Historia przemysłu naftowego w Kanadzie (płyny gazu ziemnego)

Kanadyjski przemysł płynnych gazów ziemnych sięga czasów odkrycia mokrego gazu ziemnego w Turner Valley w Albercie w 1914 r. Gaz ten był mniej ważny niż naturalna benzyna – nazywano ją „gazem skunksowym” ze względu na charakterystyczny zapach – którą pierwsi producenci wydobywali z tego. Płynny gaz ziemny (NGL) można wlewać bezpośrednio do zbiornika paliwa samochodu.

Wraz z rozwojem przemysłu gazu ziemnego wraz z budową rurociągów w latach pięćdziesiątych XX wieku wiele firm — na przykład Imperial , British American (B/A; później Gulf Canada ) i Shell — budowało w Albercie zakłady przetwarzania nowo odkrytego gazu ziemnego, aby można go było wytwarzać rurociąg gotowy. Wiele z tych zakładów wydobywało NGL z gazu ziemnego w ramach przetwarzania gazu ziemnego .

Jednak aby NGL stały się głównym biznesem, potrzebne były wysiłki dużych i pomysłowych graczy, a także rozwój znacznie większego źródła gazu, z którego można wydobywać te lekkie węglowodory . Warunki były odpowiednie w latach 60., a dwie firmy, które skorzystały z okazji, to Amoco Corporation i Dome Petroleum , z których żadna już nie istnieje. Amoco przejęło Dome po tym, jak firma zasadniczo zbankrutowała w 1988 roku, a BP przejął Amoco w przyjaznej fuzji dziesięć lat później. Oto historia tego, jak te dwie firmy opracowały kluczowe komponenty infrastruktury dla tej ważnej niszowej branży.

Siedziba Amoco Corporation znajdowała się w Chicago , ponieważ to miasto leży blisko Whiting w stanie Indiana . Whiting było siedzibą największej rafinerii ropy naftowej w Amoco (i jednej z największych na świecie). Działająca od 1890 roku firma Whiting początkowo rafinowała kwaśną ropę naftową z sąsiedniego stanu Ohio. I był to najważniejszy pojedynczy składnik aktywów Standard of Indiana (Amoco) po tym, jak Sąd Najwyższy Stanów Zjednoczonych nakazał Standard Oil Trust rozbite. We wczesnych latach Amoco zajmowała się przede wszystkim rafinerią i sprzedażą rafinowanych produktów na rozwijające się rynki Środkowego Zachodu. Whiting dostarczał produkty, które można było sprzedawać z Chicago — miasta, które samo w sobie było dużym rynkiem dla produktów ropopochodnych .

Do 1970 roku Amoco stało się jedną z największych zintegrowanych korporacji naftowych na świecie, zarówno poprzez przejęcia, jak i rozwój wewnętrzny. Poza tym, że był rafinerią na dużą skalę i dystrybutorem produktów rafinowanych, był potężną siłą w petrochemii , eksploracji i produkcji ropy i gazu, rurociągach oraz w marketingu ropy naftowej , gazu ziemnego i płynnych gazów ziemnych (NGL).

Korporacja rozwijała się globalnie, ale koncentrowała się głównie na Ameryce Północnej . I chociaż jej działalność naftowa i gazowa była skoncentrowana w południowo-zachodnich Stanach Zjednoczonych i zachodniej Kanadzie, jej obecność marketingowa była najsilniejsza w Ameryce Środkowej . Ze swojej bazy w Chicago korporacja dysponowała niezrównanymi danymi wywiadowczymi na temat na węglowodory na Środkowym Zachodzie Stanów Zjednoczonych .

Ekstrakcja cieczy w Turner Valley

W latach 1924-1927 Royalite obsługiwał dwa zakłady przetwarzania gazu obok siebie w Turner Valley: zakład słodzenia i zakład płynów.

Zakład ekstrakcji cieczy został zamknięty w 1927 roku i ponownie otwarty w 1933 roku po przebudowie zakładu przez firmę. W nowym zakładzie stosowano absorpcję „chudego oleju”, proces, który zmuszał surowy gaz do kontaktu z chudym olejem w łańcuchach stalowych kapsli bąbelkowych. Udoskonalenie ośrodka absorpcyjnego i kontaktu gazu z olejem umożliwiło uzyskanie znacznie wyższych wskaźników odzysku cieczy. Nowy zakład odniósł taki sukces, że inne firmy zbudowały dwa podobne zakłady w Turner Valley, a Royalite zbudował drugi zakład do obsługi produkcji z południowego krańca pola. Firma Gas and Oil Products Ltd. zbudowała podobny zakład w Hartell w 1934 i British American (BA) otworzył jeden w Longview w 1936.

. Rada Ochrony Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Alberty zaczęła działać, zakłady BA i Gas and Oil Products Limited musiały znacząco zmienić swoją działalność. Tylko Royalite miał rynek zbytu na pozostałości gazu pozbawionego płynów w kanadyjskiego zachodniego gazu ziemnego . Pozostałe dwie elektrownie spalały większość swojego gazu resztkowego, dopóki zarząd nie orzekł, że można produkować tylko studnie połączone z rynkiem, co powstrzymało tę praktykę. Ponieważ reguła dotyczyła tylko studni, które czerpały ze złoża ropy znajdującą się nad pokrywą gazową, zakłady Hartell i Longview działały, przetwarzając gaz w roztworze lub gaz rozpuszczony w ropie ze studni w Dolinie.

Synergie Amoco/Dome

Jak pokazuje historia Turner Valley, wydobycie ciekłego gazu ziemnego sięga początków przemysłu. Jednak rozwój partnerstwa między dużą amerykańską firmą naftową Amoco i młodą, dynamiczną Dome Petroleum w celu stworzenia zaawansowanej infrastruktury płynnej w zachodniej Kanadzie .

Z siedzibą w Calgary grupa marketingu płynów Amoco Canada miała dużą niezależność we wczesnych latach. Jednak wiele synergii było możliwych dzięki współpracy między Chicago i Calgary. Co ważne, Amoco i Dome Petroleum utworzyły szereg strategicznych partnerstw w branży płynów w latach sześćdziesiątych. Te partnerstwa były tak rozległe, że kiedy Dome wszedł na blok w 1986 roku, było nieuniknione, że Amoco będzie agresywnym konkurentem.

Działalność Alberty związana z płynami datuje się na rozwój pola Pembina, kiedy firma Goliad Oil and Gas z siedzibą w Dallas otrzymała prawa do wydobywania roztworu gazu ze złoża. Znany również jako „gaz z głowicy osłonowej” lub „gaz towarzyszący”, gazowy roztwór rozpuszcza się w oleju złożowym pod podziemnym ciśnieniem. Uwalniany pod stosunkowo niskimi ciśnieniami na Ziemi , zwykle zawiera ciecze gazu ziemnego. Często, jak w Pembinie, można je wydobywać z zyskiem. Podczas gdy Goliad odbierał gaz z Pembiny, oddzielone ciecze wracały do ​​producentów.

Mniej więcej w tym samym czasie firma Dome rozwinęła działalność polegającą na zbieraniu roztworów gazowych w oparciu o pola naftowe wokół Steelman w stanie Saskatchewan . A w Albercie zakłady , takie jak ten w Whitecourt , zaczęły przetwarzać gaz bogaty w płyny w 1961 r. Amoco zaczęło planować budowę gazowni w 1957 r., gdy lokalne odkrycia gazu jasno pokazały, że konieczna jest nowa duża elektrownia. Kiedy wszedł do produkcji, West Whitecourt szybko zaczął szczycić się największymi wolumenami produkcji kondensatu w Kanadzie: 13 000 baryłek dziennie (2100 m ³ /D). A stamtąd wolumeny poszły w górę. Od tego czasu większe zakłady sprawiły, że rekordy z 1962 roku wydają się małe. Zakład ten był jednak pionierem w branży.

Wydobywanie NGL

Oddzielone od strumienia gazu NGL są niezróżnicowaną partią lekkich węglowodorów — etanu , propanu , butanu i kondensatu . Rozdzielenie ich na bardziej wartościowe pojedyncze produkty wymaga urządzeń do frakcjonowania. Wieże frakcjonujące rozdzielają strumień zmieszanego surowca NGL na etan, propan, butan i kondensat o odpowiedniej jakości.

Destylacja to proces stosowany do frakcjonowania NGL. Różne składniki mieszaniny cieczy odparowują w różnych temperaturach. Tak więc, gdy ciepło jest doprowadzane do strumienia produktu wchodzącego do wieży frakcjonującej, lżejsze składniki odparowują i przemieszczają się na szczyt wieży; cięższe elementy opadają na dno. Ilość ciepła doprowadzanego do naparu zależy od tego, który składnik jest wydzielany do sprzedaży klientowi.

Lżejszy produkt wydobywający się ze szczytu wieży w postaci pary — zwany produktem szczytowym — jest następnie schładzany, aby skraplać się z powrotem w ciecz. Aby osiągnąć pełną separację, strumień produktu jest przetwarzany przez szereg wież. Produkt „Spec” lub produkt wysokiej jakości jest zdejmowany ze szczytu wieży, a produkt dolny staje się surowcem dla następnej wieży.

W połowie lat sześćdziesiątych w Albercie istniały tylko dwa zakłady frakcjonowania. Jednym z nich była fabryka w Devon w Albercie , należąca do Imperial Oil. Zakład ten przetwarzał płyny z Leduc, Redwater i innych pól kontrolowanych przez Imperium. Później przetwarzała również płyny z Swan Hills , mokrego pola gazowego, które było obsługiwane przez inne firmy. Ponadto w 1964 roku Imperial zbudował kolejną instalację do ekstrakcji gazu / cieczy w roztworach do obsługi Judy Creek, Swan Hills i innych pól.

Pierwotnie firma Hudson's Bay Oil and Gas Company złożyła wniosek o budowę, obsługę i posiadanie tej elektrowni. Imperial następnie złożył własną propozycję. Amoco i British American interweniowali na przesłuchaniu Rady Ochrony Ropy i Gazu z propozycją, która zapewniłaby wszystkim operatorom udział w elektrowni. Pod naciskiem planu Amoco / BA Imperial zmodyfikował swoją propozycję i otrzymał projekt. W wyniku interwencji Amoco/BA Imperial stał się operatorem, ale Amoco i pozostali producenci byli partnerami.

Ponieważ firma Amoco miała wkrótce zacząć otrzymywać w naturze znaczne ilości płynów z Swan Hills, potrzeba znalezienia sposobów na uzyskanie optymalnej wartości tych płynów była oczywista. Rynki w zachodniej Kanadzie nie były w stanie wchłonąć dużych i rosnących ilości płynów, które produkowała Alberta. Jednak rynki w środkowej Kanadzie i na Środkowym Zachodzie Stanów Zjednoczonych mogą. Współpracując z Chicago, Amoco Canada rozpoczęło opracowywanie strategii marketingowej, której kluczowym elementem byłby system dostarczania.

Zakłady recyklingu

Zakłady recyklingu, takie jak te w Kaybob, West Whitecourt i Crossfield, wytwarzały gaz bogaty w płyny ze zbiorników „kondensacji wstecznej”. Usunęli kondensat i płyny z gazu ziemnego oraz siarkę (które na przemian przechowywali w blokach lub sprzedawali, w zależności od popytu i ceny), a następnie ponownie wstrzykiwali suchy gaz w celu przetworzenia zbiornika w celu wychwytywania większej ilości płynów. Zwykle instalacje te potrzebowały gazu uzupełniającego w celu uzupełnienia objętości odpędzanych cieczy, które pochodziły z innych zbiorników. W przypadku West Whitecourt przetwarzali również suchy, ale kwaśny gaz ze złoża Pine Creek (niedaleko Edson) jako źródło gazu uzupełniającego. W przypadku Crossfield gaz bogaty w płyny pochodził ze strefy Wabamun D-1, a gaz uzupełniający ze strefy wydobywczej Elkton. Większość z tych elektrowni została zbudowana w czasach 16-centowych (za 1000 stóp sześciennych) długoterminowych kontraktów z TransCanada PipeLine, kiedy National Energy Board wymagała 25 lat rezerw w ziemi, aby uzyskać pozwolenie na eksport (z Kanady). Tym, co napędzało ekonomię tej procedury, nie była produkcja gazu, ale płyny, które można było odzyskać i sprzedać jako część surowej mieszanki.

Partnerstwo Dome-Amoco

Dome zbudował drugi zakład frakcjonowania, znany jako Edmonton Liquid Gas Plant, w 1962 roku. Ponieważ Amoco planowało budować płyny jako biznes, w 1967 roku firma kupiła połowę udziałów w tym obiekcie. To porozumienie było początkiem serii umów związanych z płynami, w ramach których Amoco i Dome wkrótce miały stać się największymi graczami w kanadyjskim biznesie NGL.

Wkrótce nastąpiło kolejne wspólne przedsięwzięcie Amoco/Dome. Pod koniec lat 60. Alberta i Southern Gas Company rozpoczęły budowę większej elektrowni w Cochrane , małym miasteczku na zachód od Calgary. W żargonie branżowym była to roślina okrężna. Kolejnym krokiem w rozwoju systemu płynów Amoco/Dome była budowa przez Dome — w 1976 r. — Zakładu Ekstrakcji Etanu w Edmonton. Ta okrężna fabryka zastąpiła wcześniejszy obiekt.

Elektrownie okrężne wydobywają etan i cięższe ciecze ze strumienia gazu, zawracając bardziej suchy gaz (obecnie prawie całkowicie metan) do rurociągu. Ciecze mają wyższą cenę (w stosunku do ich energii lub zawartości BTU), ponieważ mają inne zastosowania niż piece do wypalania — na przykład jako dodatki do benzyny i surowce petrochemiczne .

Podczas gdy budowa zakładu była w toku, Dome i Amoco zbudowały 320-kilometrowy rurociąg z Cochrane do Edmonton (linia Co-Ed), z Dome jako operatorem. Linia ta dostarczała płyny do nowego terminala płynnego firmy Dome/Amoco w Fort Saskatchewan i pomogła firmie zdobyć wiedzę specjalistyczną w zakresie operacji rurociągowych. Inne linie obsługiwane przez Dome i Amoco wkrótce dostarczały NGL do fabryki w Fort Saskatchewan.

Zbudowany na początku lat 70. Fort Saskatchewan uzupełniał fabrykę gazu płynnego w Edmonton. Kluczem do sukcesu elektrowni było istnienie pod ziemią dużych formacji solnych. Operator był w stanie rozpuścić („wymyć”) ogromne jaskinie magazynowe w tych formacjach. Te jaskinie zapewniały duże ilości niedrogich, bezpiecznych zapasów dla zakładu. Posiadanie pojemności magazynowej dla NGL umożliwiło firmie kupowanie i przechowywanie nadwyżek NGL przez cały rok, w tym w okresach, gdy rynki były słabe, a ceny spadały do ​​sezonowych minimów.

Fabryka obsługiwana przez Dome szybko stała się centrum biznesu płynnego w zachodniej Kanadzie. Powodem jest to, że Amoco i Dome stworzyły partnerstwo, aby zrobić coś, czego nigdy wcześniej nie próbowano nigdzie. Wykorzystując Fort Saskatchewan jako punkt postojowy, dostarczali płynny gaz ziemny rurociągiem Interprovincial do Sarni . W 1980 roku partnerstwo dodało do frakcjonowania w Fort Saskatchewan.

Wpływ tego układu na ekonomikę transportu dużych ilości NGL był znaczny. Przesłanie propanu na taką odległość koleją kosztowało wówczas 3,50-4,20 USD za baryłkę. Partie materiału przez zakłady Amoco/Dome i IPL obniżyły koszty transportu do około 1 dolara za baryłkę.

Sarnia

Skroplone gazy ropopochodne (lub LPG, inna nazwa propanu i butanu) muszą być przechowywane znacznie powyżej ciśnienia atmosferycznego, aby pozostały w postaci płynnej. Dlatego partnerzy musieli zbudować specjalne obiekty „odłamkowe” w Superior w stanie Wisconsin , aby umożliwić działanie tej operacji. Musieli także wybudować w Sarni urządzenia do odbioru wsadu, magazyny i zakład frakcjonowania. Zakład ten uruchomiono w 1970 roku.

Sarnię wybrano z kilku powodów. Najważniejsze jest oczywiście zakończenie Gazociągów Międzywojewódzkich . Samo miasto jest dużą częścią środkowej Kanadzie . W pobliżu odkrycia Oil Springs w 1857 r. Sarnia stała się ośrodkiem rafineryjnym podczas XIX-wiecznego boomu naftowego w Ontario i ośrodkiem petrochemicznym podczas II wojny światowej. Sarnia ma podziemne formacje solne, takie jak te w Fort Saskatchewan. Jaskinie przemyte w tych formacjach były używane do odbierania NGL z IPL i do przechowywania produktów klasy specyfikacji w celu zaspokojenia sezonowego zapotrzebowania.

Z zakładu Sarnia Amoco i Dome mogłyby zaspokoić regionalne wymagania dotyczące płynów transportowanych koleją, wodą i drogami do centralnej Kanady i środkowo-zachodnich Stanów Zjednoczonych. Oczywiście budowano również rurociągi do lokalnych zakładów petrochemicznych . Dzięki temu Sarnia dysponowała niezbędną infrastrukturą do udanej operacji marketingowej.

Początkowo roślina była niewielka. Wydajność dobowa wynosiła 17 500 baryłek (2780 m ³ ) skroplonych gazów ropopochodnych (propan i butan) oraz 12 500 baryłek (1 990 m ³ ) kondensatu i ropy naftowej. Szybko się jednak rozrosła: wkrótce dodano kawerny do przechowywania soli, a rozbudowa zakładu frakcjonowania w 1974 r. zwiększyła zdolność przerobową NGL do prawie 50 000 baryłek dziennie (7 900 m 3 / ^d ).

Wczesny rozwój działalności firmy Amoco w zakresie płynów był zdumiewający. Do 1970 roku produkcja NGL w Amoco Canada osiągnęła 25 000 baryłek dziennie (4 000 m ³ /d). Oddział Amoco Corporation zajmujący się cieczami w Ameryce Północnej przetwarzał 2,9 miliarda stóp sześciennych (82 000 000 m ³ ) gazu dziennie, aby wyprodukować 105 000 baryłek (16 700 m ³ ) cieczy. Wolumeny te stanowiły około 4 procent zdolności przetwarzania gazu w Ameryce Północnej, 5 procent pojemności płynnej kontynentu.

Gdy firma Amoco przygotowywała się do zwiększenia udziału w rynku płynów na Środkowym Zachodzie, jej amerykańska spółka zależna – Tuloma Gas Products – przeniosła siedzibę główną z Tulsy do Chicago. Oczywiście biznes będzie się rozwijał dzięki partnerstwu między Calgary i Chicago.

Cesarzowa

W tym wczesnym okresie wzrostu firma Dome zaproponowała budowę zakładu odzyskiwania płynów — w efekcie bardzo dużej instalacji okrężnej — w Empress w Albercie , punkcie dostawy do linii przesyłowej TransCanada . Fabryka Empress znajduje się tuż przy granicy Alberta/Saskatchewan. Dzieje się tak z powodów związanych zarówno z polityką , jak iz infrastrukturą . Z politycznego punktu widzenia Alberta chciała wartości dodanej w granicach prowincji. Co równie ważne, sensowne było wydobywanie cieczy przed wysłaniem suchego gazu, który pozostał – czystego metanu – na rynek eksportowy.

Podczas dochodzeń w sprawie eksportu gazu ziemnego w latach pięćdziesiątych ERCB zaleciła utworzenie ogólnokrajowego systemu gromadzenia gazu ziemnego. Myśl stojąca za tym pomysłem była dwojaka: po pierwsze, bardziej efektywne byłoby opracowanie pojedynczego systemu zbierania, niż pozwalanie, by systemy zbierania rozwijały się fragmentarycznie. Po drugie, taki system wyeliminowałby możliwość federalnej regulacji gazu w prowincji. Alberta była zazdrosna o swoją z trudem zdobytą kontrolę nad zasobami naturalnymi i postrzegała transport gazu w prowincji jako aspekt zarządzania zasobami . Województwo było również bardzo świadome potencjału gazu ziemnego i jego produktów dla rozwoju przemysłu województwa.

W związku z tym Alberta uchwaliła ustawę Alberta Gas Trunk Line Act. Alberta Gas Trunk Line (później znana jako Gas Transmission Division NOVA Corporation ) gromadziłaby gaz w prowincji, dostarczając towar do regulowanych przez władze federalne TransCanada PipeLines i innych rurociągów eksportowych tuż przy granicy Alberty. Cesarzowa była miejscem, w którym TransCanada PipeLines odbierała gaz z dostawą na rynki wschodnie.

Firma Pacific Petroleums (przejęta przez Petro-Canada ) zbudowała już zakład okrężny w Empress do wydobywania cieczy, więc pomysł Dome'a ​​nie był nowy. Jednak Dome zbudował tam znacznie większy obiekt. Obiekt powstał na skrawku łysej prerii na początku lat siedemdziesiątych. Właścicielami byli Dome i spółka zależna TransCanada, która później sprzedała swoje udziały firmie PanCanadian Petroleums .

NGL odzyskane w nowej fabryce Empress musiały zostać przetransportowane na rynek, a największe rynki nadal znajdowały się na Środkowym Zachodzie Stanów Zjednoczonych. Dome zbudował więc zakłady wtryskowe w pobliskim Kerrobert w Saskatchewan. Urządzenia te umożliwiły Dome wstrzykiwanie dodatkowych płynów do partii, które płynęły z Fort Saskatchewan rurociągiem międzyprowincjonalnym.

W tym samym czasie zespół firm Dow Chemicals , Nova i Dome stworzył projekt Alberta Ethane. Plan ten był zasadniczo planem o wartości 1,5 miliarda dolarów na stworzenie biznesu petrochemicznego w Albercie w oparciu o ciekłe gazy naturalne, zwłaszcza etan . A plan nabrał własnego życia politycznego, ponieważ oferował możliwość wytwarzania w Albercie produktów o wartości dodanej na eksport. Za nim stał rząd prowincji.

Inne komponenty

Plan składał się z czterech elementów. Rośliny okrakiem w Empress były pierwsze. Drugim był kompleks petrochemiczny w Joffre — wówczas wiosce niedaleko miasta Red Deer — w celu przekształcenia etanu w etylen jako surowiec petrochemiczny . Stanowiłoby to podstawę dla centrum produkcji petrochemicznej. Ośrodek ten rozrósł się dramatycznie w następnych dziesięcioleciach. Pod koniec lat 90. działało tam dziesięć dużych zakładów petrochemicznych.

Trzecim komponentem był Alberta Ethane Gathering System (AEGS), który dostarczałby etan z elektrowni okrężnych Alberty do jaskiń magazynowych w Fort Saskatchewan. System ten obejmowałby odwracalne połączenie z kompleksem petrochemicznym Joffre. Ponadto jedna nitka rurociągu AEGS połączyłaby Empress, która wkrótce stałaby się największym ośrodkiem przetwarzania gazu na świecie.

Czwartym elementem był rurociąg Cochin, który miał przesyłać etylen z Alberty do Sarnii, a także eksportować etan i propan do USA. Najdłuższy na świecie rurociąg NGL został uruchomiony w 1978 roku. Amoco miało okazję uczestniczyć w tym przedsięwzięciu, ale zrezygnowało z tego. (Jest w tym ironia, ponieważ Amoco została operatorem zarówno rurociągu Cochin, jak i Empress po przejęciu Dome).

Dla uzupełnienia obrazu kanadyjskiego biznesu płynnego warto zauważyć, że w 1977 roku Amoco i Dome kupiły kanadyjskie aktywa Goliad Oil and Gas Company. Zwiększyło to dostawy płynów dostępnych dla Amoco o około 1800 baryłek dziennie (290 m ³ /d). Ale to przejęcie miało również znaczenie symboliczne, ponieważ Goliad odegrał tak kluczową rolę we wczesnym biznesie płynnym.

Chociaż fuzja z Dome nie była związana głównie z biznesem płynnym, przyniosła Amoco kolejny duży system transportowy. Rurociąg Rangeland, pierwotnie opracowany przez firmę Hudson's Bay Oil and Gas, do 1998 r. transportował około 130 000 baryłek (21 000 m ³ ) ropy dziennie. Ponieważ firma rozwinęła wiedzę na temat rurociągów głównie poprzez działalność związaną z płynami, linia ta była obsługiwana przez organizację zajmującą się płynami Amoco.

Podczas gdy Amoco i Dome były czołowymi graczami w rozwoju kanadyjskiego przemysłu płynów, żadna z firm nie zaniedbywała działalności poszukiwawczej, rozwojowej i produkcyjnej. Obie firmy pomogły w pionierskich poszukiwaniach i produkcji konwencjonalnej w zachodniej Kanadzie w latach pięćdziesiątych i sześćdziesiątych. geograficznych granicach Kanady oraz w zagospodarowaniu piasków roponośnych i ciężkiej ropy .

Konwersje metryczne

• Jeden metr sześcienny ropy = 6,29 baryłek.
• Jeden metr sześcienny gazu ziemnego = 35,49 stóp sześciennych.
• Jeden kilopaskal = 1% ciśnienia atmosferycznego (w pobliżu poziomu morza).

Miara ropy w Kanadzie, metr sześcienny, jest unikalna na świecie. Jest metryczny w tym sensie, że wykorzystuje metry, ale opiera się na objętości, dzięki czemu jednostki kanadyjskie można łatwo zamienić na beczki. W pozostałej części świata metrycznego standardem pomiaru oleju jest tona . Zaletą tej ostatniej miary jest to, że odzwierciedla ona jakość oleju. Ogólnie rzecz biorąc, oleje niższej klasy są cięższe.

Zobacz też

• Polityka energetyczna Kanady

•   Petera McKenzie-Browna; Gordon Jaremko; David Finch (15 listopada 1993). Wielki wiek ropy naftowej: przemysł naftowy w Kanadzie . Firma Detselig. ISBN 978-1-55059-072-2 .
•   Peter McKenzie-Brown (1998). Bogactwo odkryć: pierwsze 50 lat Amoco w Kanadzie . Amoco Kanada. ISBN 0-9684022-0-8 .
• Robert Bott, Our Petroleum Challenge: Sustainability into the 21st Century , Canadian Centre for Energy Information, Calgary; Wydanie siódme, 2004

Linki zewnętrzne

• Kanadyjskie Centrum Informacji o Energii