Природный газ использовался в Канаде почти так же долго, как и сырая нефть , но его коммерческое освоение было не таким быстрым. Это связано с особыми свойствами этого энергоносителя : он представляет собой газ и часто содержит примеси. Поэтому технические проблемы, связанные с первой обработкой и последующей доставкой на рынок, являются значительными. Кроме того, затраты на строительство трубопровода делают все предприятие капиталоемким , требующим как денег , так и инженерных знаний , а также достаточно больших рынков, чтобы сделать бизнес прибыльным .
Пока природный газ не стал коммерчески жизнеспособным, он часто был помехой. Опасную в обращении и трудно доставляемую на рынок, первые нефтяники презирали ее как плохую родственницу своей богатой родственницы сырой нефти . Хотя ранние процедуры обработки позволяли удалять воду, в 19 веке открытия были сделаны только в том случае, если потребители могли использовать газ так же, как он выходит из-под земли. Если газ требовал дальнейшей переработки или его нужно было транспортировать на большое расстояние до рынка, производитель закрывал скважину. Факелы избавлялись от газа, поступающего из нефтяных скважин .
Переработка природного газа меняет товар двумя важными способами. Во-первых, он извлекает ценные побочные продукты; во-вторых, это делает природный газ пригодным для транспортировки в пункты коммерческой продажи и потребления. Благодаря использованию развивающихся технологий газоперерабатывающая промышленность каждой эпохи извлекала более высокий процент более широкого спектра углеводородов и других коммерческих побочных продуктов, чем ее предшественники. Он также удаляет все большее количество опасных и других нежелательных примесей. Устойчивый рост сделал природный газ крупной отраслью промышленности: ежегодно с канадских месторождений на рынок поступает 180 кубических километров газа.
Эта статья, являющаяся частью серии статей о нефтяной промышленности Канады , посвящена второй из этих двух функций переработки газа – удалению примесей из газового потока – а не извлечению сжиженного природного газа , как описано в другом месте . Конечно, большинство крупных заводов выполняют обе функции, и у заводов нет другой конечной цели, кроме как быстро, безопасно и выгодно превращать сырой газ в продукты, которые можно безопасно отправлять (в основном по трубопроводу) на рынок. Обсуждение охватывает переработку газа как инженерный подвиг, важнейшие разработки в области разведки и разработки, а также основы рынка .
Небольшая газовая промышленность в Центральной Канаде существовала уже несколько десятилетий, но самым значительным событием в ранней истории отрасли, вероятно, было бурение скважины недалеко от Медисин-Хэта в 1890 году в поисках угля для железной дороги . Скважина столкнулась с большим потоком природного газа, и это побудило городские власти обратиться к Канадско-Тихоокеанской железной дороге с целью провести более глубокое бурение в поисках газа. Возникшее в результате предприятие привело к разработке газового месторождения Медисин-Хат в 1904 году. Сообщество воспользовалось природными ресурсами и стало первым городом или городом на западе Канады, имеющим газовую установку.
Служба природного газа началась в Калгари несколько позже, когда А. В. Дингман основал компанию Calgary Natural Gas Company. Он пробурил успешную скважину в восточном Калгари, проложил трубу к площадке пивоваренной и солодовой компании Калгари и 10 апреля 1910 года начал подавать газ на пивоварню. Как и в Медисин-Хэте, вскоре газопровод стал обеспечивать бытовое топливо и уличное освещение.
Параллельно с этим Юджин Косте , который был пионером в развитии газовой промышленности Онтарио, переехал на запад. В 1909 году он пробурил знаменитую газовую скважину Old Glory возле острова Боу в Альберте . В 1912 году его канадская компания Western Natural Gas Company за 86 дней построила 280-километровый трубопровод, соединивший месторождение Боу-Айленд с Летбриджем и Калгари. [1] Оно расширило предприятие Дингмана в Калгари, которое было неспособно удовлетворить растущие потребности города. К 1913 году несколько других городов на юге Альберты могли похвастаться подачей природного газа из западной канадской системы. Новаторское предприятие Косте обеспечило топливом почти 7000 клиентов.
Сернистый газ , как известно, в естественном состоянии пропитан сероводородом (H 2 S), который может быть смертельным при вдыхании даже в небольших концентрациях. (Более общий термин «кислый газ» относится к природному газу, содержащему любой кислый газ, например диоксид углерода (CO 2 ).)
Процесс удаления сероводорода из газового потока называется «обессериванием» газа. Канадская компания Union Natural Gas (ныне Union Gas Ltd. ) из Чатем-Кент, Онтарио, построила в 1924 году в Порт-Алме, Онтарио, первую в Канаде установку по очистке газа Тиллбери. Сероводород – опасное вещество, которое при низких концентрациях имеет неприятный запах тухлых яиц. Этот запах раздражал клиентов Union и побудил их построить завод в Порт-Алме. Он удалил сероводород, подвергая кислый газ растворенной кальцинированной соде. Хотя ранее этот процесс использовался для угольного газа, его применение на заводе в Порт-Алме стало первым случаем, когда этот процесс подслащивал природный газ.
Второй канадский завод по производству подсластителей появился годом позже в Тернер-Вэлли и использовал тот же процесс. Первый газ, обнаруженный в Тернер-Вэлли, был сладким, но открытие Роялайт № 4 в 1924 году, обнаруженное на более глубоких горизонтах, было кислым. Royalite построила завод по очистке нефти в Тернер-Вэлли, чтобы продавать свой газ компании Canadian Western Natural Gas для распределения.
Технологии того времени не делали сероводород безвредным. Вместо этого производитель избавился от вещества, сжег его и выбросив побочные продукты в воздух из двух высоких штабелей. Одним из химических результатов сжигания выбросов сероводорода стал диоксид серы , еще один токсичный газ. Поскольку сероводород тяжелее воздуха, он осел на землю, распылившись настолько, что оказался менее смертельным.
Сероводород всегда присутствовал в воздухе в небольших концентрациях. Большую часть дней в Тернер-Вэлли пахло тухлыми яйцами.
Поскольку после открытия Ледюка Альберта стала все более крупным производителем нефти , Совет по охране природы принял меры, чтобы предотвратить любое повторение отходов природного газа, столь распространенных в долине Тернер. Совет разработал широкую политику сохранения природного газа. Он запрещал добычу природного газа из газовой шапки нефтяного резервуара до того, как нефть будет полностью добыта, и включал положения, направленные на сохранение природного газа, часто добываемого вместе с нефтью. По этой причине эти заводы стали называть «газосберегающими заводами».
Первым из этих новых заводов было предприятие Imperial в Ледуке (иногда называемое Imperial Devon или Imperial Leduc ). Он подслащивал газ моноэтаноламином (МЭА), а затем извлекал жидкие углеводороды путем охлаждения . Northwestern Utilities Limited купила газ по цене $14,12 за тысячу кубометров и распределила его в Эдмонтоне . Грузовики перевозили пропан , бутан и « пентаны плюс » (канадский термин, обозначающий более тяжелые газообразные жидкости) до 1954 года, когда три трубопровода начали транспортировать продукцию из Империал-Ледук в Эдмонтон. Когда не удавалось найти рынки сбыта для пропана, совет иногда давал разрешение на его сжигание.
Следующий важный завод, построенный в Канаде, стал результатом открытия в 1944 году месторождения влажного сернистого газа компанией Shell Oil в Джампинг-Паунде, к западу от Калгари . Калгари, Эксшоу (где находился цементный завод) и Банф были потенциальными рынками для газа Jumping Pound, но сернистый газ сначала требовал обработки и очистки. Газовый завод начал работу в 1951 году.
Построенный в калифорнийском стиле, с небольшим количеством зданий и других приспособлений для холодного климата, первоначальный завод Jumping Pound столкнулся с проблемами. В первую зиму конденсация воды и другие проблемы, связанные с холодной погодой, привели к одному сбою в работе за другим. Когда наступила вторая зима, большую часть объектов укрыли здания. Shell Jumping Pound иногда называют канадской «лабораторией высокосернистого газа», поскольку большая часть ранних представлений отрасли о переработке высокосернистого газа возникла на основе опыта, полученного там. Это был первый завод по производству серы в мире, установка по производству серы была запущена в эксплуатацию в 1952 году. По этому показателю он едва обогнал завод по производству природного газа в Мэдисоне, который позже в том же году начал добывать серу в Тернер-Вэлли.
Когда в 1957 году были введены в эксплуатацию газопроводы Westcoast и TransCanada , для канадской газопереработки наступил новый, лучший день. Большая часть газа, идущего по этим трубопроводам, нуждалась в переработке, чтобы соответствовать спецификациям трубопроводных компаний. Следовательно, в конце 1950-х и начале 1960-х годов наблюдался бум строительства газовых заводов.
В 1957 году новый газовый завод в Тейлоре, недалеко от Форт-Сент-Джон, Британская Колумбия , начал поставлять газ Westcoast Transmission Co. Ltd. Практика этого завода во многом отличалась от той, которая использовалась в Альберте. Например, хотя для получения жидких углеводородов обычно требовалось обезвоживание , обессеривание и переработка, компании транспортировали природный газ из северо-востока Британской Колумбии на большие расстояния, прежде чем перерабатывать его дальше. Следовательно, при планировании трубопровода Westcoast операторы месторождения согласились перерабатывать весь газ на одном объекте, а не иметь отдельные газовые заводы в каждом крупном районе добычи. При производительности 10 миллионов кубических метров в день завод Тейлора мог перерабатывать столько же природного газа, сколько все одиннадцать других газовых заводов, работающих в Канаде, вместе взятые. Завод также был самым северным в Канаде. Хорошо изолированные здания защищали перерабатывающие мощности и позволяли им функционировать при температурах, типичных для более южного климата.
Огромный рост перерабатывающих мощностей Канады в конце 1950-х и начале 1960-х годов привел к созданию больших запасов сжиженного природного газа, сжиженных нефтяных газов и серы . Рост поставок иногда создавал проблемы со сбытом.
Продажа сжиженного газа редко была затруднена из-за того, что они легко использовались в нефтепереработке. Нефтеперерабатывающие заводы также использовали бутан для смешивания. С другой стороны, пропан представлял собой проблему, поскольку имеющиеся объемы значительно превышали спрос.
Компании намеревались расширить рынок со значительным успехом. Фермеры и небольшие общины, не обслуживаемые природным газом, использовали его в качестве топлива для отопления домов . В начале 1960-х годов рынки сжиженных нефтяных газов быстро росли.
Компании ответили строительством «двусторонних» заводов. Эти объекты расположены между газопроводами для извлечения дополнительных объемов газожидкостного газа из газового потока. Там, где это было экономически выгодно, переработчики на местах начали «глубокую резку» собственного газа, устанавливая установки, которые отбирали из газа больше сжиженного нефтяного газа посредством глубокого охлаждения. В начале 1970-х годов компании начали добывать еще более легкий углеводородный этан на некоторых месторождениях и перерабатывающих заводах. Этан стал сырьем для растущей нефтехимической промышленности Альберты и использовался при производстве этилена .
После медленного старта в 1952 году производство серы в результате переработки газа резко возросло по мере бурного строительства заводов в конце 1950-х и начале 1960-х годов. Новые жесткие правила, принятые правительством Альберты в 1960 году, вынудили отрасль сократить выбросы таких соединений серы, как диоксид серы и сероводород.
С годами технология переработки высокосернистого газа неуклонно совершенствовалась. К 1970 году более строгие стандарты выбросов стали технически осуществимыми. В 1971 году правительство Альберты объявило о новых, более жестких правилах. Усовершенствования в технологии извлечения серы и добавление установок очистки хвостовых газов позволили переработчикам соответствовать этим более строгим стандартам.
Количество серы, производимой в Альберте, быстро росло и вскоре намного превысило спрос. К 1963 году годовое производство серы в Альберте превысило один миллион тонн по сравнению с 30 000 тонн в 1956 году. В 1973 году оно достигло пика - чуть более 7 миллионов тонн. Запасы росли ежегодно. К 1978 году 21 миллион тонн серы в виде больших желтых блоков был усеян сельской местностью Альберты. Эти запасы росли почти каждый год после 1952 года, и правительство и промышленность серьезно обеспокоились излишками. Начиная с 1978 года, активные усилия по маркетингу серы сделали Канаду крупнейшим поставщиком в международную торговлю. Продажи серы в целом превысили производство, а запасы на газовых заводах начали сокращаться.
Глядя на крупное, сложное и высокотехнологичное предприятие, которым сегодня является канадская газопереработка, трудно представить, с какими проблемами столкнулась отрасль по мере своего роста. Переработка газа развивалась как дополнение к строительству магистральной газотранспортной системы , начавшей действовать в конце 1950-х годов.
В 1980-е и 1990-е годы газовая отрасль столкнулась с новым рядом проблем. По мере роста спроса на газ поставщики расширяли свои мощности, и вскоре образовался «газовый пузырь». Добываемого газа было больше, чем требовалось на рынке. Хотя рыночные аналитики регулярно прогнозируют, что до конца пузыря осталось всего несколько лет, пузырь отказался лопнуть. Некоторые называли ее «газовой колбасой», так как со временем она растянулась. Воспринимаемая проблема больших запасов газа, нависающих над рынком и сдерживающих цены, не начала исчезать до конца 1990-х годов.
Цены на сырую нефть падали на протяжении 1980-х годов, а запасы природного газа оставались в изобилии, поэтому потребители начали пользоваться двойным излишком. Отдельные лица, корпорации и правительства высматривали в витринах самую дешевую сырую нефть и природный газ, и спрос рос.
В середине 1980-х годов консервативные правительства в Вашингтоне, Оттаве и Эдмонтоне перешли к дерегуляции своих нефтяных секторов. Открытие рынка для конкуренции привело к увеличению профицита газа и снижению цен на газ. Поставщики по всему континенту начали искать новых клиентов, чтобы компенсировать за счет объемов продаж то, что они не смогли заработать на низких ценах на газ. Однако газопроводы, построенные десятилетия назад, имели небольшую избыточную мощность .
Дебаты о втором газопроводе из Альберты в Калифорнию послужили хорошим примером изменения ценностей в этот период. На протяжении десятилетий потребители Калифорнии выступали против строительства конкурирующих трубопроводов, опасаясь, что им придется платить более высокие цены на газ, чтобы покрыть расходы на строительство трубопровода. Дерегулирование сделало трубопроводные компании общими перевозчиками , так что любой производитель или продавец мог купить место на трубопроводе для транспортировки газа. Прошли те времена, когда трубопроводная компания транспортировала газ, а также продавала его.
Поскольку дерегуляция положила конец вертикально интегрированным поставкам и сбыту газа, регионы-потребители начали требовать дополнительных мощностей трубопроводов. В Альберте, на полконтинента от восточного побережья Америки и от залива Сан-Франциско, ждал дешевый газ. Все, что им было нужно, это трубопроводы . К концу 1980-х и началу 1990-х годов правительства в целом выступали за то, чтобы предоставить всем претендентам возможность участвовать в гонке за строительство трубопроводов. Конкуренция между операторами, выводящими газ на рынок, а не государственное регулирование, должна была сохранить разумные затраты на транспортировку в новых условиях.
По мере распространения трубопроводных проектов производители природного газа искали новые рынки для своего недорогого и, по-видимому, многочисленного продукта. Производство электроэнергии с использованием газа стало растущей отраслью. Поскольку угольные , гидроэлектростанции и атомные электростанции подверглись нападкам по экологическим причинам, газ вмешался и стал продаваться как чистая альтернатива. Предприятия организовали трубопроводы для транспортировки природного газа, нашли рынки для электроэнергии и даже создали « когенерационные установки» для продажи тепла, вырабатываемого газовыми генераторами, на другие рынки.
Пока поставки природного газа превышали спрос, эти объекты оставались привлекательными. Они использовали недорогое и экологически чистое топливо. Они удовлетворяли насущные потребности лишь за небольшую часть стоимости крупных атомных, гидроэлектрических или угольных объектов. Хотя их доля на рынке сократилась бы, если бы цены на газ выросли, эти гениальные проекты заняли важную рыночную нишу в течение длительного периода избытка газа.
Спрос на большие поставки природного газа для удовлетворения растущих рынков создал потребность в большем количестве газоперерабатывающих предприятий. Промышленность отреагировала на это разработкой новых месторождений на сельском западе. Иногда это приводило к трагедиям, как в случае второго взрыва на Лоджполе компании Amoco Canada .
В 1982 году недалеко от Лоджпола, Альберта , компания Amoco бурила скважину с кислым газом , которая взорвалась. Особенно потому, что пятью годами ранее компания пережила серьезную аварию на том же газовом месторождении, регулирующее и общественное осуждение было очень сильным. Большая часть общественного возмущения возникла из-за того, что в некоторые дни запах тухлых яиц сероводорода ( H 2 S) в газе можно было почувствовать даже в Виннипеге , на расстоянии почти 1500 километров.
В ходе этого впечатляющего события поток сернистого газа оценивался в 4,2 миллиона кубических метров (150 миллионов кубических футов) в день. Содержание H 2 S в газе составляло 28 процентов, а скважина также производила 3200 кубических метров в день (20 тысяч баррелей в день) загрязненного серой конденсата оранжевого цвета . Скважина выходила из-под контроля 68 дней, в течение 23 из которых скважина не была зажжена. За это время H 2 S в результате выброса убил двух специалистов по взрыву и отправил в больницу еще 16 человек. Сегодня операторы обязаны быстро зажечь скважину в случае крупного выброса сернистого газа. Это исключает опасность высокотоксичного H 2 S в воздухе. [ нужна цитата ]
Когда команда подожгла скважину, огонь уничтожил буровую установку Nabors 14E (стоимостью около 8 миллионов долларов) за девять минут; он также выжег 1,6 км 2 (400 акров) леса. Прямые затраты Amoco на взятие скважины под контроль составили около 20 миллионов долларов. В результате катастрофы было потрачено огромное количество природного газа, сжиженного природного газа и серы. Это означало потерю энергии для потребителей, потерю доходов для компании, а также потерю роялти и налогов для правительства. Согласно отчету, подготовленному по заказу Совета по сохранению энергетических ресурсов Альберты , эти и другие прямые затраты составили около 200 миллионов долларов.
Инцидент породил поколение правил техники безопасности , которые требуют от отрасли обозначать опасные объекты бурения как «критические скважины» и использовать тщательно продуманные меры безопасности на буровой площадке. Новые правила ввели гораздо более строгие процедуры бурения критически важных скважин, потребовали наличия специальных мер безопасности на буровом и другом оборудовании и заставили компании разработать подробные планы реагирования на чрезвычайные ситуации, прежде чем приступить к бурению. В совокупности эти дополнительные затраты могут варьироваться от 250 000 до 500 000 долларов США за одну глубокую скважину с высокосернистым газом. Таким образом, косвенные издержки выброса, вероятно, составили порядка 1 миллиарда долларов.
Позже в том же десятилетии многие крупные компании начали пересматривать свои существующие земельные владения в поисках открытий, ускользнувших от предыдущих исследований. Отчасти это была идея экономии денег, необходимая потому, что цены на газ и нефть падали на протяжении большей части десятилетия.
Одной из находок в рамках такой программы стало открытие высокосернистого газа в деревне Кэролайн, Альберта, на юге центральной части Альберты, в середине 1980-х годов. Это открытие привело отрасль в новую эру. Из-за затрат и опасностей, связанных с разработкой высокосернистого газа, производители в прошлом часто закрывали эти месторождения. В случае с Кэролайн это было немыслимо.
Месторождение Кэролайн, принадлежащее Shell, являющееся крупнейшим открытием газа в Канаде с 1970-х годов и самым богатым газовым проектом за всю историю, выделялось как жемчужина ресурсов стоимостью 10 миллиардов долларов. Несмотря на то, что месторождение классифицировалось как газовое , в условиях более низких цен того времени сера, жидкости и другие побочные продукты газа обещали превысить стоимость самого природного газа.
Однако это открытие оказалось сложным, экологически чувствительным и экономически сложным. Процесс планирования и анализа длился с 1986 по 1990 год и установил новый стандарт участия и консультаций сообщества. За право эксплуатации месторождения боролись две компании — Shell и Husky . Общественные слушания по поводу разработки заставили корпорации побороться за право разрабатывать ресурс на новых условиях.
Фермеры, владельцы земель и другие заинтересованные стороны быстро заявили о своих опасениях. Конкурирующие корпорации были обязаны реагировать на эти опасения, поэтому опыт Кэролайн сделал общественные консультации неотъемлемой частью планирования. Теории устойчивого развития оказались под пристальным вниманием, как и все аспекты системы переработки газа. Когда они осознали, что консультации с общественностью стали иметь решающее значение для победы в тендере, компании подняли отношения с общественностью на новый уровень.
В конце концов, Shell и ее сторонники выиграли тендер. Они построили перерабатывающий завод, который извлекал почти всю серу из производства Кэролайн, и был экологически передовым в других областях.
К началу 1990-х годов переработка природного газа достигла зрелости. С момента своего зарождения, когда операторы удаляли лишь небольшую часть примесей из газового потока, газовый сектор созрел и стал важной частью нефтяной промышленности и самой экономики. Газ перемещался по североамериканскому континенту в беспрецедентных объемах. Это было и остается экологически желательным топливом, а переработка газа является помощником продаж природного газа.
Хотя Канада является одним из трех крупнейших в мире производителей газа (двумя другими являются Россия и США), в ней не так много крупнейших в мире газовых месторождений , которые в настоящее время разрабатываются. Однако несколько крупных месторождений еще не введены в эксплуатацию, особенно крупные месторождения в арктическом регионе.
В начале 2000 года, когда компании Murphy Oil , Apache (ныне APA Corporation ) и Beau Canada объявили об открытии газового месторождения Ледиферн Слейв-Пойнт в отдаленном районе северо-востока Британской Колумбии, их достижение, казалось, ознаменовало новую эру успешных разведочных работ. Когда стало известно о крупном открытии, многие важные игроки отрасли присоединились к нему. Последовала лихорадочная покупка земли, бурение и строительство трубопроводов. Чуть более чем за год добыча на новых месторождениях выросла до более чем 700 миллионов кубических футов (20 000 000 м 3 ) в день – и это на территории, доступной только в холодные зимние месяцы.
В любой конкретной местности свободнотекущий природный газ , обладающий плавучестью , представляет собой очень небольшую долю имеющихся ресурсов природного газа. [2] Нетрадиционный газ, возможно, представляет собой в сотни раз больше ресурсов природного газа, чем обычный газ. Оно происходит из пяти основных источников:
В 1985 году добыча нетрадиционного газа получила импульс, когда Соединенные Штаты ввели стимулы для поощрения развития альтернативных источников энергии. Этот стимул способствовал техническому пониманию самих ресурсов и способов их разработки. Канада извлекла из этого выгоду, научившись новым способам эксплуатации своих собственных нетрадиционных ресурсов.
Существование этих ресурсов привело к самоуспокоенности потребителей, которые все еще полагают, что газ им всегда будет поставляться по «доступным» ценам. Разработка этих ресурсов может оказать существенное воздействие на окружающую среду из-за более близкого расположения скважин, более интенсивной инфраструктуры, дополнительного шума от сжатия, проблем с водоотведением, проблем NIMBY и других факторов. В последние годы изменения в технологии добычи (в частности, горизонтальное бурение и более совершенные системы гидроразрыва или «разрыв пласта») значительно увеличили добычу сланцевого газа. Увеличение добычи сланцевого газа в Соединенных Штатах стало важным фактором сокращения канадского экспорта в эту страну.
Рассмотрим этот вопрос в контексте того, что производители природного газа обычно покупают права на добычу полезных ископаемых у Короны , но должны договариваться о доступе к поверхности и других правах на землю со своими соседями. В этой ситуации высока вероятность того, что некоторые проекты столкнутся с задержками из-за публичных слушаний - например, как это сделали Shell и другие претенденты на слушаниях в Кэролайн. В конце концов, среди тех, кто заинтересован в едином решении о землепользовании, могут быть производители нефти, общины аборигенов, землевладельцы, фермеры, владельцы ранчо, лесозаготовители, охотники, туристы, спортивные и экологические группы и другие. Многие конфликтующие интересы требуют разрешения.
Сейчас прогнозисты обычно предполагают, что добыча традиционного газа в западной Канаде достигла своего пика и будет продолжать снижаться. Разрыв между традиционным предложением и растущим спросом уже заполняется газом из таких разнообразных источников, как плотные пески; метан угольных пластов; а с января 2000 года - пограничные газы и жидкости из морского энергетического проекта Сейбл в Новой Шотландии . Другие вероятные будущие источники включают газ из дельты Маккензи и сжиженный природный газ из-за границы. Это предполагает более высокие будущие затраты и риски , а также более высокие цены на энергию в будущем .
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.
