1 %
Fuente: ECOPETROL S.A. Propiedades fisicoquímicas de la nafta. Manual de descripción
de procesos de la unidad ECH. Capítulo 3. Acacias Meta. 2017.

4.3 INFLUENCIA DE LA VELOCIDAD DE FLUJO EN LA CORROSION.

En general, la tasa de corrosión aumentará con un aumento en la velocidad de flujo
del fluido. Sin embargo, el efecto del cambio de la velocidad del flujo no siempre es
tan simple. Los caudales altos y bajos pueden tener efectos tanto positivos como
negativos sobre la corrosión, por lo que en la gráfica 1 se puede observar una
correlación entre la velocidad y el comportamiento de la tasa de degradación.

Gráfica 1 Velocidad de flujo y tasa de corrosión esperada.

Fuente: MCGRAW. Influencia de la velocidad de flujo en la tasa de degradacion [Grafica].
Nalco Water Handbook. Fourth Edition. Toronto. 2018

Ejemplos de efectos negativos relacionados con la velocidad de flujo:

• La corrosión por erosión puede ocurrir a velocidades muy altas del fluido.
• El oxígeno se transporta a los sitios catódicos de forma más eficaz a un
caudal de agua elevado, lo que aumenta la velocidad de la reacción catódica.
• Las condiciones de bajo flujo o estancamiento permiten que el material
suspendido se asiente en la parte inferior de la tubería y en las superficies
inferiores de otros componentes; esta condición promueve la corrosión bajo
depósitos.
• A velocidades de flujo bajo, los depósitos de óxido de hierro no suelen ser
protectores.
• La formación de tubérculos en el acero suele ser más grave en situaciones
de flujo bajo, por lo que se genera corrosión bajo depósitos.
• Los biocidas e inhibidores no se reponen tan rápidamente en la superficie de
metal cuando existe un flujo bajo. El control de crecimiento microbiano y la
protección contra la corrosión se reducen en condiciones de flujo bajo.

Efectos positivos en los cambios de velocidad de flujo:

• El aumento en la velocidad de flujo puede disminuir la corrosión al reponer
los iones inhibidores de la corrosión en la superficie del metal de una manera
más rápida.
• Algunos metales y aleaciones como el hierro, el aluminio y el acero inoxidable
dependen del oxígeno para formar una película pasiva que inhiba la
corrosión. El aumento de la velocidad del agua aumentará el suministro de
oxígeno disponible en los sitios anódicos para acelerar la formación de
películas protectoras de óxido.
• La velocidad adecuada de flujo y un buen programa de tratamiento ayudaran
a mantener limpias las superficies metálicas, lo que ayuda a la eficacia del
inhibidor de corrosión lo cual previene la corrosión bajo depósitos.

4.3.1 Velocidad de flujo
La velocidad del flujo puede ser utilizada para determinar si existen condiciones
laminares o turbulentas. El flujo turbulento se caracteriza por variaciones de presión
y velocidad a lo largo de la tubería, que provocan perturbaciones en el flujo. El flujo
laminar, por el contrario, se caracteriza por ser suave 4.

El número de Reynolds se utiliza para determinar si existe flujo laminar o turbulento;
este número está en función de la densidad, la velocidad, el diámetro de la tubería
y la viscosidad. La viscosidad es una medida de la resistencia de un fluido a la
deformación ante una fuerza aplicada en paralelo al fluido. Para el cálculo del
número de Reynolds se utiliza la siguiente ecuación:

𝑅𝑒 =
𝜌 ∗ 𝑣 ∗ 𝐷
𝜇

Donde:
𝜌 = densidad del fluido (kg/m3)
𝑣 = velocidad del fluido (m/s)

4 NACE INTERNATIONAL. Internal Corrosion fo Pipelines-Advanced: Flow Velocity. EEUU: The Corrosion
Society. January 2011. p. 61.

𝐷 = Diámetro de la tubería (m)

Un número de Reynolds menor a 2000 se considera típicamente laminar, mientras
que un numero de Reynolds mayor de 3000 se considera turbulento. Los números
de Reynolds entre 2000 y 3000 representan condiciones de ambos tipos de flujo
dependiendo las característicasal fluir y las condiciones de la tubería.

Ilustración 7 Mahdhane et al. Horizontal Flow Regime Map

Fuente: NACE International. Horizontal Flow Regime Map [Graphical]. Internal corrosion for
pipelines-Advanced. January 2011.

En la práctica son posibles varios regímenes de flujo en sistemas de tuberías que
transporten fluido multifásico. Un régimen de flujo es el patrón en el que las fases
de un medio transportado fluyen en una tubería (ver ilustración 8). Estos regímenes

de flujo incluyen flujo estratificado, slug, anular y disperso. La ilustración 9 muestra
cada uno de los regímenes de flujo para el flujo bifásico.

Ilustración 8 Regímenes de flujo para flujo bifásico.

Fuente: NACE International. Horizontal Flow Regime Map [Graphical]. Internal corrosion for
pipelines-Advanced. January 2011.

El flujo estratificado es un régimen de flujo en el que el fluido se separa en capas
con los fluidos más ligeros flotando sobre los fluidos más pesados (de mayor
densidad). Este tipo de flujo incluye el flujo suave, ondulado y rodante. El régimen
de flujo tiende a cambiar de suave a rodante a medida que aumenta la velocidad
del fluido más ligero.

El flujo slug, es un régimen de flujo en el que los líquidos se mueven a lo largo de
una tubería en forma de volúmenes intermitentes que llenan toda la sección
transversal de la tubería. Normalmente se observan tasas de corrosión más altas
en el régimen de flujo Slug que en el régimen estratificado. La frecuencia de los
baches aumenta al aumentar el ángulo de inclinación.

El flujo anular es un régimen de flujo en el que los fluidos se separan en capas
concéntricas con los fluidos más pesados fluyendo en un patrón anular cerca de la
pared de la tubería y los fluidos más livianos fluyendo a través del centro. Por
ejemplo, para el flujo anular en un sistema de gas húmedo, el agua estaría cerca de
la pared de la tubería y el gas estaría en el centro de la misma.

El flujo disperso es un régimen de flujo en el que un fluido se separa uniformemente
en un segundo fluido continuo, las dispersiones pueden describirse como diluidas o
densas, dependiendo de la interacción entre las gotas o burbujas suspendidas. En
una dispersión diluida, las gotitas suspendidas actúan independientemente unas de
otras, mientras que en una dispersión densa hay interacción entre las gotitas.

El contenido de agua, además de las velocidades superficiales del gas y del líquido,
es necesaria para determinar si existe un flujo disperso o algún otro régimen de
flujo. El potencial de corrosión es menor para las tuberías que operan en regímenes
de flujo disperso de niebla o agua en aceite (en comparación con el flujo
estratificado, slug o anular). En particular, la posibilidad de que se produzca
corrosión interna en las líneas de transmisión de petróleo crudo se determina en
gran medida en función de si se espera una dispersión de agua en petróleo o un
flujo estratificado.

4.3.1.1 Velocidad critica.
Como se ha venido tratando, la velocidad de flujo toma gran importancia cuando se
contempla la posibilidad de que el mecanismo de daño actuante es corrosión
inducida microbiológicamente (MIC) influenciada por deposición de sólidos. La
teoría sugiere que una velocidad de flujo en un crudo limpio por debajo de 3.5 ft/s
(1.06 m/s), y corte de agua desde trazas al 2% en adelante, transportado a través

de una tubería, toda el agua se separa del crudo y fluye a los puntos bajos, formando
depósitos de agua latente. A medida que se reduce el área sobre los depósitos, el
agua se vuelve turbulenta y se desplaza buzamiento arriba. Eventualmente, se
desprende un “tarugo” del depósito y fluye con el crudo. El depósito fluye al fondo
del buzamiento y se repite la acumulación. Mientras más alta sea la gravedad API
del crudo, mayor será la tendencia de separación el agua. Esta condición se puede
observar en la ilustración 9.

Ilustración 9 Fenómeno de segregación a velocidad de flujo menor a 3.5 ft/s.

Fuente: ECOPETROL S.A. Fenómeno de segregación a velocidad de flujo menor a 3.5 ft/s
[ilustración]. Corrida hidráulica de las troncales de distribución de Nafta Norte y Sur. Acacias
Meta. 2020. GCH-4303-19370/19371.

De acuerdo a Smart5, se concluye que una velocidad óptima de flujo para no inducir
mecanismos de daño por deposición de partículas sólidas ni degradación por
erosión se encuentra entre 5.5 ft/s (1.68 m/s) y 8 ft/s (2.4 m/s). Estos valores aplican
para hidrocarburo liviano de 40°API, calculado mediante modelo hidráulico bajo las
ecuaciones de NACE SP208, Apéndice C “Determinación de la acumulación de
sólidos”.

4.3.1.2 Mojabilidad
La mojabilidad es la determinación de si el aceite o el agua mojarán la superficie de
una tubería. La corrosión tiende a ser mínima en superficies mojadas por aceite.
Los regímenes de flujo se pueden utilizar para determinar la mojabilidad esperada
de un sistema. Para las dispersiones de agua en aceite, se supone que la tubería
esta mojada por aceite. Para todos los demás regímenes de flujo, se espera que la
parte de la tubería esté mojada por el agua.

5 SMART, Jhon S. Flow Velocity for Solid Particle Movement in Oil and Gas Pipelines. En: NACE International.
Atlanta Goergia, march, 2009. Paper NACE N° 09469.

Tras la investigación desarrollada por AYELLO,Francois,et al6, en la cual se
realizaron estudios experimentales del patron de flujo y la determinacion de la fase
humectante en sistemas con diferentes mezclas de crudo y agua, se hallaron los
siguientes resultados de interes en cuanto a lo que puede ocurrri al transportar esta
mezcla de hidrocaburos en diferentes sistemas de tuberia.

El experimento se llevó a cabo con crudos cuyas propiedades se pueden observar
en la tabla 7.

Tabla 7 Propiedades de los crudos usados en los experimentos.
LVT200 Oil Arabian Oil
Densidad (Kg m-3) 825 830
Viscosidad (cp) 2.0 4.7
Tension superficial (dyne*cm-1) 30.0 28.1
Tension interfacial aceite-agua (dyne*cm-1) 38.4 26.2
Fuente: AYELLO,Francois,et al. Determination of phase wetting in oil-water pipe flows.
Institute for Corrosion and Multiphase Technology. 531-544.p.

En cuanto a los resultados se pueden identificar diferentes patrones de flujo y fases
humectantes que dan una visión general en lo que suele pasar al transportar
mezclas de hidrocarburos/agua.

Grafica 2 Mapa de humectación de mezcla agua/LVT200 en flujo horizontal.

6 AYELLO,Francois,et al. Determination of pase wetting in pil-water pipe flows. Institute for Corrosion and
Multiphase Technology. 531-544 p.

Fuente: AYELLO,Francois,et al. Determination of phase wetting in oil-water pipe flows.
Institute for Corrosion and Multiphase Technology. p. 531-544.

Grafica 3 Mapa de humectación de mezcla agua / Arabian Oil en flujo horizontal.

Fuente: AYELLO,Francois,et al. Determination of phase wetting in oil-water pipe flows.
Institute for Corrosion and Multiphase Technology. p. 531-544.

Según se observa en las graficas 2 y 3, las velocidades de flujo bajas en conjnuto
con cortes de agua casi despreciables generan una humectación intermitente en
régimen de flujo disperso a partir del cual pequeñas gotas de agua tocan la pared
de la tuberia, generando asi condiciones para que se presenten fenómenos de
corrosión al estar presente un electrólito en la zona de intercambio iónico.

4.4. INFORMACION GENERAL DE LA NAFTA.

La nafta es una mezcla de hidrocarburos líquidos inflamables, producida a partir de
condensados de gas natural, destilados del petróleo y la destilación de alquitrán de
hulla y turba 7. Suele ser un producto altamente volátil con bajo punto de ignición,
por lo que es propensa a formar nubes de vapor que a la vez desencadenanatmósferas explosivas.

En la actualidad Ecopetrol S.A usa este hidrocarburo liviano en diferentes campos
del país para diluir petróleo crudo pesado, a partir de la reducción de su viscosidad
lo cual permite y/o facilita su transporte; el crudo pesado sin diluir normalmente no
puede transportarse por tubería y por lo general suele ser difícil de bombear.8 Otros
diluyentes comunes incluyen condensados de gas natural y crudo ligero; sin
embargo, la nafta es considerada un diluyente particularmente eficiente y puede
reciclarse a partir de crudo pesado diluido después del transporte y procesamiento9.
La importancia de este tipo de diluyentes de petróleo ha aumentado a medida que
la producción mundial de petróleo crudo más ligero ha disminuido y se ha
desplazado hacia la explotación de reservas más pesadas.

7 OREA, Miguel; MUJICA, Yasmina; DIAZ, Anix. Dilution of Heavy Crude Oils for Pipeline Transportation. En:
Heavy Oil Latin America. 2015. P. 1-2.
8 REVISTA SEMANA. Colombia se adaptó al mercado de los crudos pesados [Sitio Web]. Bogota D.C.2018.
[Consultado: 01 de mayo del 2021]. Disponible en: https://www.semana.com/contenidos-
editoriales/hidrocarburos-son-el-futuro/articulo/colombia-se-adapto-al-mercado-de-los-crudos-
pesados/590038/
9 PHILLIPE, Glenat. Heavy Oil Dilution. En: Society of petroleum Engineers. 2005. P. 1-2.
https://www.semana.com/contenidos-editoriales/hidrocarburos-son-el-futuro/articulo/colombia-se-adapto-al-mercado-de-los-crudos-pesados/590038/
https://www.semana.com/contenidos-editoriales/hidrocarburos-son-el-futuro/articulo/colombia-se-adapto-al-mercado-de-los-crudos-pesados/590038/
https://www.semana.com/contenidos-editoriales/hidrocarburos-son-el-futuro/articulo/colombia-se-adapto-al-mercado-de-los-crudos-pesados/590038/

4.5. LA NAFTA Y LA CORROSION.

La corrosión es un término que se utiliza para describir el proceso de deterioro de
materiales metálicos (incluyendo tanto metales puros, como aleaciones de estos),
mediante reacciones químicas y electroquímicas10. Según lo considerado por
Groysman A, “varios destilados de petróleo entre ellos la nafta consisten
principalmente de hidrocarburos, por lo que no son agresivos con las diferentes
aleaciones en las condiciones de operación”, 11 sin embargo, ante la evidencia física
de que realmente la nafta utilizada por Ecopetrol S.A puede estar siendo corrosiva,
viene al caso considerar lo dicho por Rajasekar el cual contempla que “incluso
menos del 0.1% de agua en un hidrocarburo es suficiente para la actividad
microbiana que conduce a la biodegradación del mismo”. 12

4.5.1 Biodegradación de la nafta.
Los tipos y la capacidad de diferentes microrganismos para degradar los
hidrocarburos del petróleo se ha documentado ampliamente13; siendo lo identificado
por A. Rajasekar, 14uno de los estudios referencia al encontrar que el problema de
degradación en las naftas surge básicamente porque el hidrocarburo actúa como
una excelente fuente de alimento para una amplia variedad de microorganismos.
Adicional a esto, es importante tener en cuenta que el requisito más importante para
el crecimiento microbiano en los combustibles es el agua, y esta por lo general está
presente por las siguientes razones 15:

• El agua disuelta en el combustible puede condensarse en las paredes de los
tanques de almacenamiento.
• La humedad en el aire puede entrar a través de las tapas de los tanques
flotantes u otros conductos de ventilación.
• Los tanques mal diseñados no se drenan de manera eficiente.

10 UHLIG. Revier. Corrosion and Corrosion Control – An Introduction to Corrosion Science. En: Elsevier. 1967.p.
62.
11 GROYSMAN, A; ERDMAN, N. Corrosion and protection of mild steel in petroleum distillates – electrolyte
mixtures. En: Corrosion 99. 2018. P. 2-3.
12 RAJASEKAR, A; MARUTHAMUTHU, S; MUTHUKUMAR, N. Bacterial degradation of naphtha and its influence
in the corrosion. En: Corrosion Science 47. 2005. 257–271 p.
13 B, Davis. Petroleum Microbiology. En: Elsevier. 1967. 62 p.
14 RAJASEKAR, Op. Cit., 257–271 p.
15 CHRISTINE, C; GAYLARDE, Fátima; Bento, M. Microbial contaminarion of stored hydrocarbon fuels and its
control: a mini-review. En: Revista de Microbiologia. 1999. P. 1-30.

En casos como en Brasil, las especificaciones para Diesel permiten un máximo de
0.05% de agua, el cual suele ser suficiente para el crecimiento inicial de
microrganismos 16; aunque Hill E.C afirma que “se necesita 1% de agua para el
crecimiento microbiano sustancial”17, una fina película de agua en las superficies
del tanque de almacenamiento, o unos pocos microlitros disueltos en el combustible,
es suficiente para permitir que los microorganismos comiencen a crecer y el
metabolismo celular, una vez inicia, da como resultado la producción de más agua.

En términos generales, la biocorrosión, también conocida como corrosión
microbiana y más específicamente llamada corrosión influenciada
microbiológicamente o MIC se puede definir según López Rafael, como un “proceso
electroquímico que produce el deterioro de un material metálico donde se
encuentran involucrados microorganismos (bacterias, hongos o algas) ya sea
iniciando, facilitando o acelerando el proceso de ataque corrosivo”. 18

4.6 ANALISIS FISICOQUIMICO DE FLUIDOS CAMPO Y LABORATORIO.

Por lo general los análisis fisicoquímicos practicados en campo a las muestras de
agua y gas se realizan utilizando kits y tubos colorimétricos respectivamente 19.

En la tabla 8 se presenta un resumen de los diferentes análisis fisicoquímicos
practicados tanto en campo como en laboratorio de las muestras.

Tabla 8 Análisis fisicoquímicos practicados en campo y laboratorio.
MUESTRA ANÁLISIS EN CAMPO ANÁLISIS EN LABORATORIO
Agua
Determinación de gases
corrosivos disueltos (CO2,
H2S, O2), hierro disuelto
(Fe²⁺)
Alcalinidad total, conductividad,
cloruros, sulfatos, carbonatos,
bicarbonatos, sólidos disueltos,
sólidos totales, ácido acético (ion

16 Ibid., p. 25.
17 HILL, E.C. Microbial problems in the offshore oil. 1987. 219-230 p.
18 LOPEZ, Rafael. Entendiendo la biocorrosión. En: Revista predictiva 21 [en linea].Mexico, 2008. [Consultado
01 de febrero del 2021]. Disponible en: https://predictiva21.com/entendiendo-la-biocorrosion/.
19 MENDOZA, Natalia. Recolección y análisis fisicoquímico de fluidos. Acacias Meta. 2020. 6-10 p.
https://predictiva21.com/entendiendo-la-biocorrosion/

MUESTRA ANÁLISIS EN CAMPO ANÁLISIS EN LABORATORIO
acetato), dureza total, índice de
Langelier, hierro total, potasio,
magnesio, bario, estroncio,
manganeso, sodio, calcio, turbidez
Gas
Composición de gases: CO2,
H2S y vapor del agua
Cuantificación por cromatografía
del N2 y los hidrocarburos livianos
(C1 al C6)
Crudo Ninguno
Contenido de azufre, gravedad
API, número ácido (TAN),
contenido de sólidos, viscosidad
cinemática @122°F
Nafta* Ninguno
Gravedad API, densidad,
contenido de azufre, contenido de
agua por el método de Karl Fisher,
sedimentos por extracción,
número ácido (TAN), corrosión en
lámina de cobre y color Saybolt
Fuente: TECNA ICE S.A. Recolección y análisis fisicoquímico de fluidos. Acacias Meta.
2021. TICE-3021312-GCH-MCI-160.

4.6.1 Interpretación de resultados.
Para las muestras de agua la interpretación de los resultados se realiza teniendo en
cuenta los criterios establecidos en el estándar NACE MR0176-2012, en el cual se
presenta una clasificación de la corrosividad de los fluidos a partir de tres
parámetros fisicoquímicos críticos: el corte de agua, la concentración de CO₂
disuelto y la concentración de H₂S disuelto, como se aprecia en la Tabla 9. Esta
norma es la base para la determinación de la criticidad de las aguas asociadas a
pozos de producción de hidrocarburos.

Asimismo, otras fuentes bibliográficas permitencategorizar la corrosividad de las
muestras acuosas teniendo en cuenta la concentración de oxígeno disuelto,
cloruros y el índice de Langelier, como se aprecia en la Tabla 9 y la Tabla 10. Es
importante analizar el grado de corrosividad del fluido teniendo en cuenta tanto los
análisis fisicoquímicos practicados como los resultados obtenidos de la velocidad
de corrosión a partir de métodos gravimétricos y las condiciones de operación del
sistema.

Tabla 9 Criterios de clasificación para la corrosividad del agua.

Grado de corrosividad
Parámetro Bajo Moderado Alto Severo
BS&W* < 25% 25% - 75% - > 75%
CO2 disuelto* < 250 ppm
250 ppm – 1500
ppm
- > 1500 ppm
H2S disuelto* < 10 ppm
10 ppm – 100
ppm
- > 100 ppm
O2 disuelto** < 0,02 ppm
0,02 ppm – 0,04
ppm
0,04 ppm – 0,1
ppm
> 0,1 ppm
Cloruros*** < 50 ppm
50 ppm – 200
ppm
200 ppm – 500
ppm
> 500 ppm
Fuente. * NACE MR 0176-06 (Table 1: Classification of metal-loss corrosion for sucker-rod
pumps)
** PALACIOS, C. Risk based corrosion management system for oilfield production
installations- development, methodology and application. Corrosion 2003 Paper 03160
*** UHLIG, H; REVIE, R. Corrosion and Corrosion Control, John Wiley & Sons, New York.
1985

Tabla 10 Criterios de clasificación para el índice de Langelier (IL)
Valor del Índice de Langelier Clasificación
IL < 0
Agua no saturada con respecto al carbonato de calcio (CaCO3).
El agua no saturada posee la tendencia de eliminar láminas de
carbonato de calcio.
IL = 0
Agua considerada neutral. No existe formación de incrustaciones
ni eliminación de estas.
IL > 0
Agua super saturada con respecto al carbonato de calcio
(CaCO3). Posible formación de incrustaciones.
Fuente. LENNTECH BV. Calculadora del Índice de Saturación Langelier

Para las muestras de gas la interpretación de los resultados se realiza teniendo en
cuenta el cálculo de las presiones parciales de CO2 y H2S y su clasificación de
acuerdo con el grado de corrosividad establecido en la literatura, como se aprecia
en la Tabla 11.

Tabla 11 Criterios de clasificación para la corrosividad según la presión parcial del CO2 y
el H2S en el gas
Gas
Presión Parcial
(psi)
Grado de Corrosividad
CO2 *
0-7 Baja
7-30 Moderada
> 30 Alta

H2S** < 0,05
La norma NACE MR-0175 establece como criterio de
presión parcial para la susceptibilidad a SSC (Sulfide
Stress Cracking) un valor de 0,05 psi (0,3 Kpa).
Fuente. *BYARS, H. Corrosion Control in Petroleum Production, 2nd edition. Houston, TX:
NACE, 1999
**NACE. Sulfide Stress Cracking Resistant Metallic Materials for Oilfield Equipment.
MR0175-2002

4.7 MICROORGANISMOS Y FACTORES QUE FAVORECEN LA CORROSION.

Los microorganismos anaeróbicos provocan según López Rafael 20, un incremento
de hasta 10 veces las tasas de corrosión principalmente por la producción de H2S y
la liberación de enzimas específicas como “hidrogenasa”. Se han identificado
algunas especies microbianas clasificadas como “hidrogeno-dependientes” que
usan el hidrogeno disuelto del agua en sus procesos metabólicos provocando una
diferencia de potencial del medio circundante.

En los procesos de biocorrosión según Lopez Rafael 21, participan microorganismos
aeróbicos que pueden crecer cambiando sus subprocesos metabólicos y cada
especie genera sustancias de diferentes características químicas. Cada variedad
de bacterias es responsable de causar una reacción que influye en el proceso de
corrosión debido a la naturaleza de las sustancias que produce, estas reacciones
son de naturaleza anódicas y/o catódicas debido a que se forman celdas
electroquímicas.

Entre los factores que afectan la agresividad de las bacterias corrosivas están:

• Tipo de flujo.
• El tratamiento químico usado en el sistema.
• Concentración de oxígeno.
• Temperatura del proceso.
• Concentraciones de carbono orgánico total.
• Concentraciones de nitrógeno.
• Concentraciones de amoniaco.

20 LOPEZ, Op, cit.
21 Ibid., p. 05.

• pH del fluido.

Por su parte existen cuatro clases principales de bacterias implicadas en la
biocorrosión:

• Sulfato reductoras.
• Productoras de ácido.
• Depositadoras de metales.
• Formadoras de exopolimero (gel)

4.7.1 Condiciones que propician la biocorrosión.
Algunas condiciones indispensables tienen que estar presentes para realizar un
diagnóstico por MIC según López Rafael 22 son:

• Estancamiento del fluido o patrón de flujo laminar para favorecer la formación
de depósitos y áreas anaeróbicas.
• Rango de pH entre 4.5-9.0.
• Temperatura entre 20-50°C (si existe la posibilidad de microorganismos
termófilos, la temperatura podría estar alrededor de los 80°C).
• Presencia de nutrientes esenciales para su desarrollo: agua, nitrógeno,
carbono, niveles de iones específicos como sulfatos y férricos.
• Presencia de otros organismos que favorecen a través de sus actividades
metabólicas la producción de sustancias que intervienen en la biomasa.

De acuerdo con las características fisicoquímicas del medio, se debe verificar el
origen biológico del problema, confirmando la presencia de los microorganismos,
principalmente en los depósitos y la fase acuosa, aislar e identificar las especies
microbianas presentes y verificar las características del ataque, ya que la
biocorrosión no precisamente se da por microorganismos en ambientes
sumergidos, también organismos más desarrollados como los vertebrados e

22 Ibid., p. 07.

invertebrados producen el fenómeno de biocorrosión por el amoniaco de sus
excrementos en contacto con aleaciones de cobre y zinc.

La mayoría de los ataques por MIC toman la forma de picadura que se forman
debajo de las colonias de microorganismos que viven de la materia orgánica, la
mineral y los biodepósitos que forman una biopelícula, la cual crea un entorno de
protección a la comunidad de microrganismos, donde las condiciones pueden llegar
a ser muy agresivas, lo cual acelera la velocidad de corrosión.

Los microorganismos se asocian en comunidades que forman biopelículas sobre
las superficies metálicas, condición que hace difícil su remoción, lo que se traduce
en problemas dentro de los sistemas industriales. Esta biopelícula permite que los
productos químicos corrosivos se concentren quedando encapsulados, aun cuando
fuera de este encapsulamiento el ambiente no sea corrosivo. Grandes cantidades
de biopelículas pasaría a llamarse biomasa. Así, se tiene ese punto donde las
condiciones son muy agresivas al material y se caracteriza por generar puntos o
picaduras localizadas en la superficie interna de los equipos y superficies metálicas
en general.

Debido a que se trata de una comunidad en la que los compuestos generados por
algunas especies sirven de sustento a otras suelen encontrarse diversas fuentes de
energía, estas normalmente son los compuestos de maleato, formiato y alcoholes
como metanol, etanol, propanol y butanol, que la actividad microbiana de algunas
especies los oxida hasta acetato como producto final y excretan ácido graso, estos
ácidos grasos de cadenas cortas también sirven de fuente de energía a las
Bacterias Sulfato Reductoras (BSR), que metabolizan además los compuestos de
sulfatos y son transformados en sulfuros.

4.7.2 Formación de biomasa.
El bioensuciamiento (biofouling dicho en inglés técnico) es una mezcla de
compuestos producidos por las actividades metabólicas de la diversidad de
microorganismos presentes en un sistema. Se definen como comunidades
complejas de microorganismos que crecen en una matriz orgánica polimérica
autoproducida y adherida a una superficie viva o inerte, y que pueden presentar una
única especie microbiana o varias especies diferentes. En esta mezcla se pueden

encontrarmicroorganismos y macroorganismos, también se incluyen productos de
corrosión, partículas inorgánicas; todo esto es propicio para la formación de un
punto de anclaje donde van a convivir los microorganismos, y justo en estas
condiciones empiezan a interactuar los responsables de la elaboración de la masa
gelatinosa denominada biopelícula.

La biopelícula la conforman bacterias que hacen vida y se desarrollan en un lugar
fijo (sésiles) bajo una matriz orgánica de polímeros extracelulares producidas por
los mismos organismos, genéricamente denominada sustancia extracelular
poliméricas (EPS, “Extracellular Polymeric Substances”). Esta comunidad
especializada y heterogénea de microorganismos que está estructurada de tal
forma que originan nichos fisiológicos específicos, se ubica en el sustrato y está
confinada dentro de una matriz polimérica extracelular de desarrollo propio que es
altamente resistente a las perturbaciones del medio ambiente.

Estas múltiples capacidades metabólicas permiten el establecimiento de
microorganismos pioneros y el desarrollo posterior de los demás gremios
metabólicos, al conseguirse estas condiciones el sistema microbiano en equilibrio
dinámico puede inducir corrosión. Casi todas las especies de microorganismos
(tales como microalgas, bacterias, arqueas, hongos, etc.) son capaces de formar
biopelícula a través de la adherencia a las superficies y sinérgica entre sí. Entender
la biopelícula y mitigar sus efectos adversos es crítico para una amplia gama de
usos en los límites de la prevención de corrosión. Debido a que las biopelículas no
están conformadas por organismos de una sola especie ocurre el comportamiento
de manera simbiótica, es decir, que el producto de desecho de un organismo es el
nutriente de otro o también se generan productos que son beneficiosos para la
comunidad.

La biomasa posee capacidades metabólicas que afectan de manera directa la
superficie metálica, ya que los microorganismos generan por sus actividades
orgánicas algunos compuestos químicos (metabolitos) que reaccionan con los
metales, originando herrumbre y otros componentes que en este ambiente tienen
un comportamiento catódico que contribuyen a la oxidación del hierro (y de otros
elementos) de las aleaciones.

Hay una contribución de la biomasa a la corrosión de manera tanto activa como
pasiva, esto sucede porque hay un marcado diferencial en el consumo de oxígeno,
y así estimulan la formación de celdas de oxígeno. Así mismo, la biomasa crea una
oclusión (cambia la conducción de calor, influyen en el flujo o ambos), y esta es otra
manera de contribuir también a la formación de celdas de oxígeno diferenciales y al
ataque pasivo.

Estudios realizados utilizando microscopía con focal han mostrado que la
arquitectura de la matriz de la biopelícula no es sólida y presenta canales que
permiten el flujo de agua, nutrientes y oxígeno, incluso hasta las zonas más
profundas de la biomasa. La existencia de estos canales no evita, sin embargo, que
dentro de la biopelícula se puedan encontrar diferentes ambientes en los que la
concentración de nutrientes, pH u oxígeno sea distinta. Esto aumenta la
heterogeneidad del estado fisiológico en el que se encuentran las bacterias dentro
de la biopelícula y dificulta su estudio. La formación de biopelícula es un proceso
dinámico y complejo que conlleva la adhesión, colonización y crecimiento de los
microorganismos. No se trata de un proceso aleatorio, sino que sigue una
sistemática que permite su predicción.

4.7.3 Adsorción y fijación.
La adhesión de los microorganismos a un sustrato puede ser activa (por flagelos,
pili, adhesinas) o pasiva (por gravedad, difusión y dinámica de fluidos). En cuestión
de minutos las bacterias libres que encuentran la superficie acondicionada forman
con ella una unión; si esta unión se mantiene suficiente tiempo, aparecen nuevas
estructuras químicas y físicas que la harán permanente e irreversible. El
subsecuente desarrollo dependerá de la densidad de población o la precariedad de
nutrientes. Estos microorganismos se encuentran ampliamente distribuidos en
ambientes anóxicos tanto acuáticos como terrestres. La formación de biopelículas
es una estrategia adaptativa de los microorganismos, ofreciéndoles cuatro ventajas
importantes:

• Protege a los microorganismos de la acción de los agentes adversos.
• Incrementa la disponibilidad de nutrientes para su crecimiento.
• Facilita el aprovechamiento del agua, reduciendo la posibilidad de
deshidratación.

• Posibilita la transferencia de material genético (ADN).

Todas estas circunstancias pueden incrementar sus capacidades de supervivencia.

4.7.4 Acondicionamiento de la superficie para la formación de biomasa.
Las bacterias son capaces de desarrollar biopelículas sobre muchas superficies
bióticas y abióticas. La capacidad de unirse a diversos plásticos, cristales y metales,
depende de las proteínas específicas en su cubierta y de los apéndices motrices.

Los estudios demuestran que el acero inoxidable, puede ser tan susceptible como
el plástico. La acción del aire o de la humedad sobre el acero inoxidable, poco a
poco crea una capa de óxido de cromo, sobre el que se pega la suciedad orgánica.
Así se preacondiciona el sustrato para la adhesión de las bacterias. La biopelícula
puede desarrollarse sobre casi cualquier tipo de superficie, gracias a que
previamente entra en contacto la materia orgánica presente en el agua.

Ilustración 10 Ciclo de biopelícula

Fuente: LOPEZ FERRERA, José. Ciclo de la biopelícula [Ilustración]. Entendiendo la
biocorrosión. 2016.

En la ilustración 10 podemos observar las etapas bajo las cuales se desarrolla una
biopelícula las cuales son:

1 Adsorción reversible de las bacterias planctónicas a la superficie.
2 Unión irreversible mediante la producción de la matriz polimérica.
3 Fase inicial de maduración con crecimiento y división del microorganismo.
4 Etapa posterior de producción del exopolimero.
5 Desarrollo final de la colonia con dispersión de células colonizadoras cuando
decrecen las fuentes de alimento.

4.8 CORROSION BAJO DEPOSITOS.

La corrosión bajo depósitos (UDC) se refiere al proceso de corrosión localizado que
se desarrolla y progresa debajo o alrededor de los depósitos formados en una
superficie metálica 23. Esta condición se genera a partir del establecimiento de una
celda de concentración diferenciada, en las cuales las áreas superficiales anódicas
están rodeadas por regiones catódicas que generalmente ocupan áreas
superficiales mucho más grandes. Las áreas protegidas y ocluidas son
particularmente susceptibles a la corrosión, ya que a menudo actúan como ánodos.
Las diferencias en la concentración de aniones disueltos tales como cloruros y
sulfatos, y/o gases disueltos como el oxígeno, eventualmente se desarrollan entre
las regiones circundantes y protegidas, favoreciendo así la corrosividad en estas
últimas24.

Dentro de este mecanismo se debe considerar el hecho de que la corrosión bajo
depósitos depende del tipo de los mismos y el entorno circundante 25; por lo tanto,
es crucial caracterizar el depósito, su espesor y su distribución para monitorear la
cinética de la UDC debajo de estos26.

23 SLIEM, M.H. Monitoring of under deposit corrosion for the oil and gas industry: A review. En: Journal of
Petroleum Science and Engineering. 2021.
24 NALCO. Nalco Guide to Cooling Water Systems Failure Analysis [en linea]. New York: McGraw-Hill Education.
2015. [Consultado el 3 de abril de 2021]. Disponible en:
https://biblio.uptc.edu.co:2164/content/book/9780071803472/chapter/chapter11.
25 LEPKOVA, K; GUBNER, R. Development of Standard Test Method for Investigation of Under-deposit
Corrosion in Carbon Dioxide Environment