La industria canadiense de líquidos de gas natural se remonta al descubrimiento de gas natural húmedo en Turner Valley, Alberta en 1914. El gas era menos importante que la gasolina natural ("gas skunk", se le llamaba por su olor distintivo) que los primeros productores extraían de eso. Ese líquido de gas natural (LGN) podría verterse directamente en el tanque de combustible de un automóvil.
A medida que la industria del gas natural creció con la construcción de gasoductos en la década de 1950, muchas empresas - Imperial , British American (B / A; luego Gulf Canada ) y Shell , por ejemplo - construyeron plantas en Alberta para procesar gas natural recién descubierto para poder fabricarlo. oleoducto listo. Muchas de estas plantas extraían LGN del gas natural como parte del procesamiento del gas natural .
Sin embargo, para que los LGN se convirtieran en un negocio importante, se necesitaron los esfuerzos de grandes e imaginativos actores, además del desarrollo de un suministro de gas mucho mayor del que extraer estos hidrocarburos ligeros . Las condiciones eran adecuadas en la década de 1960, y las dos empresas que aprovecharon la oportunidad fueron Amoco Corporation y Dome Petroleum , ninguna de las cuales ya existe. Amoco se hizo cargo de Dome después de que la empresa se declarara en quiebra en 1988, y BP se hizo cargo de Amoco en una fusión amistosa diez años después. Aquí está la historia de cómo esas dos empresas desarrollaron componentes clave de la infraestructura para esta industria de nicho vital.
La sede de Amoco Corporation estaba en Chicago , porque esa ciudad está cerca de Whiting, Indiana . Whiting fue el hogar de la refinería de petróleo más grande de Amoco (y una de las más grandes del mundo). En funcionamiento desde 1890, Whiting refinaba originalmente petróleo crudo amargo del vecino estado de Ohio. Y fue el activo individual más importante de Standard of Indiana (Amoco) después de que la Corte Suprema de Estados Unidos ordenó la disolución de Standard Oil Trust . En sus primeros años, Amoco era principalmente un refinador y un comercializador de productos refinados para los mercados en expansión del Medio Oeste. Whiting proporcionaba productos que podían comercializarse desde Chicago, una ciudad que era en sí misma un gran mercado de productos derivados del petróleo .
Para 1970, Amoco se había convertido en una de las corporaciones petroleras integradas más grandes del mundo a través de adquisiciones y crecimiento interno. Además de ser una refinería y distribuidora a gran escala de productos refinados, fue una fuerza poderosa en petroquímicos , exploración y producción de petróleo y gas, oleoductos y en la comercialización de petróleo crudo , gas natural y líquidos de gas natural (LGN).
La corporación estaba creciendo a nivel mundial, pero estaba muy centrada en América del Norte . Y aunque su actividad de petróleo y gas se concentró en el suroeste de EE. UU. Y en el oeste de Canadá, su presencia comercial fue más fuerte en el centro de América . Desde su base en Chicago, la corporación contaba con una inteligencia incomparable sobre la demanda de hidrocarburos en el Medio Oeste de Estados Unidos .
Extracción de líquidos en Turner Valley
Entre 1924 y 1927, Royalite operó dos instalaciones de procesamiento de gas una al lado de la otra en Turner Valley: la planta de edulcoración y la planta de líquidos.
La planta de extracción de líquidos cerró en 1927 y volvió a abrir en 1933 después de que la empresa renovara la instalación. La nueva planta utilizó la absorción de "aceite magro", un proceso que obligaba al gas crudo a entrar en contacto con el aceite magro en cadenas de tapas de burbujas de acero. La mejora del medio de absorción y el contacto entre el gas y el aceite produjo tasas de recuperación de líquidos sustancialmente más altas. La nueva planta tuvo tanto éxito que otras empresas construyeron dos plantas similares en Turner Valley y Royalite construyó una segunda planta para manejar su producción desde el extremo sur del campo. Gas and Oil Products Ltd. construyó una planta similar en Hartell en 1934 y British American (BA) abrió una en Longview en 1936.
Una vez que la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta comenzó a operar en 1938, las plantas de BA y Gas and Oil Products Limited tuvieron que cambiar sus operaciones de manera significativa. Solo Royalite tenía un mercado para sus residuos de gas despojado de líquidos en el sistema de distribución de gas natural occidental de Canadá . Las otras dos plantas incendiaron o quemaron la mayor parte de su gas residual hasta que la junta dictaminó que solo se podían producir pozos conectados a un mercado, deteniendo la práctica. Dado que la regla se aplicaba sólo a los pozos que llegaban al casquete de gas suprayacente del depósito de petróleo , las plantas Hartell y Longview permanecieron en funcionamiento procesando gas de solución o gas disuelto en petróleo de los pozos del Valle.
Sinergias Amoco / Dome
Como ilustra la historia de Turner Valley, la extracción de líquidos de gas natural se remonta a los primeros años de la industria. Sin embargo, el desarrollo de asociaciones entre la gran compañía petrolera estadounidense Amoco y la joven y dinámica Dome Petroleum para crear una sofisticada infraestructura de líquidos en el oeste de Canadá .
Con sede en Calgary , el grupo de comercialización de líquidos de Amoco Canadá tuvo una gran independencia en los primeros años. Sin embargo, fueron posibles muchas sinergias gracias a la cooperación entre Chicago y Calgary. Igualmente importante, Amoco y Dome Petroleum formaron una serie de asociaciones estratégicas en el negocio de líquidos durante la década de 1960. Tan extensas eran esas asociaciones que, cuando Dome salió a la calle en 1986, era inevitable que Amoco fuera un pretendiente agresivo.
El negocio de líquidos de Alberta se remonta al desarrollo del campo Pembina, cuando Goliad Oil and Gas , con sede en Dallas, recibió los derechos para recuperar el gas de solución del campo. También conocido como "gas de cabeza de revestimiento" o "gas asociado", el gas de solución se disuelve en el petróleo del yacimiento a presiones subterráneas. Liberado bajo presiones relativamente bajas en la superficie de la Tierra , generalmente incluye líquidos de gas natural. A menudo, como en Pembina, estos pueden extraerse de forma rentable. Mientras Goliad recibió el gas de Pembina, los líquidos separados fueron devueltos a los productores.
Aproximadamente al mismo tiempo, Dome desarrolló un negocio de recolección de gas de solución basado en campos petrolíferos alrededor de Steelman, Saskatchewan . Y en Alberta, plantas como la de Whitecourt comenzaron a procesar gas rico en líquidos en 1961. Amoco comenzó a planificar esta planta de gas en 1957, ya que los descubrimientos locales de gas dejaron en claro que era necesaria una nueva planta importante. Cuando entró en producción, West Whitecourt rápidamente comenzó a presumir de los mayores volúmenes de producción de condensado en Canadá: 13.000 barriles por día (2.100 m 3 / d). Y a partir de ahí, los volúmenes subieron. Desde entonces, las plantas más grandes han hecho que los registros de 1962 parezcan pequeños. Sin embargo, esta planta fue pionera en la industria.
Extracción de LGN
Separados de una corriente de gas, los LGN son un lote indiferenciado de hidrocarburos ligeros : etano , propano , butano y condensado . Separarlos en productos individuales más valiosos requiere instalaciones de fraccionamiento. Las torres de fraccionamiento separan una corriente de materia prima mixta de LGN en productos de condensado, propano, butano y etano de grado de especificación.
La destilación es el proceso que se utiliza para fraccionar los LGN. Los diferentes componentes de una mezcla de líquidos se evaporan a diferentes temperaturas. Así, cuando se aplica calor a una corriente de producto que entra en una torre de fraccionamiento, los componentes más ligeros se evaporan y se mueven hacia la parte superior de la torre; los componentes más pesados caen al fondo. La cantidad de calor aplicada a la infusión depende de qué componente se separa para la venta al cliente.
El producto más liviano que sale de la parte superior de la torre en forma de vapor , llamado producto de arriba, se enfría luego para que se condense nuevamente en un líquido. Para lograr una separación completa, se procesa una corriente de producto a través de una serie de torres. El producto "Spec" o de alta calidad se saca de la parte superior de una torre y el producto inferior se convierte en la materia prima para la siguiente torre.
A mediados de la década de 1960, solo había dos instalaciones de fraccionamiento en Alberta. Una era una planta en Devon, Alberta , propiedad de Imperial Oil. Esa planta procesaba líquidos de Leduc, Redwater y otros campos operados por Imperial. Posteriormente, también procesó líquidos de Swan Hills , un campo de gas húmedo operado por otras empresas. Además, en 1964 Imperial construyó otra planta para la extracción de soluciones de gas / líquidos para dar servicio a Judy Creek, Swan Hills y otros campos.
Originalmente, Hudson's Bay Oil and Gas Company había solicitado construir, operar y poseer esa planta. Imperial luego hizo una propuesta propia. Amoco y British American intervinieron en una audiencia de la Junta de Conservación de Petróleo y Gas con una propuesta que daría a todos los operadores una parte de la planta. Bajo la presión del plan Amoco / BA, Imperial modificó su propuesta y se adjudicó el proyecto. Como resultado de la intervención Amoco / BA, Imperial se convirtió en operador, pero Amoco y los demás productores eran socios.
Debido a que Amoco pronto comenzaría a recibir sus considerables líquidos de Swan Hills en especie, la necesidad de encontrar formas de obtener un valor óptimo de estos líquidos era clara. Los mercados del oeste de Canadá no pudieron absorber los grandes y crecientes volúmenes de líquidos que producía Alberta. Sin embargo, los mercados del centro de Canadá y el medio oeste de EE . UU . Podrían hacerlo . Trabajando con Chicago, Amoco Canadá comenzó a desarrollar una estrategia de marketing, una parte fundamental de la cual sería el sistema de entrega.
Plantas de reciclaje
Las plantas de reciclaje como las de Kaybob, West Whitecourt y Crossfield producían gas rico en líquidos a partir de depósitos de "condensación retrógrada". Quitaron el condensado y los líquidos del gas natural y el azufre (que alternativamente almacenaron en bloques o vendieron, según la demanda y el precio), luego volvieron a inyectar el gas seco para ciclar el reservorio para capturar más líquidos. Por lo general, estas plantas necesitaban gas de relleno para reemplazar el volumen de los líquidos extraídos que provenían de otros depósitos. En el caso de West Whitecourt, también procesaron gas seco pero ácido del campo Pine Creek (cerca de Edson) como fuente de gas de compensación. En el caso de Crossfield, el gas rico en líquidos provino de la zona Wabamun D-1 y el gas auxiliar de la zona ascendente de Elkton. La mayoría de estas plantas se construyeron en los días de contratos a largo plazo de 16 centavos de TransCanada PipeLine cuando la Junta Nacional de Energía requirió 25 años de reservas en el suelo para obtener un permiso de exportación (de Canadá). Lo que impulsó la economía de este procedimiento no fue la producción de gas, sino los líquidos que podían recuperarse y venderse como parte de la mezcla de crudo.
Asociación Dome-Amoco
Dome había construido la otra planta de fraccionamiento, conocida como Planta de Gas Líquido de Edmonton, en 1962. Como Amoco hizo planes para construir líquidos como negocio, en 1967 la compañía compró la mitad de la participación en esta instalación. Este acuerdo fue el comienzo de una serie de acuerdos relacionados con líquidos que pronto verían a Amoco y Dome asociarse para convertirse en los principales actores del negocio NGL de Canadá.
Pronto siguió otra empresa conjunta Amoco / Dome. A finales de los años 60, Alberta y Southern Gas Company comenzaron a construir una planta más grande en Cochrane , una pequeña ciudad al oeste de Calgary. En el lenguaje de la industria, se trataba de una planta pórtico. Otro paso en el desarrollo del sistema de líquidos Amoco / Dome fue la construcción de Dome, en 1976, de la planta de extracción de etano de Edmonton. Esta planta de pórtico reemplazó una instalación anterior.
Las plantas transversales extraen etano y líquidos más pesados de la corriente de gas, devolviendo gas más seco (ahora casi en su totalidad metano) a la tubería. Los líquidos tienen un precio más alto (en relación con su contenido de energía o BTU) porque tienen usos distintos a los hornos de combustión, como aditivos de gasolina y materias primas petroquímicas , por ejemplo.
Mientras la construcción de la planta estaba en marcha, Dome y Amoco construyeron un oleoducto de 320 kilómetros desde Cochrane a Edmonton (la línea Co-Ed), con Dome como operador. Esta línea alimentó líquidos a la nueva terminal de líquidos de Fort Saskatchewan de Dome / Amoco y ayudó a la empresa a desarrollar su experiencia en operaciones de oleoductos. Otras líneas operadas por Dome y Amoco pronto entregaron LGN a la planta de Fort Saskatchewan.
Construido a principios de la década de 1970, Fort Saskatchewan complementó la planta de gas líquido de Edmonton. La clave del éxito de la planta fue la existencia subterránea de grandes formaciones de sal. El operador pudo disolver ("lavar") enormes cavernas de almacenamiento en estas formaciones. Esas cavernas proporcionaron grandes volúmenes de capacidad de inventario segura y económica para la planta. Tener capacidad de almacenamiento para LGN permitió a la empresa comprar y almacenar excedentes de LGN durante todo el año, incluidos los momentos en que los mercados estaban flojos y los precios caían a mínimos estacionales.
La planta operada por Dome se convirtió rápidamente en un centro del negocio de líquidos del oeste de Canadá. La razón es que Amoco y Dome crearon una asociación para hacer algo que nunca antes se había intentado, en ningún lugar. Usando Fort Saskatchewan como punto de parada, dosificaron líquidos de gas natural a través del oleoducto de Interprovincial hasta Sarnia . En 1980, la asociación agregó instalaciones de fraccionamiento en Fort Saskatchewan.
El impacto de este arreglo en la economía del transporte de grandes volúmenes de LGN fue considerable. Enviar propano a esa distancia por ferrocarril en ese momento costaba entre $ 3.50 y $ 4.20 por barril. El procesamiento por lotes del material a través de las instalaciones de Amoco / Dome e IPL redujo los costos de transporte a aproximadamente $ 1 por barril.
Sarnia
Los gases licuados de petróleo (o GLP, otro nombre para el propano y el butano) deben estar contenidos muy por encima de la presión atmosférica para permanecer en forma líquida. Por lo tanto, los socios tuvieron que construir instalaciones especiales de "ruptura" en Superior, Wisconsin , para permitir que esta operación funcionara. También tuvieron que construir instalaciones de recepción de lotes, almacenamiento y una planta de fraccionamiento en Sarnia. Esa planta entró en funcionamiento en 1970.
Sarnia fue elegida por varias razones. Lo más importante, por supuesto, es el término de las líneas principales de los oleoductos interprovinciales . La ciudad en sí es una gran parte del mercado del petróleo del centro de Canadá . Cerca del descubrimiento de Oil Springs en 1857, Sarnia se convirtió en un centro de refinación durante el auge petrolero de Ontario en el siglo XIX y en un centro petroquímico durante la Segunda Guerra Mundial. Sarnia tiene formaciones de sal subterráneas como las de Fort Saskatchewan. Las cavernas lavadas en esas formaciones se utilizaron para recibir LGN de IPL y para almacenar productos de grado de especificación para satisfacer la demanda estacional.
Desde la planta de Sarnia, Amoco y Dome podrían cumplir con los requisitos regionales de líquidos por ferrocarril, agua y enlaces por carretera con el centro de Canadá y el medio oeste de EE. UU. También, por supuesto, se construyeron oleoductos hasta plantas petroquímicas locales . Por lo tanto, Sarnia tenía la infraestructura esencial para una operación de marketing exitosa.
Inicialmente, la planta era pequeña. La capacidad diaria fue de 17.500 barriles (2.780 m 3 ) de gases licuados de petróleo (propano y butano) y 12.500 barriles (1.990 m 3 ) de condensado y crudo. Sin embargo, creció rápidamente: pronto se agregaron cavernas de almacenamiento de sal y una expansión en 1974 de la planta de fraccionamiento aumentó la capacidad de procesamiento de LGN a casi 50,000 barriles por día (7,900 m 3 / d).
El crecimiento inicial del negocio de líquidos de Amoco fue asombroso. En 1970, la producción de LGN de Amoco Canadá había alcanzado los 25.000 barriles por día (4.000 m 3 / d). Las operaciones de líquidos de Amoco Corporation en América del Norte procesaron 2.900 millones de pies cúbicos (82.000.000 m 3 ) de gas por día para producir 105.000 barriles (16.700 m 3 ) de líquidos. Esos volúmenes representaron alrededor del 4 por ciento de la capacidad de procesamiento de gas de América del Norte, el 5 por ciento de la capacidad de líquidos del continente.
Mientras Amoco se preparaba para aumentar su participación en el mercado de líquidos en el Medio Oeste, su subsidiaria estadounidense de líquidos, por su nombre Tuloma Gas Products, trasladó la sede de Tulsa a Chicago. Claramente, el negocio crecerá a través de la asociación entre Calgary y Chicago.
Emperatriz
Durante este período inicial de crecimiento, Dome propuso construir una planta de recuperación de líquidos - en efecto, una planta de pórtico muy grande - en Empress, Alberta , punto de entrega a la línea de transmisión TransCanada . La planta Empress se encuentra justo dentro de la frontera de Alberta / Saskatchewan. Esto se debe a razones relacionadas tanto con la política como con la infraestructura . Políticamente, Alberta quería que se agregara valor dentro de las fronteras provinciales. Igual de importante, tenía sentido extraer líquidos antes de enviar el gas seco que quedaba (metano sin adulterar) al mercado de exportación.
Durante las investigaciones sobre las exportaciones de gas natural en la década de 1950, el ERCB recomendó la creación de un sistema de recolección de gas natural en toda la provincia. El pensamiento detrás de esta idea era doble: primero, sería más eficiente desarrollar un único sistema de recolección que dejar que los sistemas de recolección evolucionen poco a poco. En segundo lugar, tal sistema eliminaría la posibilidad de una regulación federal del gas dentro de la provincia. Alberta estaba celosa del control que tanto le costó ganar sobre los recursos naturales y vio el transporte de gas dentro de la provincia como un aspecto de la gestión de recursos . La provincia también era muy consciente del potencial del gas natural y sus productos para el desarrollo industrial provincial.
En consecuencia, Alberta aprobó la Ley de líneas troncales de gas de Alberta. La línea troncal de gas de Alberta (más tarde conocida como División de Transmisión de Gas de NOVA Corporation ) recolectaría gas dentro de la provincia, entregando el producto a TransCanada PipeLines regulado federalmente y otros ductos de exportación justo dentro de la frontera de Alberta. Empress era el sitio en el que TransCanada PipeLines recibiría gas para su entrega a los mercados del este.
Pacific Petroleums (adquirida por Petro-Canada ) ya había construido una planta pórtico en Empress para extraer líquidos, por lo que la idea de Dome no era nueva. Sin embargo, Dome construyó allí una instalación mucho más grande. La instalación se construyó en un parche de pradera calva a principios de la década de 1970. Los propietarios eran Dome y una subsidiaria de TransCanada, que luego vendió su participación a PanCanadian Petroleums .
Los LGN recuperados en la nueva planta de Empress debían transportarse al mercado, y los mercados más grandes seguían estando en el medio oeste de EE. UU. Así que Dome construyó instalaciones de inyección en las cercanías de Kerrobert, Saskatchewan. Esas instalaciones permitieron a Dome inyectar líquidos adicionales en los lotes que fluían desde Fort Saskatchewan a través del Oleoducto Interprovincial.
Al mismo tiempo, el equipo de Dow Chemicals , Nova y Dome crearon el Proyecto Alberta Ethane. Este plan era esencialmente un plan de $ 1.5 mil millones para la creación de un negocio de petroquímicos en Alberta basado en líquidos de gas natural, especialmente etano . Y el plan adquirió vida política propia, ya que ofrecía la oportunidad de fabricar productos de valor agregado en Alberta para la exportación. El gobierno provincial estaba de pie detrás de él.
Otros componentes
El plan constaba de cuatro componentes. Las plantas transversales de Empress fueron las primeras. El segundo era un complejo petroquímico en Joffre - entonces un pueblo cerca de la ciudad de Red Deer - para convertir etano en etileno como materia prima petroquímica . Esto formaría la base para un centro de fabricación de petroquímicos. Ese centro creció dramáticamente durante las décadas siguientes. A fines de la década de 1990, operaban allí diez plantas petroquímicas a gran escala.
Un tercer componente fue el Sistema de recolección de etano de Alberta (AEGS) que distribuiría etano desde las plantas transversales de Alberta a las cavernas de almacenamiento en Fort Saskatchewan. Este sistema incluiría una conexión reversible al complejo petroquímico de Joffre. Además, un tramo del gasoducto AEGS conectaría Empress, que pronto se convertiría en el centro de procesamiento de gas más grande del mundo.
El cuarto componente era el oleoducto Cochin, que enviaría etileno de Alberta a Sarnia y también exportaría etano y propano a EE. UU. El oleoducto de LGN más largo del mundo entró en funcionamiento en 1978. Amoco tuvo la oportunidad de participar en esta empresa, pero decidió no hacerlo. (Hay una ironía en esto, ya que Amoco se convirtió en operador tanto del oleoducto Cochin como de Empress después de la adquisición de Dome).
Para completar el panorama del negocio canadiense de líquidos, vale la pena señalar que en 1977 Amoco y Dome compraron los activos canadienses de Goliad Oil and Gas Company. Esto aumentó el suministro de líquidos disponibles para Amoco en unos 1.800 barriles por día (290 m 3 / d). Pero esta adquisición también tuvo una importancia simbólica, ya que Goliad tuvo un papel clave en los primeros negocios de líquidos.
Aunque no está relacionado principalmente con el negocio de líquidos, la fusión con Dome trajo a Amoco otro gran sistema de transporte. El oleoducto Rangeland, que fue desarrollado originalmente por Hudson Bay Oil and Gas , en 1998 movía alrededor de 130.000 barriles (21.000 m 3 ) de petróleo por día. Debido a que la empresa había desarrollado experiencia en oleoductos principalmente a través del negocio de líquidos, la organización de líquidos de Amoco operaba la línea.
Si bien Amoco y Dome fueron los principales actores en el desarrollo de la industria de líquidos de Canadá, ninguna de las dos empresas descuidó las operaciones de exploración, desarrollo y producción. Ambas empresas ayudaron a ser pioneras en la exploración y producción convencionales en el oeste de Canadá durante las décadas de 1950 y 1960. Y a partir de la década de 1960, también fueron pioneros en las fronteras geográficas de Canadá y en las arenas petrolíferas y el desarrollo de petróleo pesado .
Conversiones métricas
- Un metro cúbico de petróleo = 6.29 barriles.
- Un metro cúbico de gas natural = 35,49 pies cúbicos.
- Un kilopascal = 1% de la presión atmosférica (cerca del nivel del mar).
La medida de petróleo de Canadá, el metro cúbico, es única en el mundo. Es métrico en el sentido de que utiliza metros, pero se basa en el volumen para que las unidades canadienses se puedan convertir fácilmente en barriles. En el resto del mundo métrico, el estándar para medir el petróleo es la tonelada métrica . La ventaja de esta última medida es que refleja la calidad del aceite. En general, los aceites de menor grado son más pesados.
Ver también
- Política energética de Canadá
Referencias
- Peter McKenzie-Brown; Gordon Jaremko; David Finch (15 de noviembre de 1993). La gran era del petróleo: la industria del petróleo en Canadá . Detselig Enterprise. ISBN 978-1-55059-072-2.
- Peter McKenzie-Brown (1998). La riqueza del descubrimiento: los primeros 50 años de Amoco en Canadá . Amoco Canadá. ISBN 0-9684022-0-8.
- Robert Bott, Our Petroleum Challenge: Sustainability into the 21st Century , Centro Canadiense de Información Energética, Calgary; Séptima edición, 2004
enlaces externos
- Centro Canadiense de Información Energética