Desulfurar
los combustibles permite mejorar su calidad y reducir la contaminación. Para
ello es indispensable que el azufre separado sea recuperado y destinado a otros
usos. La planta “desulfurizadora” de ANCAP, considerada la mayor obra ambiental
de la historia, se construyó para cumplir con ese cometido, pero los anuncios
no coinciden con la realidad.
El azufre es un
elemento no metálico, que puro se presenta a temperatura ambiente como un
sólido de color amarillo brillante. Es ampliamente utilizado como ácido
sulfúrico y como sulfato en la producción de fertilizantes, bactericidas, en la
preservación de alimentos. También se usa en el proceso de “vulcanización” de
goma y en farmacia donde forma parte de numerosos medicamentos, incluso antibióticos.
Desde la antigüedad
los yacimientos superficiales de azufre, presentes principalmente en zonas
volcánicas han sido explotados por el hombre. La mayor parte del azufre se obtiene hoy como subproducto de la
industrialización de metales y la refinación
de petróleo y gas natural (1)
Eso porque el
azufre está presente naturalmente en los hidrocarburos. Hoy la normativa mundial tiende paulatinamente a
la reducción del azufre en los combustibles llevándolo a niveles inferiores a
las 15 ppm (2) en la mayor parte de los países del mundo.
Una simple revisión
de las normas de la Agencia
de Protección del Ambiente de los Estados Unidos (EPA) muestra la gradual
reducción de los niveles de azufre en los combustibles de ese país. (3) Esa
reducción ha sido aún mayor en Europa, donde las normas de la Comunidad Europea
han pasado el máximo de azufre permitido de 2000ppm en 1994, a menos de 10ppm en
la norma denominada “Euro 6”
que entró en vigor en junio de 2015. (4)
Siendo los
hidrocarburos un producto natural cuya composición varía de acuerdo al origen,
también el contenido de azufre es variable. El American Petroleum Institute
(API) califica como hidrocarburos
“dulces” los que tienen menos de 0,42% de azufre (4200ppm)(5) y “agrios” los
que tienen mayor contenido.
Además del
contenido de azufre, otro factor que se utiliza en la clasificación de los
hidrocarburos líquidos es su densidad. Para esto se utiliza también la
clasificación del API que considera “livianos” los petróleos con “gravedad API”
mayor a 31, “medios” aquellos con “gravedad API” entre 22 y 31, “pesados”
cuando la gravedad API está entre 10 y 22, y “ultra pesados” los de menos de
10; siendo 10 la gravedad API del agua.
Así queda claro que los petróleos ultra pesados no flotan en agua.
De la
clasificación, se definen varias categorías que varían en sus precios, siendo
los de mayor valor los petróleos más livianos y con menor contenido de azufre.
Eso porque son los que permiten obtener de cada barril mayor proporción de productos
livianos de alto valor como las “naftas” y por otra parte, al contener poco
azufre, requieren menor procesamiento para cumplir con los cada vez más
exigentes estándares internacionales.
El Brent que
utiliza ANCAP en su paramétrica es un tipo de petróleo que se extrae del Mar del Norte y está caracterizado como
un petróleo “dulce” y “liviano” con un contenido de azufre de 0,37% (3700ppm) y
una gravedad específica de 0,835 Kg/litro (API 38).
La refinería de
ANCAP en La Teja
procesa principalmente petróleos que clasifican como medios y livianos
obteniendo una amplia línea de productos que van desde “supergas” a asfalto,
pasando por las “naftas” y el combustible diesel (Gas Oil)
Respecto al
contenido de azufre, las importaciones de petróleo crudo que realizó ANCAP
entre 2012 y 2015 (6) presentan importantes variaciones de acuerdo con el API
como se ve en la tabla siguiente:
Petróleo Origen Contenido de Azufre (ppm)
Escravos Nigeria
1.700
Bonny Light Nigeria 1.600
Ekofisk Reino Unido
2.300
Kissanje Angola 3.800
Girassol Angola
3.200
Santa Barbara Venezuela 10.100
Mesa 30 Venezuela 11.200
Leona 24 Venezuela 15.000
Se ve claramente
que los petróleos que ANCAP adquiere en Venezuela contienen entre 3 y 8 veces mas
azufre que los de otros orígenes importados entre 2012 y 2015 (6)
Esa evidente
diferencia en las características de los hidrocarburos, no se refleja en los
costos del petróleo que adquiere ANCAP (6). Incluso se dan casos en que se los
costos fueron mayores para petróleos venezolanos con alto contenido de azufre
que los de otras procedencias.
A modo de ejemplo, el primero de agosto de 2013 se
importó petróleo Santa Barbara venezolano a U$S 118,25 el barril y el 17 del mismo mes la importación de Bonny
Light Nigeriano costó U$S 115,62 por
barril. (6)
En ese mes el precio del petróleo Brent reportado por
Indexmundi.com pasó de U$S 107,62 en julio a U$S 110,96 en agosto y U$S 111,62
en setiembre.
Volviendo al tema
del contenido de azufre del petróleo, es evidente que para obtener combustibles
que cumplan siquiera con la norma EURO 3
del año 2000 (4) que dispone máximos de 350ppm en el Gas Oil y 150ppm para las
naftas, implica retirar del petróleo una importante porción del azufre que
contiene naturalmente, y que eso es tanto mas complicado y caro cuanto mayor es
el contenido de azufre en el crudo que se procesa.
En los últimos
tiempos, el tema de la planta “desulfurizadora” puesta en funcionamiento por
ANCAP en agosto de 2013, ha
estado en el foco de la opinión pública, tanto por el costo de su instalación
como más anecdóticamente por el gasto ocasionado por la fiesta que tuvo lugar
en ocasión de su inauguración.
Lo que generalmente
no se conoce, es que ANCAP tiene una planta
“desulfurizadora” desde 1960; planta esta que se sigue utilizando.
Esa planta no tiene la capacidad de manejar los volúmenes de crudo que se
procesan actualmente y se utilizó siempre para productos “especiales” como el
aguarrás y el combustible de aviación denominado JET A1 que debe cumplir normas
internacionales de calidad. Esta planta puede además desulfurar combustible
diesel.
En 2004 se puso en
funcionamiento en la refinería de La
Teja una segunda unidad hidrodesulfuradora especialmente para
gasolinas (nafta)
Ambas unidades
separan el azufre de los combustibles bajo forma de varios compuestos
sulfurosos que después se queman en las generalmente denominadas “antorchas” o
más coloquialmente “fósforos” de los que hay 2 en la refinería y que son las
altas torres que mantienen llamas permanentes en la punta.
Esas torres cuentan
con quemadores especiales para los gases “agrios” (ricos en azufre) pero en el
proceso el azufre extraído termina igualmente siendo vertido a la atmósfera.
La novedad de la
“desulfurizadora” inaugurada en 2013, es que agrega al proceso de separación
del azufre, ya existente en las plantas anteriores, uno de recuperación
mediante gases hidrogenados que permite obtener azufre puro en forma líquida y
sólida que puede servir como insumo a
otros procesos y evitando así el vertido
atmosférico de ese elemento; lo que ha sido ampliamente publicitado.
La nueva unidad
trata por separado los combustibles diesel y las naftas. Al momento de su
inauguración los reportes indicaban que del proceso se obtendrían entre 30 y 34
toneladas de azufre diario que sería vendido a una empresa uruguaya productora
de fertilizantes.
De esa manera la
producción de los combustibles bajos en azufre, el Gas Oil 50S (50ppm de
azufre) y las naftas Super 95 30S y Premiun 97 30S, ambas con 30ppm de azufre,
se haría sin vertido al ambiente del azufre separado.
De acuerdo con la
información proporcionada por ANCAP (9), entre setiembre de 2013 y octubre de
2015 se vendieron 4.173 toneladas de azufre, equivalentes a 5,3 toneladas
diarias, muy lejos de las 30 por día anunciadas en los comunicados de ANCAP en
ocasión de la inauguración. Aún así, ese volumen de 30 toneladas diarias es
hoy repetido por operadores políticos
cuando tratan el tema (10).
La producción de
azufre en el mismo período, registrada por la Dirección Nacional
de Energía (11) en base a los datos de ANCAP, presenta varias interrupciones
por indisponibilidad de la planta recuperadora, al menos tres de ellas iguales
o superiores a los 30 días o lo que es lo mismo meses enteros en que no hubo
recuperación del azufre separado.
Eso, cuando en los
mismos meses se mantiene la producción de Gas Oil y Naftas con bajo contenido
de azufre (11), llevaría a la conclusión de que los compuestos sulfurosos
obtenidos fueron vertidos a la atmósfera desde los quemadores de la refinería.
Para tener una idea del volumen de azufre involucrado
supongamos que se utilizara en la producción de Gas Oil solamente el petróleo
con menor contenido de azufre de los importados por ANCAP, el Escravos
nigeriano.
Para reducir de 1700ppm a 50ppm se deben retirar del petróleo
1650ppm.
Si tomamos por ejemplo la producción de abril de 2015
en que no hubo separación de azufre (9) los 86.179m3 de Gas Oil producido
tendrían originalmente 146m3 (260 toneladas) de azufre y de ellos 142m3 (255
toneladas) debieran haber sido separados para llegar a las 50ppm.
Si tal como informa ANCAP a la DNE, no se recuperó azufre en
ese mes, esas 255 toneladas debieran haber sido quemadas en los “fósforos” de
la refinería, vertiéndose desde allí al ambiente.
Eso solo considerando el Gas Oil producido ese mes y
suponiendo que se obtuviera a partir del petróleo más “dulce” de los que
importara ANCAP entre 2010 y 2015. Para completar la figura se debiera sumar a
esas 255 toneladas vertidas al ambiente las separadas en la producción de
naftas y demás productos bajos en azufre de la refinería
Así los nuevos
combustibles bajos en azufre seguramente disminuyen la presencia de ese
elemento en las calles y caminos de nuestro país, pero la mayor parte del
azufre separado estaría terminando igualmente en la atmósfera, reduciendo así
el impacto beneficioso esperado de la que fue denominada “mayor obra ambiental
de la historia” (12)
Humm…. Yo huelo
azufre.
(2)
“ppm” Partes Por Millón, siendo 10.000 ppm equivalentes al 1%.
(5)
www.api.org
(6)
ANCAP Solicitud de
información pública. Expediente Nº249205.
(9)
ANCAP Solicitud de
información pública. Expediente N° 249835
(10)
https://twitter.com/flacoagazzi/status/676571888382947330
(12)
http://www.carasycaretas.com.uy/mayor-obra-medioambiental-en-la-historia-del-pais/
Publicado en www.eltelescopio.com.uy el 19 de enero de 2016
Publicado en www.eltelescopio.com.uy el 19 de enero de 2016
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