Ciężki olej opałowy ma ujemną marżę, co oznacza cenę niższą od ceny ropy, z której powstaje. Ujemną marżę ma również inny produkt gotowy pochodzący z ciężkiej pozostałości – asfalty przemysłowe i drogowe. W normalnych warunkach rynkowych cena asfaltu jest jednak atrakcyjniejsza niż oleju opałowego, do którego trzeba dodawać również inne lżejsze i bardziej wartościowe komponenty.

Z powodu tego że ciężki olej opałowy jest zasiarczony i zawiera związki metali ciężkich, wykorzystanie tego produktu jest coraz bardziej ograniczane ze względów środowiskowych. Jako paliwo bunkrowe nie może być używany na wybranych akwenach zamkniętych, tzw. strefy SECA, np. Morze Bałtyckie i Północne, a dopuszczalna zawartość siarki w oleju bunkrowym używanym na otwartych oceanach jest systematycznie ograniczana. W większości krajów świata wykorzystanie ciężkiego oleju opałowego jako paliwa elektrociepłowni dopuszczalne jest tylko w obiektach posiadających rozbudowane instalacje oczyszczania spalin.

Jak powstaje pozostałość

Ropa trafia w gdańskiej rafinerii na jedną z dwóch instalacji destylacji atmosferycznej i rozdzielana jest w procesie destylacji atmosferycznej na kilka frakcji. Pozostałość atmosferyczna odbierana z dołu kolumny trafia do instalacji destylacji próżniowej, gdzie kontynuowany jest proces rozdziału. W wyniku tego uzyskuje się próżniowy olej napędowy, próżniowe frakcje olejowe o różnej lepkości oraz ciężką pozostałość próżniową. Pozostałość ta w rafinerii gdańskiej przerabiana jest w rozmaity sposób. Stanowi:

• komponent ciężkiego oleju opałowego,
• surowiec w procesie produkcji asfaltów drogowych i przemysłowych,
• surowiec instalacji SDA/ROSE (Solvent Deasphalting / Residual Oil Supercritical Extraction) oraz asfalt PDA, na których w wyniku ekstrakcji rozpuszczalnikiem wydziela się frakcję olejową będącą surowcem dla instalacji hydrokrakingu lub instalacji Bloku Olejowego. Pozostałość po ekstrakcji rozpuszczalnikowej tzw. asfalt SDA lub PDA jest surowcem do produkcji asfaltów drogowych lub komponentem ciężkiego oleju opałowego.

Koksowanie

Instalacja opóźnionego koksowania DCU (Delayed Coker Unit) przerabiać będzie w ciągu godziny 160 ton wsadu: pozostałości próżniowej, asfaltu SDA (z instalacji ROSE), asfaltu PDA, a także ekstrakty furfurolowe i frakcje slopowe. Rocznie będzie to razem ok. 1,4 mln ton.

DCU powstanie na placu przed hydrokrakingiem MHC (Mild-Hydrocracking Unit). Surowiec dla tej instalacji składający się z w/w komponentów, po jego podgrzaniu w ciągu wymienników ciepła podawany będzie najpierw do kolumny destylacyjnej, skąd pompą wsadową poprzez piec do wielkiego, pionowego zbiornika – reaktora (coke drum). W zbiorniku tym przebiega proces głębokiego krakingu termicznego z wydzieleniem koksu. Proces koksowania będzie odbywał się naprzemiennie w dwóch takich zbiornikach. W jednym zbiorniku będzie przebiegał proces koksowania, a w drugim – chłodzenie, wycinanie i usuwanie koksu. Wewnątrz zbiornika, w temperaturze ok. 500°C, w wyniku procesu krakowania, czyli zrywania wiązań w długich łańcuchach węglowodorów, powstają nowe cząsteczki o mniejszym ciężarze molowym – charakterystyczne dla paliw. Najcięższe węglowodory zmienią się w koks.

Destylacja oraz przerób LCGO i HCGO na paliwa

Produkty procesu krakowania w formie parowej, odprowadzane są górą zbiornika do kolumny destylacyjnej, gdzie następuje ich rozdział na różne frakcje ciekłe i gazowe: gazy suche, LPG, benzynę, lekki olej (LCGO) o zakresie destylacyjnym zbliżonym do oleju napędowego i ciężki olej (HCGO) o zakresie destylacyjnym zbliżonym do oleju próżniowego. HCGO trafi do hydrokrakingu MHC, gdzie zostanie przerobiony głównie na komponent oleju napędowego . Powstaną też mniejsze ilości benzyny i LPG oraz półprodukt. Nieprzereagowana, ale oczyszczona ze związków azotu i siarki pozostałość - hydrowaks stanowić będzie surowiec do dalszego przerobu lub będzie sprzedawana na zewnątrz. LCGO przerabiany będzie na komponent oleju napędowego na instalacji HDS (Hydrodesuplhurisation Diesel Unit). W ciągu godziny na instalacji DCU powstanie ponad 80 ton wsadu dla instalacji konwersyjnych MHC i HDS, oraz ok. 50 ton koksu. Dalsza przeróbka HCGO i LCGO możliwa będzie dzięki wykorzystaniu wolnych mocy przerobowych instalacji MHC i HDS zbudowanych w ramach Programu 10+.

Szacunkowo przewiduje się, że rocznie w Projekcie EFRA powstanie 370 tys. ton oleju napędowego, ok. 390 tys. ton koksu, 286 tys. ton hydrowaksu, 170 tys. ton benzyny surowej, 43 tys. ton LPG i 2 tys. ton wodoru. Oprócz tego powstanie 62 tys. ton gazu opałowego oraz znaczne ilości ciepła w postaci pary 256 tys. ton wodnej, która zostanie zużyta na potrzeby rafinerii.

Zobacz także: IEA: Inwestowanie w rosyjskie projekty wydobywcze ryzykowne

Zobacz także: Firmy traderskie pozwalają Rosnieftowi omijać sankcje