Corrosión en combustibles renovables: Refinerías en transición

La corrosión en combustibles renovables se ha convertido en un desafío emergente para las refinerías que adaptan sus instalaciones a la producción y procesamiento de biocombustibles, diésel renovable (HVO), aceites vegetales hidrotratados y otras materias primas de origen biológico. Aunque estas alternativas contribuyen a la descarbonización del sector energético, también introducen nuevas condiciones de operación y mecanismos de degradación que no siempre fueron considerados durante el diseño original de las plantas.

La transición hacia combustibles con menor huella de carbono implica modificar procesos, reutilizar equipos existentes y procesar corrientes con composiciones químicas diferentes a las del petróleo convencional. En este contexto, comprender cómo interactúan los nuevos combustibles con los materiales metálicos resulta fundamental para preservar la integridad mecánica, optimizar los programas de inspección y garantizar una operación segura y confiable.

Corrosión por combustibles renovables

Las refinerías tradicionales fueron diseñadas para procesar crudos fósiles cuyas propiedades químicas son ampliamente conocidas. Sin embargo, la incorporación de materias primas renovables como aceites vegetales, grasas animales, aceites de cocina usados (UCO), aceites de pirólisis y otros bioaceites introduce compuestos oxigenados, ácidos orgánicos, agua y contaminantes que modifican significativamente el ambiente corrosivo dentro de las unidades de proceso.

A diferencia de los hidrocarburos convencionales, la mayoría de las corrientes renovables presentan un alto contenido de oxígeno y una composición química menos estable, lo que favorece procesos de oxidación, la formación de compuestos ácidos y la degradación térmica. Estas condiciones pueden incrementar la agresividad del medio frente a aceros al carbono y otros materiales utilizados en equipos de proceso.

¿Por qué aumenta la corrosión en la transición a combustibles renovables?

El co-procesamiento o conversión completa hacia combustibles renovables (como diésel renovable HVO, SAF o biodiesel) introduce mecanismos corrosivos distintos a los del petróleo crudo convencional:

Factor	Mecanismo de degradación	Equipos más afectados
Ácidos Grasos Libres (FFA)	Ataque ácido a alta temperatura similar al ácido nafténico.	Torres de destilación, hornos de precalentamiento.
Mayor contenido de agua	Corrosión bajo aislamiento (CUI) y picado por punto de rocío de agua.	Intercambiadores de calor, tanques de almacenamiento.
Contaminantes (Cloruros y Fósforo)	Agrietamiento por corrosión bajo tensión por cloruros (SCC).	Tuberías de acero inoxidable y reactores de hidrotratamiento.

La severidad de la corrosión dependerá de factores como la calidad de la materia prima, el grado de pretratamiento, la temperatura, la presión, el contenido de agua y la presencia de impurezas metálicas o compuestos clorados.

¿Cómo afectan los ácidos orgánicos a los bioaceites?

Uno de los principales desafíos asociados al procesamiento de bioaceites es la presencia de ácidos orgánicos, principalmente ácidos carboxílicos, formados de manera natural durante la descomposición de biomasa o generados durante procesos termoquímicos como la pirólisis.

Estos compuestos reducen el pH del medio y favorecen la corrosión uniforme del acero al carbono, especialmente cuando existe agua libre o condensación. Además, la combinación de altas temperaturas y acidez puede acelerar la degradación de intercambiadores de calor, líneas de proceso, sistemas de almacenamiento y equipos auxiliares.

El potencial corrosivo suele evaluarse mediante el Número Ácido Total (Total Acid Number, TAN), parámetro ampliamente utilizado para estimar la acidez de aceites y biocombustibles. Aunque un valor elevado de TAN no implica necesariamente una mayor velocidad de corrosión, constituye un indicador importante para evaluar la agresividad potencial de una corriente de proceso.

En bioaceites provenientes de pirólisis rápida, el contenido de oxígeno puede superar el 30 %, favoreciendo la formación de mezclas químicamente inestables que requieren materiales resistentes o procesos de estabilización antes de su procesamiento industrial.

Desafíos del diésel renovable en unidades convertidas

El diésel renovable, conocido como Hydrotreated Vegetable Oil (HVO), se produce mediante procesos de hidrotratamiento similares a los empleados en las unidades de hidrodesulfuración convencionales. Por esta razón, numerosas refinerías han optado por adaptar instalaciones existentes en lugar de construir nuevas plantas.

Sin embargo, esta conversión no elimina completamente los riesgos asociados a la corrosión. Las materias primas renovables contienen fósforo, sodio, potasio, calcio, cloruros y otros contaminantes que pueden afectar catalizadores, favorecer depósitos e incrementar la corrosión localizada si no son eliminados durante las etapas de pretratamiento.

Además, la coexistencia temporal de corrientes fósiles y renovables dentro de una misma instalación puede generar condiciones operacionales diferentes a las previstas originalmente durante el diseño. Cambios en la composición química, temperaturas de operación y productos intermedios modifican los mecanismos de degradación que afectan tuberías, reactores e intercambiadores de calor.

Como consecuencia, las unidades convertidas requieren programas de inspección específicos que permitan verificar el comportamiento de los materiales bajo estas nuevas condiciones de servicio.

Selección de materiales para controlar la corrosión durante la transición

La selección de materiales constituye una de las herramientas más importantes para controlar la corrosión durante la transición hacia combustibles renovables. Aunque los aceros al carbono continúan siendo ampliamente utilizados por razones económicas, su comportamiento puede resultar insuficiente en ambientes con elevada acidez, altos contenidos de agua o presencia de compuestos oxigenados.

En zonas críticas pueden emplearse aceros inoxidables austeníticos, aleaciones resistentes a la corrosión (CRA), recubrimientos internos y materiales especiales capaces de soportar condiciones más agresivas. La selección debe considerar no solo la resistencia química del material, sino también aspectos relacionados con soldabilidad, resistencia mecánica, costo del ciclo de vida y facilidad de mantenimiento.

La decisión no debe basarse únicamente en la composición del combustible, sino también en parámetros como temperatura, presión, velocidad del flujo, presencia de sólidos, contenido de cloruros y posibles mecanismos de corrosión esperados durante toda la vida útil del activo.

¿Cómo actualizar el plan de corrosión para combustibles renovables?

La incorporación de nuevas materias primas exige revisar los programas tradicionales de gestión de corrosión. Los mecanismos de daño que predominaban durante el procesamiento de petróleo convencional pueden cambiar cuando se introducen bioaceites, HVO u otros combustibles renovables.

El primer paso consiste en identificar las nuevas amenazas mediante un análisis de los mecanismos de daño esperados para cada unidad de proceso. Posteriormente deben actualizarse las matrices de riesgo, los circuitos de corrosión, los programas de inspección y las estrategias de monitoreo.

Las refinerías más avanzadas están incorporando sensores en línea, monitoreo de corrosión en tiempo real, modelos predictivos basados en inteligencia artificial y metodologías de Inspección Basada en Riesgo (RBI) para optimizar la frecuencia de inspecciones y priorizar los activos más críticos.

Asimismo, resulta recomendable revisar periódicamente los procedimientos operacionales, controlar la calidad de las materias primas, monitorear parámetros como TAN, contenido de agua, cloruros y metales, y verificar que los materiales seleccionados continúen siendo adecuados para las nuevas condiciones de operación.

La transición energética no solo implica producir combustibles más sostenibles, sino también adaptar las estrategias de integridad para garantizar que las instalaciones puedan operar de manera segura durante las próximas décadas.

Conclusiones

La transición hacia combustibles renovables representa una oportunidad para reducir las emisiones de carbono del sector energético, pero también introduce nuevos desafíos relacionados con la integridad de los activos industriales. La corrosión en combustibles renovables no responde necesariamente a los mismos mecanismos observados durante el procesamiento de petróleo convencional, por lo que requiere una evaluación específica de los riesgos asociados a cada materia prima y proceso.

La presencia de ácidos orgánicos, agua, oxígeno y contaminantes en bioaceites y materias primas renovables puede incrementar la agresividad del medio y acelerar la degradación de equipos críticos si no se implementan medidas de control adecuadas. La selección correcta de materiales, el monitoreo continuo, la inspección basada en riesgo y la actualización de los programas de gestión de corrosión son elementos esenciales para mantener la confiabilidad de las refinerías durante este proceso de transformación.

A medida que la industria incorpora nuevas tecnologías para producir diésel renovable, combustibles sostenibles de aviación (SAF) y otros biocombustibles avanzados, la gestión de la corrosión deberá evolucionar al mismo ritmo, integrando herramientas digitales, monitoreo inteligente y criterios de integridad mecánica que permitan garantizar operaciones seguras, eficientes y sostenibles.

Referencias

1. American Petroleum Institute. (2023). API Recommended Practice 571: Damage Mechanisms Affecting Fixed Equipment in the Refining Industry. API Publishing Services.
2. Association for Materials Protection and Performance (AMPP). (2023). Corrosion Control in Refining and Petrochemical Facilities. AMPP.
3. International Energy Agency. (2024). Renewables 2024: Analysis and Forecast to 2030. IEA.
4. International Organization for Standardization. (2023). ISO 8217: Petroleum products, Fuels (class F), Specifications of marine fuels. ISO.
5. Knothe, G., Krahl, J., & Van Gerpen, J. (Eds.). (2021). The Biodiesel Handbook (3rd ed.). AOCS Press.
6. Speight, J. G. (2023). The Chemistry and Technology of Petroleum (6th ed.). CRC Press.
7. ASTM International. (2023). ASTM D664: Standard Test Method for Acid Number of Petroleum Products by Potentiometric Titration. ASTM International.

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