Revista de Investigación y Liderazgo Vol. 2 (Num. 4)(Octubre –Diciembre 2026) ISSN 3151-8532
Miradas plurales hacia la investigación actual
Recibido: 26/08/2025 Aceptado: 23/09/2025 Publicado: 25/10/2025
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DOI: https://doi.org/10.63618/omd/revinvlid/v2/n4/43
Corrosión en infraestructuras petroleras y materiales
de protección avanzada.
Corrosion in oil infrastructure and advanced protective materials.
Ruiz-Sánchez, Clara Isabel
1
.
1
Universidad de las Fuerzas Armadas – ESPE; Ecuador; https://orcid.org/0000-0003-2864-5137;
ciruiz4@espe.edu.ec.
Cita: Ruiz-Sánchez, C. I. (2025). Corrosión en infraestructuras petroleras y materiales de
protección avanzada. Revista De Investigación Y Liderazgo, 2(4), 16-
31. https://doi.org/10.63618/omd/revinvlid/v2/n4/43
Resumen
La corrosión compromete la integridad, continuidad operativa y sostenibilidad económica de ductos,
tanques y equipos estáticos petroleros expuestos a condiciones químicas, térmicas, biológicas y
ambientales variables. El estudio tuvo como objetivo analizar los mecanismos de deterioro y el desempeño
técnico-económico de materiales de protección avanzada aplicables a la industria petrolera ecuatoriana y
latinoamericana. Se desarrolló una investigación cualitativa, documental, no experimental, longitudinal y
descriptiva, basada en publicaciones e informes del periodo 2021–2025, examinados mediante análisis de
contenido y síntesis temática. Los resultados mostraron que la disminución de la corrosión uniforme pudo
coexistir con el incremento del daño localizado; además, los recubrimientos nanocompuestos,
autorreparables y superhidrofóbicos presentaron mejoras diferenciadas en impedancia, durabilidad y
eficiencia anticorrosiva. La envoltura compuesta redujo entre 30 % y 78 % los costos relativos de reparación,
aunque su conveniencia ambiental dependió del escenario evaluado. Estos hallazgos indican que ninguna
tecnología resultó universalmente superior, debido a la heterogeneidad de sustratos, condiciones de ensayo
y mecanismos de protección. Se concluyó que la selección anticorrosiva debe integrar criticidad del activo,
ambiente de exposición, desempeño multifuncional, mantenimiento, costo del ciclo de vida e impacto
ambiental.
Palabras clave: corrosión petrolera; infraestructura energética; recubrimientos avanzados; integridad de
activos; protección anticorrosiva.
Abstract
Corrosion compromises the integrity, operational continuity, and economic sustainability of pipelines, tanks,
and static oil equipment exposed to variable chemical, thermal, biological, and environmental conditions.
The study aimed to analyze the deterioration mechanisms and the technical-economic performance of
advanced protective materials applicable to the Ecuadorian and Latin American oil industry. A qualitative,
documentary, non-experimental, longitudinal, and descriptive research was developed, based on
publications and reports from the period 2021–2025, examined thru content analysis and thematic synthesis.
The results showed that the reduction of uniform corrosion could coexist with the increase of localized
damage; moreover, the nanocomposite, self-healing, and superhydrophobic coatings presented
differentiated improvements in impedance, durability, and anticorrosive efficiency. The composite wrap
reduced relative repair costs by between 30% and 78%, although its environmental suitability depended on
the evaluated scenario. These findings indicate that no technology proved universally superior, due to the
heterogeneity of substrates, testing conditions, and protection mechanisms. It was concluded that the
selection of anti-corrosive measures must integrate asset criticality, exposure environment, multifunctional
performance, maintenance, life cycle cost, and environmental impact.
Keywords: oil corrosion; energy infrastructure; advanced coatings; asset integrity; anti-corrosive
protection.
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1. Introducción
La corrosión constituye una amenaza estratégica para la continuidad de las
infraestructuras petroleras de Ecuador y de otros sistemas energéticos
latinoamericanos, debido a que compromete activos sometidos a condiciones químicas,
térmicas, mecánicas y ambientales variables. Las estadísticas ecuatorianas de 2024
registran exportaciones de 126,31 millones de barriles de crudo, valoradas en USD
8.646,54 millones, con un crecimiento interanual del 9,8 % en volumen, lo que evidencia
la relevancia económica de preservar la integridad de la cadena petrolera (Banco
Central del Ecuador, 2025). Esta cadena incluye el Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano, con 497,7 km y capacidad operativa de 360.000 barriles diarios, y el
Oleoducto de Crudos Pesados, cuya capacidad alcanza 450.000 barriles diarios. A ello
se suman las refinerías de Esmeraldas, La Libertad y Shushufindi, que concentran una
capacidad conjunta de 175.000 barriles por día (EP Petroecuador, 2022). Dentro de este
entramado, el análisis se concentra en las superficies metálicas y los sistemas de
protección de ductos, tanques de almacenamiento y equipos estáticos vinculados con
el transporte, refinación y almacenamiento de hidrocarburos. La magnitud productiva y
financiera de estos activos convierte el control de la corrosión en un componente
inseparable de la seguridad energética y de la sostenibilidad industrial del país.
La exposición prolongada de los aceros al agua de formación, dióxido de carbono,
sulfuro de hidrógeno, sales disueltas, oxígeno, microorganismos y esfuerzos mecánicos
favorece procesos de corrosión uniforme, picadura, erosión-corrosión, fragilización por
hidrógeno y corrosión microbiológicamente influenciada (Solovyeva et al., 2023;
Shehata & El-Shamy, 2023). En el exterior de los activos, la humedad tropical, los suelos
corrosivos, la salinidad costera, la radiación ultravioleta y el desprendimiento de
recubrimientos amplían las áreas susceptibles a ataques localizados, especialmente
cuando la protección catódica presenta discontinuidades (Farh et al., 2023). El impacto
económico trasciende el reemplazo de componentes, pues la corrosión representa más
de USD 2,5 billones anuales, equivalentes aproximadamente al 3,4 % del producto
interno bruto mundial (Association for Materials Protection and Performance [AMPP],
2023). La aplicación sistemática de prácticas de control permite reducir entre 15 % y 35
% de esos costos, es decir, entre USD 375.000 millones y USD 875.000 millones cada
año, según estimaciones sectoriales de alcance global (AMPP, 2023). Cuando el
deterioro no se detecta oportunamente, la pérdida de espesor y la formación de grietas
incrementan la probabilidad de fugas, incendios, paradas no programadas,
contaminación de suelos y cuerpos de agua y exposición de trabajadores y
comunidades a sustancias peligrosas. Estas consecuencias también erosionan la
confianza institucional, elevan los costos de remediación y disminuyen la disponibilidad
de combustibles y materias primas para otros sectores productivos.
La necesidad de superar las limitaciones de los esquemas convencionales impulsa el
desarrollo de materiales que combinan funciones de barrera, inhibición activa,
autorreparación y respuesta frente a estímulos ambientales. Los recubrimientos
epóxicos continúan siendo una base industrial relevante, pero su desempeño mejora
mediante nanopartículas de óxidos metálicos, sílice, nanoclay, derivados de grafeno y
estructuras metal-orgánicas capaces de reducir la permeabilidad y prolongar las
trayectorias de difusión de agua e iones (Thomas et al., 2024). A esta estrategia se
incorporan sistemas autorreparables con microcápsulas o nanocontenedores que
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liberan agentes formadores de película o inhibidores cuando una grieta altera el pH, la
humedad o la estructura del recubrimiento (Sanyal et al., 2024). La literatura reporta que
los microcontenedores comprendidos aproximadamente entre 50 y 200 μm ofrecen
capacidad suficiente para almacenar agentes reparadores y responder al daño
mecánico, aunque su tamaño óptimo depende del espesor y de la formulación de la
matriz (Kartsonakis et al., 2024). También adquieren relevancia las superficies
superhidrofóbicas, los recubrimientos híbridos sol-gel y las formulaciones de bajo
contenido de compuestos orgánicos volátiles, debido a que integran resistencia química
con menores cargas ambientales. La selección industrial, sin embargo, requiere
comparar estas tecnologías con la protección catódica, los inhibidores, la limpieza
interna y los recubrimientos tradicionales, porque ninguna alternativa ofrece el mismo
rendimiento frente a todas las combinaciones de temperatura, presión, salinidad y
esfuerzo.
Aunque los avances experimentales muestran mejoras sustanciales en resistencia
electroquímica, adhesión y capacidad de reparación, la evidencia permanece
fragmentada entre sustratos, formulaciones y protocolos de ensayo difícilmente
comparables. Las revisiones recientes señalan que numerosos recubrimientos
multifuncionales todavía se encuentran en fases iniciales de desarrollo y que su
rendimiento en laboratorio no garantiza estabilidad frente a ciclos reales de operación,
abrasión, envejecimiento ultravioleta o defectos repetitivos (Thomas et al., 2024;
Kartsonakis et al., 2024). Las diferencias en preparación superficial, concentración de
nanomateriales, espesor, temperatura, tiempo de inmersión y composición del electrolito
generan resultados inconsistentes e impiden establecer relaciones universales entre
formulación y vida útil. Esta limitación resulta especialmente importante en Ecuador,
donde el SOTE opera desde 1972 y supera cinco décadas de servicio, mientras la
Refinería Esmeraldas funciona desde 1977 y se aproxima a medio siglo de operación
industrial (EP Petroecuador, 2022). Las revisiones globales consultadas tampoco
aportan validaciones específicas que relacionen simultáneamente ambientes
amazónicos, andinos y costeros con desempeño anticorrosivo, compatibilidad con
protección catódica y costo del ciclo de vida. Por ello, la brecha no consiste únicamente
en producir nuevos materiales, sino en determinar cuáles mantienen su desempeño
técnico y económico bajo las condiciones heterogéneas de activos petroleros
envejecidos y estratégicos (Egbuhuzor et al., 2025; Kumari & Lavanya, 2024).
La posibilidad de cerrar esta brecha se sustenta en la disponibilidad de estadísticas
oficiales, especificaciones técnicas, literatura científica reciente y registros agregados
de inspección y mantenimiento que permiten examinar el fenómeno sin intervenir
directamente en procesos críticos. El estudio considera información correspondiente al
periodo 2021–2025 y puede complementarse con datos operativos anonimizados,
evitando recopilar información personal o divulgar detalles sensibles para la seguridad
de las instalaciones (Banco Central del Ecuador, 2025; EP Petroecuador, 2022). Sobre
esta base, el objetivo general consiste en analizar los mecanismos de corrosión y el
desempeño de materiales de protección avanzada aplicables a ductos, tanques y
equipos estáticos de la industria petrolera ecuatoriana. Para alcanzar dicho propósito,
el primer objetivo específico determina la relación entre variables ambientales y
operativas (temperatura, salinidad, humedad, presencia de CO₂ y H₂S y condición
superficial) y las formas predominantes de deterioro. El segundo compara tres familias
tecnológicas (recubrimientos nanocompuestos, sistemas autorreparables y
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recubrimientos híbridos o superhidrofóbicos) mediante cuatro criterios: resistencia
electroquímica, adhesión, durabilidad y compatibilidad operativa. El tercero estima su
conveniencia técnico-económica mediante costos de aplicación, mantenimiento,
extensión potencial de la vida útil y reducción esperada del riesgo de falla, sin atribuir
causalidad donde los datos disponibles solo permiten asociaciones comparativas (Farh
et al., 2023; Kumari & Lavanya, 2024).
El valor original del trabajo reside en integrar, dentro de un mismo marco de evaluación,
tres clases de activos petroleros, tres familias de protección avanzada y cuatro
dimensiones de desempeño técnico y económico. Esta articulación supera los análisis
centrados exclusivamente en eficiencia electroquímica, porque incorpora compatibilidad
con las condiciones operativas, mantenibilidad, impacto ambiental y costo durante el
ciclo de vida (Farh et al., 2023; Thomas et al., 2024). En el plano académico, la
investigación organiza variables que suelen examinarse por separado y genera una
base contextualizada para contrastar la respuesta de los materiales en ambientes
tropicales, salinos y químicamente agresivos. En el plano práctico, sus resultados
permiten jerarquizar alternativas de protección según criticidad, exposición y antigüedad
del activo, en lugar de aplicar una solución uniforme a instalaciones con mecanismos de
deterioro diferentes. Esta orientación puede contribuir a capturar parte del ahorro
potencial de 15 % a 35 % asociado con una gestión sistemática de la corrosión, aunque
su magnitud efectiva depende de la calidad de los datos, la aplicación del recubrimiento
y la disciplina de mantenimiento (AMPP, 2023). La contribución esperada, por tanto,
conecta el desarrollo de materiales inteligentes con una necesidad concreta de la
industria ecuatoriana: extender la vida útil de infraestructura estratégica sin trasladar los
costos del deterioro a la economía, al ambiente ni a las comunidades.
2. Materiales y Métodos
La investigación se desarrolló desde una perspectiva cualitativa, orientada a interpretar
cómo la literatura técnica y científica caracterizó los mecanismos de corrosión y las
respuestas de protección aplicables a infraestructuras petroleras. El material empírico
estuvo constituido por documentos, por lo que se priorizó el significado atribuido a las
condiciones operativas, los modos de deterioro, las propiedades de los materiales y las
limitaciones de cada tecnología. Esta elección permitió examinar relaciones
conceptuales entre corrosión interna y externa, integridad de activos y desempeño de
recubrimientos avanzados sin reducir el fenómeno a una agregación exclusivamente
numérica. La interpretación se mantuvo vinculada con los objetivos de analizar los
mecanismos de degradación, determinar sus factores asociados y comparar alternativas
de protección. La codificación de contenidos se apoyó en procedimientos cualitativos
sistemáticos que facilitaron organizar textos heterogéneos mediante categorías y temas
verificables (Braun & Clarke, 2021; Kuckartz & Rädiker, 2023). Así, el estudio conservó
una orientación aplicada a la ingeniería de materiales y a la gestión de activos
petroleros.
La coherencia entre esa finalidad interpretativa y la ausencia de intervención condujo a
un diseño no experimental, longitudinal y documental. No se manipularon temperaturas,
presiones, composiciones químicas, espesores ni formulaciones de recubrimiento, sino
que se analizaron resultados previamente publicados y registros institucionales
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disponibles. La dimensión longitudinal se operacionalizó mediante la comparación de
documentos correspondientes al periodo 2021–2025, con el propósito de reconocer
cambios en los mecanismos estudiados, las técnicas de diagnóstico y los materiales de
protección propuestos. El razonamiento deductivo permitió establecer categorías
iniciales desde los objetivos y la teoría de corrosión, mientras que el procedimiento
inductivo posibilitó incorporar patrones emergentes no previstos. El método analítico
descompuso la evidencia según tipo de activo, ambiente corrosivo, material, mecanismo
de daño y estrategia de mitigación. El alcance permaneció descriptivo, por lo que se
caracterizaron tendencias y diferencias documentadas sin atribuir causalidad ni formular
generalizaciones estadísticas para toda la industria latinoamericana (Snyder, 2019;
Kuckartz & Rädiker, 2023).
El contexto documental comprendió la industria petrolera ecuatoriana y latinoamericana,
complementada con evidencia internacional transferible a ductos, tanques, tuberías de
proceso, equipos estáticos y superficies de acero expuestas a medios agresivos. La
unidad de análisis estuvo integrada por artículos revisados por pares, revisiones
técnicas, informes institucionales y documentos oficiales relacionados con producción,
transporte, refinación, corrosión y materiales protectores. La búsqueda se efectuó en
Scopus, Web of Science, ScienceDirect, SpringerLink, SciELO y Google Scholar, junto
con los repositorios del Banco Central del Ecuador y EP Petroecuador. Se combinaron
los términos “corrosión”, “infraestructura petrolera”, “oil and gas pipeline”, “storage tank”,
“CO₂ corrosion”, “H₂S corrosion”, “advanced coating”, “nanocomposite”, “self-healing
coating” y “cathodic protection”, mediante operadores AND y OR. Se consideraron
documentos en español, inglés y portugués, debido al carácter regional del estudio y a
la concentración internacional de investigaciones sobre recubrimientos y control de
corrosión (Farh et al., 2023; Solovyeva et al., 2023). No se calculó una muestra
probabilística, porque el corpus se seleccionó intencionalmente según pertinencia
temática, suficiencia informativa y trazabilidad documental (Banco Central del Ecuador,
2025; EP Petroecuador, 2023).
La selección documental incluyó publicaciones emitidas entre enero de 2021 y diciembre
de 2025 que abordaron infraestructuras petroleras metálicas, mecanismos de corrosión,
integridad de ductos o materiales avanzados de protección. También se exigió autoría
identificable, acceso al texto completo, descripción metodológica suficiente y exposición
verificable de resultados, limitaciones o criterios técnicos. Los informes institucionales
fueron aceptados cuando procedieron de organismos oficiales y presentaron datos
relevantes para contextualizar la operación petrolera ecuatoriana. Se excluyeron
duplicados, materiales comerciales sin respaldo metodológico, documentos sin fecha,
estudios ajenos al sector energético y trabajos centrados en corrosión biomédica o
arquitectónica sin posibilidad de transferencia industrial. La depuración se realizó
sucesivamente mediante revisión del título, resumen, palabras clave y texto completo,
manteniendo un registro de las razones de exclusión. Este procedimiento favoreció una
síntesis reproducible y evitó equiparar resultados obtenidos bajo condiciones
experimentales incompatibles, debido a que el comportamiento corrosivo varió según
ambiente, microestructura, temperatura, pH y especies iónicas (Egbuhuzor et al., 2025;
Snyder, 2019).
Cada documento seleccionado se registró en una matriz que incorporó autor, año, país,
tipo de infraestructura, sustrato metálico, medio corrosivo, mecanismo de degradación,
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variables operativas, tecnología protectora, método de evaluación y principales
limitaciones. También se recopilaron indicadores técnicos como velocidad de corrosión,
densidad de corriente, impedancia, resistencia de polarización, pérdida de espesor,
adherencia, duración de exposición y eficiencia de inhibición, siempre que la fuente los
informara. Las categorías deductivas comprendieron corrosión por CO₂, H₂S, picadura,
erosión-corrosión, corrosión bajo aislamiento y deterioro microbiológicamente
influenciado, además de protección catódica, inhibidores, nanocompuestos y
recubrimientos autorreparables. Durante la lectura surgieron subcategorías inductivas
asociadas con envejecimiento, compatibilidad ambiental, escalabilidad, preparación
superficial y transferencia desde el laboratorio hacia condiciones industriales. El análisis
de contenido comparó coincidencias, contradicciones y vacíos entre años, regiones,
activos y familias de materiales, mientras que la síntesis temática articuló los hallazgos
en patrones interpretativos (Braun & Clarke, 2021; Kuckartz & Rädiker, 2023). La
evaluación consideró que las tecnologías inteligentes todavía presentaron diferencias
entre el desempeño experimental y su aplicación prolongada en ambientes petroleros
reales (Sanyal et al., 2024; Thomas et al., 2024).
La consistencia del análisis se reforzó mediante lecturas reiteradas, revisión de códigos,
comparación de fuentes y conservación de una trazabilidad entre cada interpretación y
el documento que la sustentó. La triangulación contrastó estudios experimentales,
revisiones especializadas e informes oficiales, lo que permitió identificar convergencias
sin ocultar diferencias metodológicas entre ensayos electroquímicos, pruebas de
inmersión y evaluaciones de campo. Se evitó comparar directamente valores obtenidos
con aceros, electrolitos, temperaturas o tiempos de exposición distintos, salvo cuando
la equivalencia experimental estuvo explícitamente justificada. Un estudio sobre acero
X65 en ambientes con CO₂, por ejemplo, mostró que la evolución de las capas de
carbonato de hierro dependió de las condiciones de exposición, lo que respaldó la
necesidad de interpretar cada resultado dentro de su configuración experimental
(Lazareva et al., 2021). En el plano ético no se recopilaron datos personales ni se
intervinieron instalaciones, comunidades o trabajadores, y el análisis se limitó a
materiales públicos o académicamente accesibles, respetando autoría, propiedad
intelectual y citación. Las conclusiones se formularon como descripciones
contextualizadas y no como estimaciones causales o recomendaciones universales, en
consonancia con el alcance cualitativo y documental adoptado (Braun & Clarke, 2021;
Snyder, 2019).
3. Resultados
Variables operativas y ambientales asociadas con los mecanismos de corrosión
El análisis de esta dimensión examinó la respuesta del acero de tuberías frente a la
temperatura, la salinidad, el CO₂, la actividad de bacterias reductoras de sulfato y la
acumulación de depósitos. Los datos cuantitativos verificables disponibles para este
subapartado procedieron de tres estudios primarios realizados con aceros L245 y API
5L X65 en ambientes controlados. La documentación analizada no incorporó una base
consolidada con el número total de registros codificados, por lo que no se calcularon
frecuencias globales, intervalos de confianza ni pruebas de significación para el conjunto
documental. Tampoco se identificaron valores económicos comparables asociados con
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cada condición de exposición. En consecuencia, los indicadores presentados
correspondieron exclusivamente a mediciones experimentales publicadas y a
variaciones porcentuales calculadas a partir de esos valores (Lazareva et al., 2021; Liao
et al., 2023; Sun et al., 2025).
La acción conjunta de la temperatura, el CO₂ y la actividad microbiológica mostró un
aumento de la pérdida de material respecto de la exposición exclusivamente química.
En acero L245 sometido a una presión parcial de CO₂ de 0,06 MPa, la velocidad de
corrosión registrada a 40 °C fue de 0,0597 mm/año en el sistema con CO₂ y de 0,0766
mm/año cuando participaron bacterias reductoras de sulfato. La diferencia absoluta
alcanzó 0,0169 mm/año, mientras que el incremento relativo calculado fue del 28,3 %
respecto del valor asociado únicamente con CO₂. Los registros experimentales también
mostraron que la intensidad del deterioro varió con la temperatura debido a los cambios
observados en la actividad bacteriana y en la composición de los productos
superficiales. Este patrón indicó que la presencia simultánea de agentes químicos y
biológicos produjo una velocidad de corrosión superior a la obtenida en el medio abiótico
bajo la condición térmica señalada (Sun et al., 2025).
La evolución temporal de las capas de carbonato de hierro presentó un comportamiento
distinto entre la corrosión general y el daño localizado. En acero API 5L X65 expuesto a
una solución de NaCl al 3,5 %, saturada con CO₂, a 80 °C y pH 6,8, la velocidad general
alcanzó un máximo de 1,66 mm/año a las 6 horas y descendió a 0,05 mm/año a las 43
horas, lo que representó una reducción calculada del 97,0 %. La cobertura superficial
de FeCO₃ aumentó de aproximadamente 42 % a las 9 horas a 51 % a las 22 horas y 99
% a las 43 horas. Sin embargo, la profundidad media de las diez picaduras más
profundas pasó de 3,2 ± 0,4 μm a 5,6 ± 0,9 μm y posteriormente a 8,5 ± 0,2 μm; entre
la primera y la última medición, el aumento calculado fue del 165,6 %. De forma paralela,
el diámetro medio de las picaduras creció de 8,4 ± 1,4 μm a 37,0 ± 5,2 μm, equivalente
a un incremento del 340,5 %, aun cuando la velocidad de corrosión general disminuyó
(Lazareva et al., 2021).
La combinación de depósitos sólidos y actividad microbiológica confirmó la divergencia
entre pérdida uniforme y penetración localizada. En acero X65 expuesto a un ambiente
simulado de producción de gas de esquisto, la coexistencia de depósitos de arena y
bacterias reductoras de sulfato redujo en 63 % la corrosión uniforme, pero incrementó
en 183 % la velocidad de corrosión localizada. Los resultados electroquímicos y
morfológicos registraron la formación de una capa mixta de depósito, biopelícula y
productos de corrosión, junto con zonas de ataque concentrado en la interfaz entre el
acero y el depósito. El contraste entre ambos porcentajes evidenció una diferencia de
246 puntos porcentuales entre la variación del deterioro uniforme y la del ataque
localizado. En síntesis, los hallazgos mostraron que la temperatura, el CO₂, la salinidad,
el tiempo de exposición, los microorganismos y los depósitos no actuaron de manera
aislada: determinadas condiciones redujeron la pérdida general de espesor, pero
simultáneamente aumentaron la profundidad y extensión de las picaduras (Liao et al.,
2023).
Desempeño comparativo de los materiales de protección avanzada
El análisis comparativo tuvo como propósito describir el comportamiento de tres familias
de materiales avanzados: recubrimientos epóxicos nanocompuestos, sistemas
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autorreparables con microcápsulas y superficies superhidrofóbicas modificadas con
estructuras metal-orgánicas. Los estudios seleccionados evaluaron acero Q235,
láminas de acero previamente oxidadas y acero inoxidable mediante envejecimiento
ultravioleta, daño mecánico, inmersión salina y ensayos electroquímicos. Los
indicadores recuperados incluyeron impedancia a baja frecuencia, adherencia,
concentración de aditivos, tamaño de microcápsula, duración de la protección, ángulo
de contacto y eficiencia anticorrosiva. La heterogeneidad de los sustratos, electrolitos y
periodos de exposición impidió calcular una media combinada entre las tres tecnologías.
En los datos comparables tampoco se dispuso de valores p, intervalos de confianza ni
costos económicos estandarizados. Por esta razón, los resultados se organizaron
mediante comparaciones internas entre cada formulación avanzada y su respectivo
material de referencia (Han et al., 2022; Almufarij et al., 2023; Li et al., 2024).
El recubrimiento epóxico formulado con 0,2 % en peso de óxido de grafeno modificado
con melamina y negro de carbono presentó el mayor desempeño dentro de las
concentraciones evaluadas sobre acero Q235. Después de 20 días de envejecimiento
ultravioleta, su módulo de impedancia a baja frecuencia alcanzó 1,09 × 10⁸ Ω·cm², frente
a 9,05 × 10⁶ Ω·cm² registrados por el epoxi puro. La razón entre ambos valores fue de
12,04, lo que representó un incremento relativo calculado del 1.104,4 %. La adherencia
disminuyó de 2,51 a 1,97 MPa durante el mismo periodo, equivalente a una reducción
del 21,5 %. A pesar de esta pérdida, el material conservó el 78,5 % de su adherencia
inicial. Los datos mostraron, por tanto, una elevada retención de propiedades mecánicas
acompañada por una diferencia superior a un orden de magnitud en el indicador
electroquímico respecto del control (Li et al., 2024).
Tabla 1
Comparación de los principales indicadores de desempeño de los materiales de
protección avanzada
Familia
tecnológica
Sustrato y
condición de
ensayo
Formulación
evaluada
Indicador de
referencia
Resultado del
material
avanzado
Variación
calculada o
resultado
complementario
Epoxi
nanocompuesto
Acero Q235; 20
días de
envejecimiento
UV
Epoxi con 0,2 %
de MGC
Impedancia del
epoxi puro:
9,05 × 10⁶
Ω·cm²
1,09 × 10⁸
Ω·cm²
12,04 veces el
control; incremento
de 1.104,4 %
Epoxi
nanocompuesto
Acero Q235; 20
días de
envejecimiento
UV
Epoxi con 0,2 %
de MGC
Adherencia
inicial: 2,51
MPa
Adherencia
final: 1,97 MPa
Disminución de
21,5 %; retención
de 78,5 %
Sistema
autorreparable
Acero oxidado
con daño
artificial;
inmersión en
NaCl
Epoxi con 15 %
de
microcápsulas
PANI/epoxi–UF
No se informó
un control
directamente
comparable
5,27 × 10⁶
Ω·cm² a 0,01 Hz
después de 24
h
Protección del área
rayada durante 384
h
Sistema
autorreparable
Caracterización
de las
microcápsulas
Núcleo
PANI/epoxi
encapsulado en
No aplicó
Contenido de
núcleo: 60,84 ±
0,06 %;
La formulación de
15 % presentó el
mejor desempeño
informado
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Familia
tecnológica
Sustrato y
condición de
ensayo
Formulación
evaluada
Indicador de
referencia
Resultado del
material
avanzado
Variación
calculada o
resultado
complementario
urea-
formaldehído
diámetro: 4,20 ±
0,92 µm
Superficie
superhidrofóbica
Acero inoxidable;
NaCl 0,5 M
Ni@SA frente a
Ni@Cu-As
MOF@SA
Ángulo de
contacto: 160°
± 1,1°
168° ± 1,2°
Aumento absoluto
de 8° y relativo de
5,0 %
Superficie
superhidrofóbica
Acero inoxidable;
prueba de
abrasión
Ni@SA frente a
Ni@Cu-As
MOF@SA
Conservación
hasta 1.300
mm
Conservación
hasta 2.700 mm
Incremento de
107,7 % en la
longitud de
abrasión
Superficie
superhidrofóbica
Acero inoxidable;
NaCl 0,5 M
Ni@SA frente a
Ni@Cu-As
MOF@SA
Eficiencia
aproximada: 94
%
Eficiencia
aproximada: 99
%
Diferencia de 5
puntos
porcentuales
Nota. Los porcentajes de variación se calcularon a partir de los valores publicados; no
correspondieron a estimaciones combinadas entre estudios. MGC representó el nanohíbrido de
óxido de grafeno modificado con melamina y negro de carbono; PANI/epoxi–UF correspondió al
copolímero polianilina/epoxi encapsulado en urea-formaldehído (Han et al., 2022; Almufarij et al.,
2023; Li et al., 2024)
El sistema autorreparable alcanzó su mejor respuesta con una incorporación de 15 %
en peso de microcápsulas, cuyo contenido de núcleo fue de 60,84 ± 0,06 % y cuyo
diámetro medio llegó a 4,20 ± 0,92 µm. Después de inducir una incisión y mantener la
probeta durante 24 horas en una solución de NaCl, el módulo de impedancia a 0,01 Hz
se situó en 5,27 × 10⁶ Ω·cm². La protección del área dañada se mantuvo durante 384
horas, equivalentes a 16 días de exposición. En las superficies superhidrofóbicas, el
ángulo de contacto aumentó de 160° ± 1,1° en Ni@SA a 168° ± 1,2° en Ni@Cu-As
MOF@SA. La longitud de abrasión conservada pasó de 1.300 a 2.700 mm, incremento
calculado del 107,7 %, mientras que la eficiencia anticorrosiva aumentó de
aproximadamente 94 % a 99 %. La modificación con la estructura metal-orgánica
produjo así mejoras simultáneas en repelencia al agua, estabilidad mecánica y
respuesta frente al medio salino (Han et al., 2022; Almufarij et al., 2023).
La síntesis de los resultados evidenció que las tres familias concentraron su desempeño
en dimensiones diferentes y no directamente intercambiables. El nanocompuesto
epóxico alcanzó la mayor impedancia absoluta del conjunto analizado, con 1,09 × 10⁸
Ω·cm² después del envejecimiento ultravioleta. El sistema microencapsulado destacó
por conservar la protección durante 384 horas después del daño inducido, mientras que
la superficie con MOF presentó una eficiencia anticorrosiva cercana al 99 %. Las
desviaciones estándar solo estuvieron disponibles para el tamaño de las microcápsulas
y los ángulos de contacto, de modo que no se establecieron diferencias estadísticas
entre las familias. Tampoco se identificaron valores homogéneos sobre costo de
aplicación, mantenimiento o vida útil industrial que permitieran una comparación
financiera. El hallazgo central quedó definido por la mejora de cada material frente a su
control experimental, aunque los distintos protocolos impidieron establecer una jerarquía
universal de desempeño (Han et al., 2022; Almufarij et al., 2023; Li et al., 2024).
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Conveniencia técnico-económica de las alternativas anticorrosivas
La evaluación de la conveniencia técnico-económica examinó los costos evitables de la
corrosión, la capacidad de prolongar la operación de los activos y las diferencias entre
reparación localizada, rehabilitación y sustitución de tuberías. El corpus aportó datos
cuantitativos para la gestión global de la corrosión y para los sistemas de envoltura
compuesta, pero no presentó valores homogéneos de inversión, operación y
mantenimiento para recubrimientos nanocompuestos, autorreparables o
superhidrofóbicos. Tampoco se identificaron estimaciones específicas para
infraestructuras petroleras ecuatorianas que permitieran calcular valor actual neto, tasa
interna de retorno o periodo de recuperación. Las comparaciones se limitaron, por tanto,
a costos relativos, duración reportada, resistencia recuperada y carga ambiental durante
el ciclo de vida. Debido a esta heterogeneidad, no se obtuvieron medias agrupadas,
desviaciones estándar, intervalos de confianza ni diferencias estadísticamente
significativas entre tecnologías (Shaukat et al., 2022; Singh et al., 2021; Prošek et al.,
2025).
La escala financiera de referencia mostró que la corrosión representó aproximadamente
USD 2,5 billones anuales, equivalentes al 3,4 % del producto interno bruto mundial. La
aplicación sistemática de tecnologías y prácticas de control presentó un potencial de
reducción comprendido entre el 15 % y el 35 % de ese costo. En términos monetarios,
el ahorro estimado se situó entre USD 375.000 millones y USD 875.000 millones por
año, con una amplitud de USD 500.000 millones entre los extremos calculados. Para las
tuberías de petróleo y gas en Estados Unidos, la literatura utilizada por los estudios de
reparación ubicó las pérdidas anuales por corrosión entre USD 2.000 millones y USD
3.300 millones. Estos valores funcionaron como magnitudes sectoriales de referencia y
no como una estimación directa de costos para Ecuador o Latinoamérica (Association
for Materials Protection and Performance [AMPP], 2023; Shaukat et al., 2022).
Figuera 1
Conveniencia técnica- económico de las alternativas anticorrosivos
Nota: Autores (2025)
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La lectura integrada de la imagen evidenció que la alternativa de menor costo
directo no coincidió necesariamente con la de menor carga ambiental. En la
evaluación de ciclo de vida realizada para un periodo funcional de diez años se
compararon cuatro procedimientos: parche soldado, recrecimiento mediante
soldadura, abrazadera mecánica y envoltura compuesta no metálica. El parche
soldado registró el menor impacto ambiental, mientras que la envoltura
compuesta presentó la mayor carga agregada dentro de las condiciones
analizadas. El transporte del sistema compuesto y los materiales empleados en
la abrazadera mecánica concentraron una parte relevante de los impactos
observados. En consecuencia, los datos económicos relativos de la envoltura
compuesta coexistieron con un desempeño ambiental menos favorable en ese
escenario específico de reparación (Shaukat et al., 2022; Prošek et al., 2025).
La síntesis descriptiva mostró que la gestión preventiva ofreció el mayor margen
económico agregado, con un ahorro potencial equivalente al 15–35 % del costo
global de la corrosión. Entre las soluciones de reparación documentadas, la
envoltura compuesta concentró la principal ventaja financiera, al reducir entre 30
% y 78 % los costos relativos frente a intervenciones metálicas o sustituciones,
y recuperó parcialmente la capacidad resistente de la tubería. Esta conveniencia
no pudo extrapolarse directamente a los recubrimientos avanzados analizados
previamente, debido a la ausencia de precios estandarizados, duraciones
industriales verificadas y registros de mantenimiento comparables. Los
documentos tampoco permitieron establecer una tecnología universalmente
superior al integrar inversión, vida útil, interrupción operativa e impacto
ambiental. El hallazgo central quedó definido por una relación condicionada: la
conveniencia técnico-económica varió según el defecto, la continuidad operativa,
el horizonte temporal y el alcance del ciclo de vida considerado (AMPP, 2023;
Shaukat et al., 2022; Singh et al., 2021).
4. Discusión
El estudio analiza los mecanismos de corrosión y el desempeño de materiales de
protección avanzada aplicables a ductos, tanques y equipos estáticos, y los hallazgos
sugieren que la integridad de estos activos depende de la interacción entre condiciones
químicas, térmicas, biológicas y superficiales. La reducción de la corrosión general
observada durante la formación de capas de FeCO₃ no implica necesariamente una
disminución del riesgo, porque el crecimiento simultáneo de las picaduras revela que los
indicadores promedio pueden ocultar ataques localizados críticos. De manera
concordante, la incorporación de bacterias reductoras de sulfato incrementa en 28,3 %
la velocidad de corrosión del acero L245 bajo la condición analizada, mientras que la
combinación de depósitos y actividad microbiológica reduce la corrosión uniforme, pero
eleva en 183 % el deterioro localizado. Este comportamiento coincide con las revisiones
que reconocen al CO₂, al H₂S, a los microorganismos y a los depósitos como factores
interdependientes en el deterioro de tuberías petroleras (Solovyeva et al., 2023;
Egbuhuzor et al., 2025). Por consiguiente, los hallazgos parecen indicar que el
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seguimiento basado únicamente en pérdida general de espesor resulta insuficiente y
debe complementarse con indicadores sensibles a picaduras, interfaces bajo depósito
y actividad microbiológica, sin inferir causalidad más allá de las condiciones
experimentales examinadas (Lazareva et al., 2021; Liao et al., 2023; Sun et al., 2025).
La comparación de materiales avanzados muestra que las tecnologías evaluadas no
presentan una superioridad universal, sino ventajas asociadas con mecanismos
protectores y condiciones de ensayo diferentes. El nanocompuesto epóxico alcanza una
impedancia 12,04 veces superior a la del epoxi puro después del envejecimiento
ultravioleta, aunque conserva el 78,5 % de su adherencia inicial, lo que evidencia una
mejora electroquímica acompañada por una pérdida mecánica que no debe ignorarse.
A su vez, el sistema microencapsulado mantiene la protección del área dañada durante
384 horas, mientras que la superficie modificada con una estructura metal-orgánica
alcanza aproximadamente 99 % de eficiencia anticorrosiva y duplica la longitud de
abrasión soportada. Estas respuestas convergen con las revisiones que atribuyen a los
nanomateriales, microcontenedores y superficies multifuncionales capacidades de
barrera, liberación activa y autorreparación (Sanyal et al., 2024; Thomas et al., 2024).
Sin embargo, la divergencia entre sustratos, electrolitos, concentraciones y tiempos de
exposición confirma la advertencia de que el rendimiento de laboratorio no garantiza
estabilidad durante ciclos industriales prolongados, por lo que cada formulación requiere
validación según el activo y el ambiente de servicio (Kartsonakis et al., 2024; Han et al.,
2022; Almufarij et al., 2023; Li et al., 2024).
La dimensión económica refuerza la conveniencia de priorizar una gestión preventiva y
diferenciada, dado que el costo mundial de la corrosión alcanza aproximadamente USD
2,5 billones anuales y las prácticas sistemáticas de control podrían evitar entre 15 % y
35 % de esa carga. Dentro de las intervenciones documentadas, la envoltura compuesta
presenta costos 30 % inferiores a los de abrazaderas o mangas mecánicas y 78 %
menores que los de sustitución, además de aumentar en 20 % la presión de rotura de
la tubería defectuosa evaluada (AMPP, 2023; Singh et al., 2021). No obstante, el análisis
de ciclo de vida muestra que esta alternativa registra una carga ambiental mayor que el
parche soldado en el escenario considerado, principalmente por el transporte y los
materiales empleados. Esta aparente divergencia indica que la menor inversión directa
no equivale necesariamente a la mayor sostenibilidad y que la conveniencia debe
considerar simultáneamente vida útil, interrupciones operativas, resistencia recuperada,
mantenimiento e impacto ambiental (Shaukat et al., 2022; Prošek et al., 2025). En el
contexto ecuatoriano, donde los activos sostienen exportaciones valoradas en USD
8.646,54 millones durante 2024, esta interpretación favorece decisiones basadas en
criticidad y costo del ciclo de vida, más que en la selección uniforme de una tecnología
(Banco Central del Ecuador, 2025; Farh et al., 2023).
El alcance de estos resultados debe interpretarse con cautela porque el diseño
cualitativo, documental y no experimental no permite establecer relaciones causales ni
generalizar el desempeño observado a toda la infraestructura petrolera ecuatoriana o
latinoamericana. La ausencia de una muestra documental consolidada, de protocolos
electroquímicos homogéneos y de datos locales sobre costos por metro, vida útil, valor
actual neto, mantenimiento y frecuencia de fallas impide realizar metaanálisis o
comparaciones financieras directas entre materiales. A ello se suma que gran parte de
la evidencia procede de ensayos acelerados con sustratos y medios controlados, lo cual
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limita su transferencia a activos envejecidos sometidos simultáneamente a presión,
abrasión, humedad tropical, salinidad y variaciones operativas (Thomas et al., 2024;
Kuckartz & Rädiker, 2023). Las investigaciones posteriores deberían estandarizar los
criterios de evaluación, efectuar pruebas de campo en ambientes amazónicos, andinos
y costeros, integrar protección catódica con recubrimientos inteligentes y desarrollar
análisis técnico-económicos y ambientales durante periodos prolongados. Pese a estas
restricciones, el estudio aporta un marco que conecta mecanismos localizados,
desempeño multifuncional y conveniencia del ciclo de vida, con lo cual atiende la brecha
existente entre la eficacia experimental de los materiales y su selección contextualizada
para infraestructuras petroleras estratégicas (Farh et al., 2023; Kumari & Lavanya,
2024).
5. Conclusiones
Los resultados permiten concluir que la corrosión en ductos, tanques y equipos estáticos
petroleros constituye un proceso multivariable cuyo comportamiento depende de la
interacción entre temperatura, salinidad, CO₂, H₂S, microorganismos, depósitos y
condición superficial. La reducción de la corrosión uniforme no representa
necesariamente una disminución del riesgo, puesto que puede coexistir con el
crecimiento de picaduras y otras formas de deterioro localizado. En consecuencia, la
evaluación de la integridad no debe apoyarse únicamente en la pérdida promedio de
espesor. Los materiales de protección avanzada muestran mejoras relevantes en
resistencia electroquímica, capacidad de autorreparación y repelencia al agua, aunque
su desempeño permanece condicionado por el sustrato y el ambiente de exposición.
Dentro del alcance documental del estudio, no se identifica una tecnología
universalmente superior para todas las infraestructuras y condiciones operativas
analizadas.
La integración de los objetivos específicos evidencia que las variables químicas,
térmicas y biológicas modifican de manera diferenciada la corrosión general y
localizada, como se observa en el incremento del 28,3 % asociado con la presencia de
bacterias reductoras de sulfato bajo la condición evaluada. El recubrimiento epóxico
nanocompuesto alcanza una impedancia 12,04 veces mayor que el material de
referencia, mientras el sistema microencapsulado conserva la protección durante 384
horas después del daño inducido y la superficie superhidrofóbica obtiene una eficiencia
cercana al 99 %. Estos indicadores reflejan ventajas complementarias, pero no
directamente comparables entre sí por las diferencias experimentales. En el plano
económico, la gestión preventiva presenta un ahorro potencial del 15 % al 35 % del
costo de la corrosión, y las envolturas compuestas reducen los costos relativos de
reparación entre 30 % y 78 %. En conjunto, los hallazgos evidencian que la selección
tecnológica debe responder al mecanismo de deterioro, la criticidad del activo y el
horizonte de servicio considerado.
El principal aporte de la investigación consiste en articular los mecanismos de corrosión,
el desempeño multifuncional de los materiales y la conveniencia técnico-económica
dentro de un marco común de evaluación. Esta integración permite superar las
decisiones fundamentadas únicamente en eficiencia electroquímica o costo inicial, al
incorporar adherencia, durabilidad, mantenibilidad, recuperación de resistencia e
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impacto ambiental. Para la industria petrolera ecuatoriana, cuya infraestructura sostiene
exportaciones valoradas en USD 8.646,54 millones durante 2024, este enfoque
favorece la priorización de intervenciones según exposición, antigüedad y
consecuencias potenciales de falla. En el ámbito profesional, los resultados apoyan una
gestión diferenciada de ductos, tanques y equipos estáticos, evitando aplicar soluciones
uniformes ante condiciones corrosivas heterogéneas. Esto sugiere que la protección
avanzada adquiere mayor valor cuando se integra con inspección, monitoreo y
mantenimiento sistemático durante el ciclo de vida del activo.
A partir de los resultados, se recomienda validar las tecnologías seleccionadas mediante
ensayos de campo en ambientes amazónicos, andinos y costeros, sin extrapolar
directamente el rendimiento obtenido en condiciones controladas. Las investigaciones
futuras deberían emplear protocolos comparables de preparación superficial, espesor,
composición del electrolito, temperatura, envejecimiento y duración de exposición.
También resulta necesario construir bases de datos ecuatorianas con costos por metro
intervenido, frecuencia de mantenimiento, vida útil, interrupciones operativas y
desempeño ambiental. La combinación de protección catódica, recubrimientos
inteligentes y monitoreo de corrosión localizada constituye otra línea pertinente para
activos envejecidos. De este modo, la contribución central del estudio radica en
aproximar la eficacia experimental de los materiales avanzados a una selección
contextualizada, técnica y económicamente justificable para la protección de
infraestructuras petroleras estratégicas.
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