Природный газ использовался в Канаде почти так же долго, как и сырая нефть , но его коммерческое освоение не было столь быстрым. Это связано с особыми свойствами этого энергетического товара : это газ , и он часто содержит примеси. Технические проблемы, связанные с его первой обработкой и последующей транспортировкой на рынок , поэтому значительны. Кроме того, затраты на строительство трубопровода делают все предприятие капиталоемким , требующим как денег , так и инженерного опыта и достаточно больших рынков, чтобы сделать бизнес прибыльным .
До тех пор, пока он не стал коммерчески выгодным, природный газ часто был неприятностью. Опасный в обращении и труднодоступный для рынка, первые нефтяники презирали его как плохого родственника его богатой родственницы сырой нефти . Хотя ранние процедуры переработки могли удалять воду, в 19 веке открытия были разработаны только в том случае, если потребители могли использовать газ так же, как он выходил из-под земли. Если газ требовал дальнейшей обработки или его нужно было транспортировать по трубопроводу на большое расстояние до рынка, производитель закрывал скважину. Факелы избавлялись от газа, поступающего из нефтяных скважин .
Переработка природного газа изменяет товар двумя критическими способами. Во-первых, она извлекает ценные побочные продукты; во-вторых, она делает природный газ пригодным для транспортировки в пункт коммерческой продажи и потребления. Благодаря использованию развивающихся технологий газоперерабатывающая промышленность каждой эпохи извлекает более высокие проценты более широкого спектра углеводородов и других коммерческих побочных продуктов, чем ее предшественники. Она также удаляет все более высокие проценты опасных и других нежелательных примесей. Устойчивый рост сделал природный газ крупной отраслью, с 180 кубическими километрами газа, поступающего с канадских месторождений на рынок, каждый год.
Часть серии статей о нефтяной промышленности Канады , эта запись фокусируется на второй из этих двух функций переработки газа - удалении примесей из газового потока - а не на извлечении жидких фракций природного газа , описанных в другом месте . Конечно, большинство крупных заводов выполняют обе функции, и у заводов нет другой конечной цели, кроме как быстро, безопасно и прибыльно превращать сырой газ в продукты для безопасной отправки (в основном по трубопроводу) на рынок. Обсуждение охватывает переработку газа как инженерный подвиг, критические разработки в области разведки и разработки и основы рынка .
Небольшая газовая промышленность в Центральной Канаде существовала уже несколько десятилетий, но самым значительным событием в ранней истории отрасли, вероятно, было бурение скважины около Медисин-Хат в 1890 году в поисках угля для железной дороги . Скважина обнаружила большой поток природного газа, и это побудило городских чиновников обратиться к Канадской Тихоокеанской железной дороге с целью бурения более глубокой скважины для добычи газа. В результате этого предприятия в 1904 году началось освоение газового месторождения Медисин-Хат. Сообщество воспользовалось природным ресурсом и стало первым городом в Западной Канаде с газовой коммунальной службой.
Газоснабжение в Калгари началось несколько позже, когда А. В. Дингман основал Calgary Natural Gas Company. Он пробурил успешную скважину в восточном Калгари, проложил трубу к площадке Calgary Brewing and Malting Company и начал поставлять газ на пивоварню 10 апреля 1910 года. Как и в Медисин-Хате, газопроводы вскоре стали обеспечивать бытовое топливо и уличное освещение.
Параллельно Юджин Кост , который был пионером в развитии газовой промышленности Онтарио, двинулся на запад. Он пробурил местную известную газовую скважину Old Glory около острова Боу, Альберта , в 1909 году. В 1912 году его Canadian Western Natural Gas Company построила 280-километровый трубопровод, соединивший месторождение острова Боу с Летбриджем и Калгари за 86 дней. [1] Он расширил предприятие Дингмана в Калгари, которое не могло удовлетворить растущие потребности города. К 1913 году несколько других городов на юге Альберты могли похвастаться обслуживанием природным газом из системы Canadian Western. Пионерское предприятие Косте обеспечивало топливом почти 7000 клиентов.
Как известно, в своем естественном состоянии кислый газ содержит сероводород (H 2 S), который может быть смертельным при вдыхании даже в малых концентрациях. (Более общий термин « кислый газ» относится к природному газу, содержащему любой кислый газ, например, диоксид углерода (CO 2 ).)
Процесс извлечения сероводорода из газового потока называется «очищением» газа. Компания Union Natural Gas Company of Canada (теперь Union Gas Ltd. ) из Чатем-Кента, Онтарио, построила первую в Канаде установку по очистке с помощью процесса Koppers в 1924 году в Порт-Алме, Онтарио, для очистки газа Tillbury. Сероводород — опасное вещество, которое при низких концентрациях имеет неприятный запах тухлых яиц. Этот запах раздражал клиентов Union и побудил ее построить завод в Порт-Алме. Он удалял сероводород, подвергая кислый газ воздействию растворенной кальцинированной соды. Хотя ранее этот процесс использовался для угольного газа, применение на заводе в Порт-Алме стало первым случаем очистки природного газа с помощью этого процесса.
Второй канадский завод по очистке серы появился годом позже в долине Тернер и использовал тот же процесс. Первый газ, обнаруженный в долине Тернер, был сладким, но открытие Royalite #4 в 1924 году, из более глубокого горизонта, было кислым. Royalite построил завод по очистке серы в долине Тернер, чтобы продавать свой газ компании Canadian Western Natural Gas для распределения.
Технология того времени не делала сероводород безвредным. Вместо этого производитель избавлялся от вещества, сжигая его и рассеивая побочные продукты в воздухе из двух высоких труб. Одним из химических результатов сжигания выбросов сероводорода был диоксид серы , еще один токсичный газ. Поскольку сероводород тяжелее воздуха, он оседал на землю, достаточно рассеиваясь, чтобы быть менее смертельным.
Сероводород всегда был в воздухе в небольших концентрациях. В долине Тернер почти каждый день стоял запах тухлых яиц.
Поскольку Альберта стала еще более крупным производителем нефти после открытия месторождения Ледюк , Совет по охране природы принял меры для предотвращения повторения отходов природного газа, столь распространенных в долине Тернер. Совет разработал широкую политику охраны природы природного газа. Он запретил добычу природного газа из газовой шапки нефтяного пласта до того, как нефть будет полностью добыта, и включил положения, направленные на сохранение природного газа, часто добываемого вместе с нефтью. По этой причине эти заводы стали называть «заводами по охране газа».
Первым из этих новых заводов был завод Imperial Leduc (иногда называемый Imperial Devon или Imperial Leduc ). Он очищал газ моноэтаноламином (MEA), а затем извлекал жидкие углеводороды путем охлаждения . Northwestern Utilities Limited покупала газ по цене 14,12 долл. за тысячу кубометров и распределяла его в Эдмонтоне . Грузовики перевозили пропан , бутан и « пентаны плюс » (канадский термин для более тяжелых газовых жидкостей) до 1954 года, когда три трубопровода начали транспортировать продукцию из Imperial Leduc в Эдмонтон. Когда рынки для пропана не находили, совет иногда давал разрешение на его сжигание.
Следующий важный завод, построенный в Канаде, появился в результате открытия в 1944 году месторождения влажного сернистого газа компанией Shell Oil в Джампинг-Паунде, к западу от Калгари . Калгари, Эксшоу (где был цементный завод) и Банф были потенциальными рынками для газа Джампинг-Паунда, но сернистый газ сначала требовал переработки и очистки от серы. Газовый завод начал работать в 1951 году.
Построенный в «калифорнийском стиле», с небольшим количеством зданий или других приспособлений для холодного климата, первоначальный завод Jumping Pound столкнулся с проблемами. В первую зиму конденсация воды и другие проблемы с холодной погодой привели к одному сбою в работе за другим. Когда наступила вторая зима, здания укрыли большую часть объектов. Shell Jumping Pound иногда называют «лабораторией кислого газа» Канады, поскольку большая часть раннего понимания отрасли переработки кислого газа пришла из опыта, полученного там. Это был первый в мире завод по производству серы, его серный блок был запущен в эксплуатацию в 1952 году. По этому показателю он немного опередил завод Madison Natural Gas, который начал добывать серу в долине Тернер в том же году.
С вводом в эксплуатацию в 1957 году газопроводов Westcoast и TransCanada для канадской газопереработки наступил новый и лучший день. Большая часть газа, который транспортировался по этим трубопроводам, нуждалась в переработке для соответствия спецификациям трубопроводных компаний. Соответственно, 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-Джона, Британская Колумбия , начал поставлять Westcoast Transmission Co. Ltd. Практика этого завода отличалась от той, что использовалась в Альберте, во многих отношениях. Например, хотя обычно требовалось обезвоживание , очистка от серы и переработка для жидких углеводородов, компании транспортировали природный газ с 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 предприятии, а не иметь отдельные газовые заводы в каждой крупной производственной зоне. При 10 миллионах кубических метров в день завод Тейлор имел возможность перерабатывать столько же природного газа, сколько все одиннадцать других газовых заводов, работающих в Канаде, вместе взятые. Завод также был самым северным в Канаде. Тщательно изолированные здания защищали перерабатывающие предприятия и позволяли им функционировать при температурах, типичных для более южного климата.
Огромный рост канадских перерабатывающих мощностей в конце 1950-х и начале 1960-х годов создал большие запасы природного газа, сжиженных нефтяных газов и серы . Рост поставок иногда создавал проблемы сбыта.
Продажа газовых жидкостей редко была затруднена из-за их готового использования в нефтепереработке. Нефтеперерабатывающие заводы также использовали бутан для смешивания. С другой стороны, пропан представлял собой проблему, поскольку доступные объемы значительно превышали спрос.
Компании приступили к расширению рынка с большим успехом. Фермеры и небольшие общины, не имеющие природного газа, перешли на него в качестве топлива для отопления домов . В начале 1960-х годов рынки сжиженных нефтяных газов быстро росли.
Компании ответили строительством «перекрестных» заводов. Эти объекты перекрывали газопроводы для извлечения дополнительных объемов газовых жидкостей из газового потока. Там, где это было экономически выгодно, полевые переработчики начали «глубокую резку» собственного газа, устанавливая установки, которые отбирали больше сжиженного нефтяного газа из газа посредством глубокого охлаждения. В начале 1970-х годов компании начали извлекать еще более легкий углеводород этан на некоторых перерабатывающих и перекрестных заводах. Этан стал сырьем для растущей нефтехимической промышленности Альберты , используемым в производстве этилена .
С медленного старта в 1952 году производство серы из газовой переработки росло лавинообразно, поскольку строительство заводов бурно развивалось в конце 1950-х и начале 1960-х годов. Новые жесткие правила, принятые правительством Альберты в 1960 году, заставили промышленность сократить выбросы таких соединений серы, как диоксид серы и сероводород.
С годами технология переработки сернистого газа неуклонно совершенствовалась. К 1970 году более строгие стандарты выбросов стали технически осуществимыми. Правительство Альберты объявило о новых, более жестких правилах в 1971 году. Улучшения в технологии извлечения серы и добавление установок очистки хвостового газа 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 в чуть более 7 миллионов тонн. Запасы ежегодно росли. К 1978 году 21 миллион тонн серы в больших желтых блоках усеивали сельскую местность Альберты. Эти запасы росли почти каждый год после 1952 года, и правительство и промышленность стали серьезно беспокоиться об излишках. Начиная с 1978 года, активные усилия по маркетингу серы сделали Канаду крупнейшим поставщиком для международной торговли. Продажи серы в целом превышали производство, и запасы на газовых заводах начали сокращаться.
Глядя на то, каким крупным, сложным и высокотехнологичным предприятием является канадская газопереработка сегодня, трудно представить себе проблемы, с которыми столкнулась отрасль по мере своего развития. Газопереработка развивалась как дополнение к строительству крупной системы газотранспортных трубопроводов , которая начала работать в конце 1950-х годов.
В 1980-х и 1990-х годах газовая промышленность столкнулась с новой серией проблем. По мере роста спроса на газ поставщики расширяли свои мощности, и вскоре образовался «газовый пузырь». Производимого газа было больше, чем требовали рынки. Хотя аналитики рынка регулярно предсказывали конец пузыря всего через несколько лет, пузырь отказывался лопаться. Некоторые называли его «газовой колбасой», поскольку он расширялся с течением времени. Ощущаемая проблема больших запасов газа, нависающих над рынком и сдерживающих цены, начала исчезать только в конце 1990-х годов.
Цены на сырую нефть падали в течение 1980-х годов, а поставки природного газа оставались обильными, поэтому потребители начали пользоваться двойным излишком. Отдельные лица, корпорации и правительства одинаково выискивали самые дешевые сырую нефть и природный газ, и спрос рос.
В середине 1980-х годов консервативные правительства в Вашингтоне, округ Колумбия , Оттаве и Эдмонтоне переместили свои нефтяные секторы в сторону дерегулирования. Открытие рынка для конкуренции добавило избытка газа и снизило цены на газ. Поставщики по всему континенту начали искать новых клиентов, чтобы компенсировать объемами продаж то, что они не могли заработать на низких ценах на газ. Но газопроводы, построенные десятилетия назад, имели мало избыточных мощностей .
Дебаты о втором газопроводе из Альберты в Калифорнию послужили хорошим примером изменения ценностей в этот период. Десятилетиями потребители Калифорнии выступали против конкурирующих трубопроводов из-за страха платить более высокие цены на газ для покрытия расходов на строительство трубопровода. Дерегулирование сделало трубопроводные компании обычными перевозчиками , так что любой производитель или продавец мог купить место на трубопроводе для транспортировки своего газа. Прошли те времена, когда трубопроводная компания транспортировала газ, а также продавала его.
Когда дерегулирование положило конец вертикально интегрированным поставкам и маркетингу газа, регионы-потребители начали кричать о дополнительных мощностях трубопроводов. В Альберте, на полконтинента дальше 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 поддержали идею открыть всем претендентам гонку за строительство трубопроводов. Конкуренция между операторами, поставляющими газ на рынок, а не государственное регулирование, должна была поддерживать разумные затраты на транспортировку в новых условиях.
По мере распространения проектов трубопроводов производители природного газа искали новые рынки для своего недорогого и, по-видимому, обильного продукта. Производство электроэнергии с использованием газа стало растущей отраслью. Поскольку угольные , гидроэлектростанции и атомные электростанции подвергались атакам по экологическим причинам, газ выступил в качестве чистой альтернативы. Компании организовали трубопроводы для транспортировки природного газа, нашли рынки сбыта 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 непосредственные потребности всего за часть стоимости крупных атомных, гидроэлектростанций или угольных объектов. Хотя их доля на рынке сократилась бы, если бы цены на газ выросли, эти гениальные проекты заполнили важную рыночную нишу в течение длительного периода избытка газа.
Потребность в больших поставках природного газа для удовлетворения растущих рынков создала необходимость в большем количестве газоперерабатывающих предприятий. Промышленность отреагировала разработкой новых месторождений в сельской местности на западе. Иногда это приводило к трагедии, как в случае второго выброса на месторождении Lodgepole компании Amoco Canada .
В 1982 году около Лоджпола, Альберта , компания Amoco бурила скважину для добычи сернистого газа , которая дала сильный выброс. Особенно потому, что компания пережила серьезный выброс на том же газовом месторождении пятью годами ранее, регулирующее и общественное осуждение было интенсивным. Большая часть общественного возмущения произошла из-за того, что в некоторые дни запах тухлых яиц сероводорода (H 2 S) в газе можно было почувствовать [ кем? ] даже в Виннипеге , почти в 1500 километрах. [ нужна цитата ]
В этом впечатляющем [ почему? ] событии сернистый газ выходил со скоростью 4,2 миллиона кубических метров (150 миллионов кубических футов) в день. Содержание H 2 S в газе составляло 28 процентов, и скважина также производила 3200 кубических метров в день (20 тысяч баррелей в день) сернистого конденсата оранжевого цвета . Скважина была неконтролируемой в течение 68 дней, в течение 23 из которых скважина не поджигалась. За это время H 2 S из выброса убил двух специалистов по выбросам и отправил 16 других человек в больницу. Сегодня [ когда? ] операторы обязаны быстро поджигать скважину в случае крупного выброса сернистого газа. Это устраняет опасность высокотоксичного H 2 S в воздухе. [ нужна цитата ]
Когда команда подожгла скважину, пожар уничтожил буровую установку Nabors 14E (стоимостью около 8 миллионов долларов) за девять минут; он также сжег 1,6 км 2 (400 акров) леса. Прямые затраты Amoco на то, чтобы взять скважину под контроль, составили приблизительно 20 миллионов долларов. Огромные [ количество ] объемы природного газа, газовых сжижений и серы были потрачены впустую в результате катастрофы. Это означало потерю энергии потребителями, потерю доходов компанией и потерю роялти и налогов правительством. Согласно отчету [ какой? ], заказанному Советом по сохранению энергетических ресурсов Альберты , эти и другие прямые затраты составили около 200 миллионов долларов. [ нужна цитата ]
Инцидент породил поколение правил безопасности , которые требуют от отрасли обозначать опасные объекты бурения как «критические скважины» и использовать сложные меры предосторожности на месте бурения. Новые правила налагают гораздо более строгие процедуры бурения на критических скважинах, требуют специальных мер безопасности на буровом и другом оборудовании и заставляют компании разрабатывать подробные планы реагирования на чрезвычайные ситуации перед началом бурения. В совокупности эти дополнительные расходы могут составлять от 250 000 до 500 000 долларов США для одной глубокой скважины с кислым газом. Таким образом, косвенные расходы на выброс, вероятно, составили порядка 1 миллиарда долларов США. [ по чьим данным? ]
Позже в этом десятилетии многие крупные компании начали пересматривать свои существующие земельные владения, ища открытия, которые ускользнули от более ранней разведки. Это была отчасти идея экономии денег - необходимая, поскольку цены на газ и нефть падали на протяжении большей части десятилетия.
Одной из находок такой программы стало открытие месторождения сернистого газа в деревне Кэролайн, Альберта , в юго-центральной части провинции Альберта, в середине 1980-х годов. Это открытие вывело отрасль в новую эру. Из-за затрат и опасностей, связанных с разработкой сернистого газа, производители в прошлом часто закрывали эти месторождения. В случае с Кэролайн это было немыслимо.
Как крупнейшее канадское газовое открытие с 1970-х годов и самый богатый газовый проект когда-либо, месторождение Caroline, эксплуатируемое Shell, выделялось как ресурсная жемчужина стоимостью 10 миллиардов долларов. Хотя оно классифицировалось как газовое месторождение , в условиях низких цен того времени сера, жидкости и другие побочные продукты из газа обещали превзойти стоимость самого природного газа.
Однако это открытие оказалось сложным, экологически чувствительным и экономически сложным. Процесс планирования и рассмотрения длился с 1986 по 1990 год и установил новый стандарт для участия и консультаций с общественностью. Две компании, Shell и Husky , конкурировали за право эксплуатации месторождения. Публичные слушания по разработке вынудили корпорации конкурировать за право разрабатывать ресурс на новых условиях.
Фермеры, владельцы земель и другие заинтересованные стороны быстро выразили свои опасения. Конкурирующие корпорации должны были отреагировать на эти опасения, поэтому опыт Каролины сделал общественные консультации неотъемлемой частью планирования. Теории устойчивого развития подверглись пристальному изучению, как и все аспекты системы переработки газа. Когда они осознали, что общественные консультации стали критически важными для выигрышной заявки, 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 некоторые примеси из газового потока, газовый сектор созрел и стал важной частью нефтяной промышленности и экономики в целом. Газ перемещался по североамериканскому континенту в беспрецедентных объемах. Он был и остается экологически желательным топливом, а переработка газа является служанкой продаж природного газа.
Хотя Канада является одним из трех крупнейших мировых производителей газа (два других — Россия и США), она не располагает многими из крупнейших в мире газовых месторождений , которые в настоящее время находятся в разработке. Однако несколько крупных месторождений еще не находятся в разработке, особенно огромные ресурсы в арктическом регионе.
В начале 2000 года, когда Murphy Oil , Apache (теперь APA Corporation ) и Beau Canada объявили об открытии газового месторождения Ladyfern Slave Point в отдаленном районе северо-восточной части Британской Колумбии, их достижение, казалось, возвещало о новой эре успешной разведки. Когда слухи о крупном открытии просочились, многие из значительных игроков отрасли вскочили на подножку. Последовал ажиотаж по покупке земли, бурению и строительству трубопроводов. Чуть больше чем за год добыча на новых месторождениях выросла до более чем 700 миллионов кубических футов (20 000 000 м 3 ) в день — и это из района, доступного только в холодные зимние месяцы.
В любой данной области свободно текущий, движимый плавучестью природный газ представляет собой очень малую часть имеющихся ресурсов природного газа. [2] Нетрадиционный газ представляет собой, возможно, в сотни раз больше ресурсов природного газа, чем существует для обычного газа. Он поступает из пяти основных источников:
В 1985 году добыча нетрадиционного газа получила импульс, когда Соединенные Штаты ввели стимулы для поощрения разработки энергетических альтернатив. Этот стимул продвинул техническое понимание самих ресурсов и способов их разработки. Канада выиграла от этого, узнав новые способы эксплуатации своих собственных нетрадиционных ресурсов .
Существование этих ресурсов привело к самоуспокоенности потребителей, которые все еще полагают, что им всегда будут поставлять газ по «доступным» ценам. Разработка этих ресурсов может оказать существенное воздействие на окружающую среду за счет более близкого расположения скважин, более интенсивной инфраструктуры, дополнительного шума от сжатия, проблем с утилизацией воды, проблем NIMBY и других факторов. В последние годы изменения в технологии добычи (в частности, горизонтальное бурение и более совершенные системы гидроразрыва пласта или «фрекинг») 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 полезные ископаемые у Короны , но должны договариваться о доступе к поверхности и других правах на землю со своими соседями. В этой среде высоки шансы, что некоторые проекты столкнутся с задержками в результате публичных слушаний - например, как это произошло с Shell и другими претендентами на слушаниях в Каролине. В конце концов, те, кто заинтересован в едином решении по землепользованию , могут включать производителей нефти, общины аборигенов, землевладельцев, фермеров, владельцев ранчо, лесорубов, охотников, кемпингеров, спортивные и экологические группы и других. Необходимо разрешить множество конфликтующих интересов.
Прогнозисты теперь обычно предполагают, что добыча обычного газа в западной Канаде достигла пика и продолжит снижаться. Разрывы между традиционным предложением и растущим спросом уже заполняются газом из таких разнообразных источников, как плотные пески; метан угольных пластов; и с января 2000 года пограничный газ и жидкости из проекта Sable Offshore Energy Project в Новой Шотландии . Другие вероятные будущие источники включают газ из дельты Маккензи и сжиженный природный газ из-за рубежа. Это предполагает более высокие будущие затраты и риски , а также более высокую цену на будущую энергию .
Один кубический метр нефти = 6,29 барреля. Один кубический метр природного газа = 35,49 кубических футов. Один килопаскаль = 1% атмосферного давления (вблизи уровня моря).
Канадская мера измерения нефти, кубический метр, уникальна в мире. Она метрическая в том смысле, что использует метры, но основана на объеме, так что канадские единицы можно легко преобразовать в баррели . В остальном метрическом мире стандартом измерения нефти является тонна . Преимущество последней меры в том, что она отражает качество нефти. В целом, нефть более низкого сорта тяжелее.
