История нефтяной промышленности Канады (сжиженный природный газ)

Промышленность производства сжиженного природного газа в Канаде берет свое начало с открытия влажного природного газа в Тернер-Вэлли, Альберта, в 1914 году. Этот газ был менее важен, чем природный бензин - «сканк-газ», который его называли из-за его характерного запаха, - который добывали первые производители. от этого. Этот сжиженный природный газ (NGL) можно заливать непосредственно в топливный бак автомобиля.

По мере того, как в 1950-х годах газовая промышленность росла благодаря строительству трубопроводов, многие компании - например, Imperial , British American (B/A; позже Gulf Canada ) и Shell - построили заводы в Альберте для переработки недавно обнаруженного природного газа, чтобы его можно было производить. трубопровод - готов. Многие из этих заводов извлекали ШФЛУ из природного газа в рамках переработки природного газа .

Однако для того, чтобы добыча природного газа стала крупным бизнесом, потребовались усилия крупных и изобретательных игроков, а также разработка гораздо более крупных запасов газа, из которых можно было бы добывать эти легкие углеводороды . В 1960-е годы были подходящие условия, и этой возможностью воспользовались две компании: Amoco Corporation и Dome Petroleum , ни одна из которых больше не существует. Amoco приобрела Dome после того, как компания фактически обанкротилась в 1988 году, а BP приобрела Amoco в результате дружественного слияния десять лет спустя. Вот история о том, как эти две компании разработали ключевые компоненты инфраструктуры для этой жизненно важной ниши отрасли.

Штаб-квартира корпорации Amoco находилась в Чикаго , поскольку этот город находится недалеко от Уайтинга, штат Индиана . Амоко В Уайтинге находился крупнейший нефтеперерабатывающий завод (и один из крупнейших в мире). Работая с 1890 года, компания Whiting первоначально перерабатывала высокосернистую сырую нефть из соседнего штата Огайо. И это был самый важный актив Standard of Indiana (Amoco) после того, как Верховный суд США постановил Standard Oil Trust распустить . В первые годы своего существования Amoco была в первую очередь переработчиком и продавцом продуктов нефтепереработки на расширяющиеся рынки Среднего Запада. Уайтинг поставлял продукцию, которую можно было продавать из Чикаго — города, который сам по себе был крупным рынком нефтепродуктов .

К 1970 году Amoco стала одной из крупнейших интегрированных нефтяных корпораций в мире благодаря как приобретениям, так и внутреннему росту. Помимо того, что он был крупным нефтеперерабатывающим предприятием и дистрибьютором нефтепродуктов, он был мощной силой в нефтехимии , разведке и добыче нефти и газа, трубопроводах, а также в сбыте сырой нефти , природного газа и сжиженного природного газа (ШФЛУ).

Корпорация росла по всему миру, но в значительной степени была сосредоточена на Северной Америке . И хотя ее нефтегазовая деятельность была сосредоточена на юго-западе США и в западной Канаде, ее маркетинговое присутствие было самым сильным в средней Америке . Со своей базы в Чикаго корпорация располагала непревзойденной информацией о на углеводороды спросе на Среднем Западе США .

Добыча жидкостей в Тернер-Вэлли

В период с 1924 по 1927 год компания Royalite одновременно эксплуатировала два газоперерабатывающих завода в Тернер-Вэлли: завод по десульфурации и завод по производству жидкостей.

Завод по экстракции жидкостей закрылся в 1927 году и вновь открылся в 1933 году после того, как компания реконструировала предприятие. На новом заводе использовалась абсорбция «тощей нефти» — процесс, при котором сырой газ контактировал с тощей нефтью в цепочках стальных пузырьковых крышек. Улучшение поглотительной среды и контакта газа с нефтью позволило существенно повысить скорость извлечения жидкостей. Новый завод оказался настолько успешным, что другие компании построили два аналогичных завода в Тернер-Вэлли, а Royalite построила второй завод для производства продукции на южном конце месторождения. Компания Gas and Oil Products Ltd. построила аналогичный завод в Хартелле в 1934 году, а компания British American (BA) открыла его в Лонгвью в 1936 году.

Альберты Когда в 1938 году начал работу Совет по сохранению нефти и природного газа , заводам BA и Gas and Oil Products Limited пришлось существенно изменить свою деятельность. Только компания Royalite имела рынок для остатков газа, очищенного от жидкостей, в канадской системе распределения западного природного газа . Два других завода сжигали большую часть остаточного газа на факелах, пока совет директоров не постановил, что добыча разрешена только из скважин, связанных с рынком, и прекратил эту практику. Поскольку это правило применялось только к скважинам, вскрывшим газовую шапку нефтяного пласта , заводы Хартелл и Лонгвью продолжали работать, перерабатывая растворенный газ или газ, растворенный в нефти из скважин Долины.

Синергия Амоко и Купола

Как показывает история Тернер-Вэлли, добыча сжиженного природного газа началась еще в первые годы существования отрасли. Однако развитие партнерства между крупной американской нефтяной компанией Amoco и молодой, динамичной Dome Petroleum направлено на создание сложной инфраструктуры по добыче жидкостей в Западной Канаде .

со штаб-квартирой в Калгари Amoco Canada Группа маркетинга жидкостей в первые годы имела большую независимость. Однако многие синергии стали возможны благодаря сотрудничеству между Чикаго и Калгари. Не менее важно то, что в 1960-е годы Amoco и Dome Petroleum заключили ряд стратегических партнерств в сфере производства жидкостей. Эти партнерские отношения были настолько обширными, что, когда в 1986 году Dome объявила о блокировке, было неизбежно, что Amoco станет агрессивным поклонником.

Бизнес Альберты по добыче жидкостей начался с разработки месторождения Пембина, когда базирующаяся в Далласе компания Goliad Oil and Gas получила права на добычу растворенного газа с месторождения. Также известный как «попутный газ» или «попутный газ», растворенный газ растворяется в пластовой нефти при подземных давлениях. Высвобождаемый при относительно низком давлении на поверхности Земли , он обычно включает в себя сжиженный природный газ. Часто, как в Пембине, их можно извлечь с прибылью. Пока Голиад получал газ из Пембины, отделенные жидкости возвращались производителям.

Примерно в то же время компания Dome разработала бизнес по сбору газа на базе нефтяных месторождений вокруг Стилмана, Саскачеван . А в Альберте заводы , подобные заводу в Уайткорте, начали переработку газа с высоким содержанием жидкости в 1961 году. Amoco начала планировать строительство газового завода в 1957 году, поскольку открытия местного газа показали, что необходим новый крупный завод. Когда он был запущен в эксплуатацию, Вест-Уайткорт быстро стал похвастаться самыми большими объемами добычи конденсата в Канаде: 13 000 баррелей в день (2 100 м3). ³ /д). И оттуда объемы пошли вверх. С тех пор на более крупных заводах пластинки 1962 года казались маленькими. Однако этот завод, тем не менее, был пионером отрасли.

Извлечение NGL

Выделенные из газового потока ШФЛУ представляют собой недифференцированную партию легких углеводородов — этана , пропана , бутана и конденсата . Для разделения их на более ценные отдельные продукты необходимы установки для фракционирования. Фракционирующие колонны разделяют поток смешанного сырья ШФЛУ на этан, пропан, бутан и продукты конденсата технической чистоты.

Дистилляция – это процесс фракционирования ШФЛУ. Различные компоненты смеси жидкостей испаряются при разных температурах. Таким образом, когда к потоку продукта, поступающему в ректификационную колонну, применяется тепло, более легкие компоненты испаряются и перемещаются к верху колонны; более тяжелые компоненты опускаются вниз. Количество тепла, применяемого к напитку, зависит от того, какой компонент отделяется для продажи покупателю.

Более легкий продукт, выходящий из верхней части башни в виде пара , называемый продуктом верхнего погона, затем охлаждается и снова конденсируется в жидкость. Для достижения полного разделения поток продукта проходит через ряд башен. «Специализированный» или высококачественный продукт снимается с верхней части башни, а нижний продукт становится сырьем для следующей башни.

В середине 1960-х годов в Альберте было всего две установки фракционирования. Одним из них был завод в Девоне, Альберта , принадлежавший компании Imperial Oil. Этот завод перерабатывал жидкости с месторождений Ледюк, Редуотер и других месторождений, находящихся под управлением Империи. Позже компания также перерабатывала жидкости из Суон-Хиллз , месторождения влажного газа, которым управляли другие компании. Кроме того, в 1964 году Imperial построила еще один завод по добыче газа и жидкости для обслуживания месторождений Джуди-Крик, Суон-Хиллз и других.

Первоначально компания Hudson's Bay Oil and Gas Company заявку на строительство, эксплуатацию и владение этим заводом подала . Затем Imperial сделала собственное предложение. Amoco и British American вмешались в слушания Совета по охране нефти и газа с предложением предоставить всем операторам долю в заводе. Под давлением плана Amoco/BA компания Imperial изменила свое предложение и получила право на реализацию проекта. В результате вмешательства Amoco/BA компания Imperial стала оператором, но Amoco и другие производители были партнерами.

Поскольку вскоре Amoco начала получать значительные объемы жидкости из Swan Hills в натуральной форме, необходимость найти способы получения оптимальной выгоды от этих жидкостей была очевидна. Рынки западной Канады не могли поглотить большие и растущие объемы жидкости, которые производила Альберта. Однако рынки центральной Канады и Среднего Запада США могут. Работая с Чикаго, компания Amoco Canada приступила к разработке маркетинговой стратегии, важнейшей частью которой должна была стать система доставки.

Заводы по переработке отходов

Заводы по переработке, такие как заводы в Кайбобе, Вест-Уайткорте и Кроссфилде, производили богатый жидкостью газ из резервуаров «ретроградной конденсации». Они отделили конденсат, сжиженный природный газ и серу (которые они поочередно хранили в блоках или продавали, в зависимости от спроса и цены), а затем повторно закачивали сухой газ, чтобы циркулировать в резервуаре для улавливания большего количества жидкости. Обычно этим заводам требовался подпиточный газ для замены объема отпаренной жидкости, поступающей из других резервуаров. В случае с Вест-Уайткортом они также перерабатывали сухой, но высокосернистый газ с месторождения Пайн-Крик (недалеко от Эдсона) в качестве источника подпиточного газа. В случае с Кроссфилдом богатый жидкостью газ поступал из зоны Вабамун D-1, а подпиточный газ - из верхнескважинной зоны Элктон. Большинство этих электростанций были построены во времена долгосрочных контрактов стоимостью 16 центов (за 1000 кубических футов) с TransCanada PipeLine, когда Национальному энергетическому совету требовалось 25 лет запасов в недрах для получения разрешения на экспорт (из Канады). Экономикой этой процедуры была не добыча газа, а жидкость, которую можно было извлечь и продать как часть сырой смеси.

Партнерство Dome-Amoco

В 1962 году компания Dome построила еще один завод по фракционированию, известный как завод по производству сжиженного газа в Эдмонтоне. Поскольку Amoco планировала производить жидкости как бизнес, в 1967 году компания купила половину доли в этом заводе. Эта договоренность положила начало серии сделок, связанных с жидкостями, в результате которых Amoco и Dome вскоре станут партнерами и станут крупнейшими игроками в канадском бизнесе по добыче природного газа.

Вскоре последовало еще одно совместное предприятие Amoco/Dome. В конце 60-х годов Альберта и Южная газовая компания начали строительство более крупного завода в Кокрейне , небольшом городке к западу от Калгари. Говоря отраслевым языком, это был комплексный завод. Еще одним шагом в развитии системы жидкостей Amoco/Dome стало строительство компанией Dome в 1976 году завода по экстракции этана в Эдмонтоне. Этот портальный завод заменил более ранний объект.

Траддл-установки извлекают из газового потока этан и более тяжелые жидкости, возвращая более сухой газ (к настоящему времени почти полностью метан) в трубопровод. Жидкости стоят дороже (относительно их энергии или содержания БТЕ), поскольку они используются не только в обжиговых печах — в качестве присадок к бензину и нефтехимического например, сырья.

Пока шло строительство завода, Dome и Amoco построили 320-километровый трубопровод от Кокрейна до Эдмонтона (линия совместного производства), оператором которого выступила Dome. Эта линия подавала жидкости на новый терминал для жидкостей компании Dome/Amoco в Форт-Саскачеван и помогла компании накопить опыт в эксплуатации трубопроводов. Другие линии, эксплуатируемые компаниями Dome и Amoco, вскоре начали доставлять ШФЛУ на завод в Форт-Саскачеван.

Построенный в начале 1970-х годов Форт Саскачеван дополнил завод по производству сжиженного газа в Эдмонтоне. Ключом к успеху завода было наличие под землей крупных соляных образований. Оператор смог растворить («промыть») огромные пещеры-хранилища в этих образованиях. Эти пещеры обеспечивали завод большими объемами недорогих и безопасных запасов. Наличие мощностей для хранения ШФЛУ позволило компании покупать и хранить излишки ШФЛУ круглый год, включая периоды, когда рынки были вялыми, а цены падали до сезонных минимумов.

Завод, управляемый Dome, быстро стал центром бизнеса по производству жидкостей в западной Канаде. Причина в том, что Amoco и Dome создали партнерство, чтобы сделать то, что никогда раньше и нигде не пробовалось. Используя Форт Саскачеван в качестве перевалочного пункта, они перекачивали сжиженный природный газ через нефтепровод Interprovincial в Сарнию . В 1980 году партнерство добавило оборудование для фракционирования в Форт-Саскачеван.

Влияние этой договоренности на экономику транспортировки больших объемов ШФЛУ было значительным. Переправить пропан на такое расстояние по железной дороге в то время стоило 3,50-4,20 доллара за баррель. Пакетирование сырья через предприятия Amoco/Dome и IPL позволило снизить транспортные расходы примерно до 1 доллара за баррель.

Сарния

Сжиженные нефтяные газы (или СНГ, другое название пропана и бутана) должны находиться под давлением значительно выше атмосферного, чтобы оставаться в жидкой форме. Поэтому партнерам пришлось построить специальные «прорывные» объекты в Супериоре, штат Висконсин , чтобы эта операция могла работать. Им также пришлось построить приемные пункты, склады и установку фракционирования в Сарнии. Этот завод был введен в эксплуатацию в 1970 году.

Сарния была выбрана по нескольким причинам. Самое главное, конечно, то, что это конечная точка основных магистралей Межпровинциальных трубопроводов . Сам город занимает большую часть нефтяного рынка центральной Канады . Рядом с открытием Ойл-Спрингс в 1857 году Сарния стала нефтеперерабатывающим центром во время нефтяного бума 19 века в Онтарио и нефтехимическим центром во время Второй мировой войны. На Сарнии есть подземные соляные образования, подобные тем, что находятся в форте Саскачеван. Каверны, выброшенные в эти пласты, использовались для получения ШФЛУ из IPL и для хранения продуктов специального качества для удовлетворения сезонного спроса.

С завода в Сарнии компании Amoco и Dome могли бы удовлетворить региональные потребности в жидкостях по железной дороге, воде и автомобильным дорогам в центральную Канаду и на Средний Запад США. Также, конечно, были построены трубопроводы к местным нефтехимическим заводам. Таким образом, у Сарнии была необходимая инфраструктура для успешной маркетинговой деятельности.

Первоначально завод был небольшим. Суточная мощность составляла 17 500 баррелей (2780 м3). ³ ) сжиженных нефтяных газов (пропана и бутана) и 12 500 баррелей (1990 м3). ³ ) конденсата и сырой нефти. Однако он быстро рос: вскоре были добавлены соляные пещеры, а расширение фракционирующей установки в 1974 году увеличило мощность переработки ШФЛУ почти до 50 000 баррелей в день (7 900 м3). ³ /д).

Ранний рост бизнеса жидкостей Amoco был ошеломляющим. К 1970 году добыча природного газа в компании Amoco Canada достигла 25 000 баррелей в день (4 000 м3). ³ /д). Подразделения Amoco Corporation по переработке жидкостей в Северной Америке переработали 2,9 миллиарда кубических футов (82 000 000 м3). ³ ) газа в день для добычи 105 000 баррелей (16 700 м ³ ) жидкостей. Эти объемы составляют около 4 процентов мощностей Северной Америки по переработке газа и 5 процентов мощностей континента по переработке жидкостей.

Поскольку Amoco готовилась увеличить долю рынка жидкостей на Среднем Западе, ее дочерняя компания по производству жидкостей в США — Tuloma Gas Products — перенесла штаб-квартиру из Талсы в Чикаго. Очевидно, что бизнес будет расти благодаря партнерству между Калгари и Чикаго.

Императрица

В этот ранний период роста компания Dome предложила построить завод по рекуперации жидкостей — по сути, очень большой портальный завод — в Императрице, Альберта , в пункте доставки к Трансканадской линии электропередачи. Завод Empress расположен прямо на границе Альберты и Саскачевана. Это происходит по причинам, связанным как с политикой , так и с инфраструктурой . В политическом плане Альберта хотела, чтобы добавленная стоимость была добавлена ​​​​в пределах границ провинций. Не менее важно и то, что имело смысл добывать жидкости, прежде чем отправлять оставшийся сухой газ – чистый метан – на экспортный рынок.

Во время расследования экспорта природного газа в 1950-х годах ERCB рекомендовал создать общепровинциальную систему сбора природного газа. В основе этой идеи лежало двоякое мнение: во-первых, было бы более эффективно разработать единую систему сбора, чем позволить системам сбора развиваться по частям. Во-вторых, такая система исключит возможность федерального регулирования газа в провинции. Альберта завидовала своему с таким трудом завоеванному контролю над природными ресурсами и рассматривала транспортировку газа внутри провинции как аспект управления ресурсами . Провинция также очень хорошо осознавала потенциал природного газа и продуктов его переработки для промышленного развития провинции.

Соответственно, Альберта приняла Закон о магистральных газопроводах Альберты. Магистральная газовая линия Альберты (позже известная как подразделение транспортировки газа корпорации NOVA ) будет собирать газ внутри провинции, доставляя его на регулируемые на федеральном уровне Трансканадские трубопроводы и другие экспортные трубопроводы, расположенные прямо внутри границы Альберты. Императрица была местом, где компания TransCanada PipeLines должна была получать газ для доставки на восточные рынки.

Компания Pacific Petroleums (приобретенная Petro-Canada ) уже построила в Императрице завод по добыче жидкостей, поэтому идея Доума не была новой. Однако Dome построил там гораздо более крупный объект. Объект был построен на участке голой прерии в начале 1970-х годов. Владельцами были Dome и дочерняя компания TransCanada, которая позже продала свою долю PanCanadian Petroleums .

ШФЛУ, полученную на новом заводе Empress, необходимо было транспортировать на рынок, а крупнейшие рынки по-прежнему находились на Среднем Западе США. Поэтому компания Dome построила установку для инъекций в соседнем Керроберте, Саскачеван. Эти объекты позволили компании Dome закачивать дополнительные жидкости в партии, которые поступали из форта Саскачеван по межпровинциальному трубопроводу.

В то же время команда Dow Chemicals , Nova и Dome организовала проект по производству этана в Альберте. По сути, этот план представлял собой проект стоимостью 1,5 миллиарда долларов по созданию нефтехимического бизнеса в Альберте на основе сжиженного природного газа, особенно этана . И этот план обрел собственную политическую жизнь, поскольку он давал возможность производить продукцию с добавленной стоимостью в Альберте на экспорт. За ним стояло правительство провинции.

Другие компоненты

План состоял из четырех компонентов. Портальные заводы в Императрице были первыми. Вторым был нефтехимический комплекс в Жоффре — тогдашней деревне недалеко от города Ред-Дир , являющийся сырьем для нефтехимии — для переработки этана в этилен . Это послужит основой для центра нефтехимического производства. В последующие десятилетия этот центр резко разросся. К концу 1990-х годов здесь действовало десять крупных нефтехимических заводов.

Третьим компонентом была система сбора этана в Альберте (AEGS), которая должна была доставлять этан с портальных заводов Альберты в хранилища в форте Саскачеван. Эта система будет включать в себя реверсивное подключение к нефтехимическому комплексу Жоффра. Кроме того, одна ветка трубопровода AEGS соединит «Императрицу», которая вскоре станет крупнейшим газоперерабатывающим центром в мире.

Четвертым компонентом был Кочинский трубопровод, по которому этилен будет поставляться из Альберты в Сарнию, а также экспортироваться этан и пропан в США. Самый длинный в мире трубопровод для природного газа был введен в эксплуатацию в 1978 году. У компании Amoco была возможность принять участие в этом предприятии, но она предпочла этого не делать. (В этом есть ирония, поскольку после приобретения Dome оператором как трубопровода Кочин, так и Empress стала Amoco.)

Для полноты картины канадского бизнеса по производству жидкостей стоит отметить, что в 1977 году Amoco и Dome купили канадские активы Goliad Oil and Gas Company. Это увеличило поставки жидкостей, доступных для Amoco, примерно на 1800 баррелей в день (290 м3). ³ /д). Но это приобретение также имело символическое значение, поскольку Голиад играл ключевую роль в раннем бизнесе по производству жидкостей.

Хотя слияние с Dome и не было связано в первую очередь с бизнесом по производству жидкостей, оно принесло Amoco еще одну крупную транспортную систему. Трубопровод Rangeland, который первоначально был разработан компанией Hudson's Bay Oil and Gas , к 1998 году перекачал около 130 000 баррелей (21 000 м3). ³ ) нефти в день. Поскольку компания накопила опыт в области трубопроводов, главным образом, благодаря бизнесу по производству жидкостей, предприятие Amoco, занимающееся жидкостями, управляло линией.

Хотя Amoco и Dome были ведущими игроками в развитии канадской индустрии жидкостей, ни одна из компаний не пренебрегала разведкой, разработкой и добычей. Обе компании стали пионерами традиционной разведки и добычи на западе Канады в 1950-х и 60-х годах. Канады А начиная с 1960-х годов они также были пионерами на географических границах , в разработке нефтеносных песков и тяжелой нефти .

Метрические преобразования

• Один кубометр нефти = 6,29 барреля.
• Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов.
• Один килопаскаль = 1% атмосферного давления (около уровня моря).

Канадская мера нефти – кубический метр – уникальна в мире. Это метрическая система в том смысле, что в ней используются метры, но она основана на объеме, поэтому канадские единицы можно легко преобразовать в баррели. В остальном метрическом мире стандартом измерения нефти является тонна . Преимущество последней меры состоит в том, что она отражает качество нефти. Как правило, масла более низкого качества тяжелее.

См. также

• Энергетическая политика Канады

Ссылки

• Питер Маккензи-Браун; Гордон Яремко; Дэвид Финч (15 ноября 1993 г.). Великий нефтяной век: нефтяная промышленность Канады . Предприятие «Децелиг». ISBN  978-1-55059-072-2 .
• Питер Маккензи-Браун (1998). Богатство открытий: первые 50 лет компании Amoco в Канаде . Амоко Канада. ISBN  0-9684022-0-8 .
• Роберт Ботт, «Наши нефтяные вызовы: устойчивое развитие в XXI веке» , Канадский центр энергетической информации, Калгари; Седьмое издание, 2004 г.

Внешние ссылки

• Канадский центр энергетической информации