Za razliku od prirodnog plina, pridruženi naftni plin Osim metana i etana, sadrži veliki udio propana, butana i para težih ugljikovodika. Mnogi pridruženi plinovi, ovisno o području, također sadrže neugljikovodične komponente: sumporovodik i merkaptane, ugljikov dioksid, dušik, helij i argon.

Kada se otvore naftni rezervoari, plin iz uljnih čepova obično prvi počinje izbijati. Nakon toga, glavni dio proizvedenog pratećeg plina sastoji se od plinova otopljenih u nafti. Plin iz plinskih kapa, ili slobodni plin, je “lakši” po sastavu (s manjim sadržajem teških ugljikovodičnih plinova) za razliku od plina otopljenog u nafti. dakle, početne faze razvoj polja obično karakterizira velika godišnja proizvodnja pratećeg naftnog plina s većim udjelom metana u sastavu. Dugotrajnom eksploatacijom polja smanjuje se proizvodnja pratećeg naftnog plina, a veliki udio plina otpada na teške komponente.

Utiskivanje u podzemlje radi povećanja tlaka u ležištu, a time i učinkovitosti proizvodnje nafte. Međutim, u Rusiji se, za razliku od niza stranih zemalja, ova metoda, uz rijetke iznimke, ne koristi, jer je to vrlo skup proces.

Koristiti lokalno za proizvodnju električne energije za potrebe naftnih polja.

Kada se ispuštaju značajne i stabilne količine pratećeg naftnog plina - koristiti kao gorivo u velikim elektranama ili za daljnju preradu.

Većina učinkovit način iskorištavanje pratećeg naftnog plina - njegova prerada u postrojenjima za preradu plina u proizvodnju suhog otkopanog plina (DSG), široke frakcije lakih ugljikovodika (NGL), ukapljenih plinova (UNP) i stabilnog benzina (SGG).

Velika konzultantska tvrtka u sektoru goriva i energije, PFC Energy, u svojoj je studiji “Iskorištenje pratećeg naftnog plina u Rusiji” istaknula da optimalna opcija za korištenje APG-a ovisi o veličini polja. Dakle, za mala polja najatraktivnija je mogućnost proizvodnje električne energije u malom obimu za vlastite potrebe polja i potrebe drugih lokalnih potrošača.

Za polja srednje veličine, prema mišljenju istraživača, ekonomski najisplativija opcija za iskorištavanje pratećeg naftnog plina je vađenje ukapljenog naftnog plina u postrojenju za preradu plina i prodaja ukapljenog naftnog plina (UNP) ili petrokemijskih proizvoda i suhog plina.

Za velika polja najatraktivnija opcija je proizvodnja električne energije u velikoj elektrani za naknadnu veleprodajnu prodaju u elektroenergetsku mrežu.

Prema riječima stručnjaka, rješavanje problema iskorištavanja popratnog plina nije samo pitanje ekologije i očuvanja resursa, to je i potencijalni nacionalni projekt vrijedan 10-15 milijardi dolara. Samo iskorištavanje količina APG-a omogućilo bi godišnju proizvodnju do 5-6 milijuna tona tekućih ugljikovodika, 3-4 milijarde kubičnih metara etana, 15-20 milijardi kubičnih metara suhog plina ili 60-70 tisuća GWh električne energije. .

Ruski predsjednik Dmitrij Medvedev naložio je ruskoj vladi da do 1. veljače 2010. poduzme mjere za prestanak prakse neracionalnog korištenja pratećeg plina.

Dugo vremena prateći naftni plin nije imao nikakvu vrijednost. Smatralo se štetnom nečistoćom tijekom proizvodnje nafte i spaljivalo se izravno kada je plin izlazio iz bušotine koja sadrži naftu. Ali vrijeme je prolazilo. Pojavile su se nove tehnologije koje su nam omogućile drugačiji pogled na APG i njegova svojstva.

Spoj

Povezani naftni plin nalazi se u "kapi" naftonosne formacije - prostoru između tla i naslaga fosilne nafte. Također, dio je u otopljenom stanju u samom ulju. U biti, PNG je isti prirodni plin, čiji sastav sadrži veliki broj nečistoća.

Povezani naftni plin razlikuje se po velikom izboru različitih vrsta ugljikovodika. To su uglavnom etan, propan, metan, butan. Sadrži i teže ugljikovodike: pentan i heksan. Osim toga, naftni plin sadrži određenu količinu nezapaljivih komponenti: helij, sumporovodik, ugljikov dioksid, dušik i argon.

Važno je napomenuti da je sastav pratećeg naftnog plina izrazito nestabilan. Isto ležište APG-a može značajno promijeniti postotak pojedinih elemenata tijekom nekoliko godina. To posebno vrijedi za metan i etan. Ali čak i unatoč tome, naftni plin je energetski visoko intenzivan. Jedan kubični metar APG-a, ovisno o vrsti ugljikovodika koji su uključeni u njegov sastav, sposoban je osloboditi od 9.000 do 15.000 kcal energije, što ga čini obećavajućim za upotrebu u raznim gospodarskim strojevima.

Lideri u proizvodnji pratećeg naftnog plina su Iran, Irak, Saudijska Arabija, Ruska Federacija i druge zemlje u kojima su koncentrirane glavne rezerve nafte. Rusija proizvodi oko 50 milijardi kubičnih metara pratećeg naftnog plina godišnje. Polovica ovog volumena ide na potrebe proizvodne površine, 25% za doradu, a ostatak se spaljuje.

Čišćenje

Povezani naftni plin ne koristi se u izvornom obliku. Njegova uporaba postaje moguća tek nakon prethodnog čišćenja. Da bi se to postiglo, slojevi ugljikovodika različite gustoće odvajaju se jedan od drugog u opremi posebno dizajniranoj za tu svrhu - višestupanjskom tlačnom separatoru.

Svi znaju da voda u planinama ključa na nižoj temperaturi. Ovisno o nadmorskoj visini, vrelište može pasti na 95 ºS. To se događa zbog razlike atmosferski tlak. Ovaj princip se koristi u radu višestupanjskih separatora.

U početku, separator daje tlak od 30 atmosfera, a nakon određenog vremena postupno smanjuje njegovu vrijednost u koracima od 2-4 atmosfere. Ovo osigurava ravnomjerno odvajanje ugljikovodika s različitim vrelištem jednog od drugog. Zatim se dobivene komponente šalju izravno u sljedeći stupanj pročišćavanja u postrojenja za rafiniranje nafte.

Primjena pratećeg naftnog plina

Sada je aktivno tražen u nekim područjima proizvodnje. Prije svega, ovo je kemijska industrija. Njoj APG služi kao materijal za proizvodnju plastike i gume.

Energetska industrija također je sklona nusproduktu proizvodnje nafte. APG je sirovina iz koje se dobivaju sljedeće vrste goriva:

• Suhi očišćeni plin.
• Široka frakcija lakih ugljikovodika.
• Motorno gorivo na plin.
• Ukapljeni naftni plin.
• Stabilni plin benzin.
• Odvojene frakcije na bazi ugljika i vodika: etan, propan, butan i drugi plinovi.

Obujam korištenja pratećeg naftnog plina bio bi i veći da nema niza poteškoća koje se javljaju pri njegovom transportu:

• Potreba za uklanjanjem mehaničkih nečistoća iz sastava plina. Kada APG istječe iz bušotine, sitne čestice tla ulaze u plin, što značajno smanjuje njegova transportna svojstva.
• Povezani naftni plin mora proći postupak obrade nafte. Bez toga će se ukapljena frakcija istaložiti u plinovodu tijekom transporta.
• Sastav pratećeg naftnog plina mora biti pročišćen od sumpora. Povećan sadržaj sumpor je jedan od glavnih razloga za stvaranje korozijskih mrlja u cjevovodu.
• Uklanjanje dušika i ugljičnog dioksida radi povećanja toplinske vrijednosti plina.

Zbog navedenih razloga dugo vremena Popratni naftni plin nije iskorišten, već je spaljen neposredno u blizini bušotine u kojoj se nalazi nafta. Bilo je to posebno dobro gledati dok smo letjeli iznad Sibira, gdje su se neprestano vidjele baklje iz kojih su izbijali crni oblaci dima. To je trajalo sve dok se nisu umiješali ekolozi uvidjevši svu nepopravljivu štetu koja se na taj način nanosi prirodi.

Posljedice spaljivanja

Izgaranje plina popraćeno je aktivnim toplinskim učinkom na okoliš. U krugu od 50-100 metara od neposrednog mjesta požara primjetno je smanjenje volumena vegetacije, a na udaljenosti do 10 metara potpuni izostanak vegetacije. To je uglavnom zbog izgaranja hranjivih tvari u tlu, o kojima toliko ovise razne vrste drveća i bilja.

Zapaljena baklja služi kao izvor ugljičnog monoksida, istog onog koji je odgovoran za uništavanje ozonskog omotača Zemlje. Osim toga, plin sadrži sumporni dioksid i dušikov oksid. Ovi elementi pripadaju skupini otrovnih tvari za žive organizme.

Dakle, ljudi koji žive u područjima s aktivnom proizvodnjom nafte imaju povećan rizik od razvoja različitih vrsta patologija: onkologije, neplodnosti, oslabljenog imuniteta itd.

Iz tog razloga se krajem 2000-ih pojavilo pitanje korištenja APG-a, koje ćemo razmotriti u nastavku.

Metode iskorištavanja pratećeg naftnog plina

Na u trenutku postoji mnogo mogućnosti za uklanjanje otpadnog ulja bez nanošenja štete okruženje. Najčešći su:

• Poslano izravno u rafineriju nafte. Je li najviše optimalno rješenje, kako s financijske tako i s ekološke točke gledišta. Ali pod uvjetom da već postoji razvijena plinovodna infrastruktura. U njegovom nedostatku bit će potrebna značajna ulaganja kapitala, što je opravdano samo u slučaju velikih depozita.
• Recikliranje korištenjem APG-a kao goriva. Povezani naftni plin isporučuje se elektranama, gdje se koristi za proizvodnju električne energije pomoću plinskih turbina. Nedostatak ove metode je potreba za ugradnjom opreme za predčišćenje, kao i njezin transport do odredišta.
• Utiskivanje istrošenog APG-a u naftno ležište ispod, čime se povećava faktor iscrpka nafte u bušotini. To se događa zbog povećanja ispod sloja tla. Ovu opciju karakterizira jednostavnost implementacije i relativno niska cijena korištene opreme. Ovdje postoji samo jedan nedostatak - neiskorištenje APG-a. Postoji samo odgoda, ali problem ostaje neriješen.

Povezani naftni plin (APG), kao što ime sugerira, nusproizvod je proizvodnje nafte. Nafta leži u tlu zajedno s plinom, te je tehnički gotovo nemoguće osigurati proizvodnju isključivo tekuće faze ugljikovodičnih sirovina, ostavljajući plin unutar formacije.

Na u ovoj fazi Upravo se plin doživljava kao prateća sirovina, jer svjetske cijene nafte određuju veću vrijednost tekuće faze. Za razliku od plinskih polja, gdje je sva proizvodnja i tehničke specifikacije proizvodnja je usmjerena na ekstrakciju isključivo plinovite faze (s neznatnim primjesama plinskog kondenzata), naftna polja nisu opremljena na način da učinkovito provode proces ekstrakcije i korištenja pratećeg plina.

Dalje u ovom poglavlju detaljnije će se ispitati tehničko-ekonomski aspekti proizvodnje APG-a, te će se na temelju dobivenih zaključaka odabrati parametri za koje će se graditi ekonometrijski model.

Opće karakteristike pratećeg naftnog plina

Opis tehničkih aspekata proizvodnje ugljikovodika započinje opisom uvjeta njihova nastanka.

Sama nafta nastaje od organskih ostataka mrtvih organizama koji se talože na dnu mora i rijeka. S vremenom su voda i mulj zaštitili tvar od raspadanja, a kako su se novi slojevi nakupljali, pritisak na slojeve ispod je rastao, što je, zajedno s temperaturom i kemijski uvjeti uzrokovao nastanak nafte i prirodnog plina.

Nafta i plin se pojavljuju zajedno. U uvjetima visokog tlaka te se tvari nakupljaju u porama tzv. matičnih stijena, te se postupno, prolazeći kroz proces kontinuirane transformacije, mikrokapilarnim silama uzdižu na vrh. Ali kako se diže prema vrhu, može nastati zamka – kada gušći sloj prekrije sloj kroz koji ugljikovodik migrira, i tako dolazi do nakupljanja. U trenutku kada se nakupi dovoljna količina ugljikovodika, počinje se odvijati proces istiskivanja prvobitno slane vode, teže od nafte. Zatim se samo ulje odvaja od lakšeg plina, ali dio otopljenog plina ostaje u tekućoj frakciji. Upravo odvojena voda i plin služe kao alati za potiskivanje nafte prema van, formirajući režime pritiska vode ili plina.

Na temelju uvjeta, dubine i obrisa lokacije, investitor odabire broj bušotina kako bi se povećala proizvodnja.

Glavna moderna vrsta bušenja koja se koristi je rotacijsko bušenje. U ovom slučaju, bušenje je popraćeno kontinuiranim podizanjem bušotine - fragmenata formacije odvojenih svrdlom - prema van. U ovom slučaju, za poboljšanje uvjeta bušenja, koristi se tekućina za bušenje, koja se često sastoji od mješavine kemijskih reagensa. [Siva šuma, 2001.]

Sastav pratećeg naftnog plina varirat će od polja do polja – ovisno o cjelokupnoj geološkoj povijesti nastanka ovih naslaga ( matična pasmina, fizički i kemijski uvjeti itd.). U prosjeku je udio metana u takvom plinu 70% (za usporedbu, prirodni plin sadrži do 99% svog volumena u metanu). Velika količina nečistoće stvaraju, s jedne strane, poteškoće u transportu plina kroz plinski transportni sustav (GTS), s druge strane, prisutnost izuzetno važnih komponenti kao što su etan, propan, butan, izobutan itd. čini prateći plin izuzetno poželjnim sirovina za petrokemijsku proizvodnju. Naftna polja Zapadnog Sibira karakteriziraju sljedeći pokazatelji sadržaja ugljikovodika u pratećem plinu [Popular Petrochemistry, 2011]:

• Metan 60-70%
• Etan 5-13%
• · Propan 10-17%
• · Butan 8-9%

TU 0271-016-00148300-2005 „Povezani naftni plin koji se isporučuje potrošačima” definira sljedeće kategorije APG (prema sadržaju komponenti C 3 ++, g/m 3):

• · “Mršavi” - manje od 100
• · “Srednji” - 101-200
• · “Masnoća” - 201-350
• · Ekstramasni - više od 351

Na sljedećoj slici [Filippov, 2011.] prikazane su glavne aktivnosti koje se provode s pratećim naftnim plinom i učinci postignuti tim aktivnostima.

Slika 1 - Glavne aktivnosti provedene s APG-om i učinci iz njih, izvor: http://www.avfinfo.ru/page/inzhiniring-002

Tijekom proizvodnje nafte i daljnje postupne separacije oslobađa se plin drugačijeg sastava - prvo se oslobađa plin s visokim udjelom metanske frakcije, au sljedećim fazama separacije oslobađa se plin sa sve većim udjelom ugljikovodika. višeg reda. Čimbenici koji utječu na ispuštanje pratećeg plina su temperatura i tlak.

Plinski kromatograf se koristi za određivanje sadržaja pratećeg plina. Pri određivanju sastava pratećeg plina također je važno obratiti pozornost na prisutnost neugljikovodičnih komponenti – npr. prisutnost sumporovodika u APG-u može negativno utjecati na mogućnost transporta plina, budući da se u njemu mogu pojaviti korozijski procesi. cjevovod.

Slika 2 - Shema pripreme nafte i obračun APG-a, izvor: energetski centar Skolkovo

Slika 2. shematski prikazuje proces postupne prerade nafte uz oslobađanje pratećeg plina. Kao što je vidljivo sa slike, prateći plin uglavnom je nusproizvod primarne separacije ugljikovodika proizvedenih iz naftne bušotine. Problem mjerenja popratnog plina leži u potrebi ugradnje automatskih mjernih uređaja u više stupnjeva separacije, a potom i predaje na zbrinjavanje (plinoprerađivačka postrojenja, kotlovnice i dr.).

Glavne instalacije koje se koriste na proizvodnim mjestima [Filippov, 2009]:

• Pogonske pumpne stanice (BPS)
• Jedinice za odvajanje ulja (OSN)
• · Jedinice za obradu ulja (OPN)
• · Centralne točke za obradu ulja (CPPN)

Broj stupnjeva ovisi o fizikalnim i kemijskim svojstvima pridruženog plina, posebno o čimbenicima kao što su sadržaj plina i omjer plina. Često se plin iz prve faze separacije koristi u pećima za stvaranje topline i predgrijavanje cjelokupne mase ulja, kako bi se povećao prinos plina u sljedećim fazama separacije. Za pogon mehanizama koristi se električna energija koja se također proizvodi na terenu ili se koriste glavne elektroenergetske mreže. Uglavnom se koriste plinske klipne elektrane (GPPP), plinske turbine (GTS) i dizel generatori (DGS). Plinska postrojenja rade na plin prve faze separacije, dok dizel stanica radi na uvozno tekuće gorivo. Specifična vrsta proizvodnje električne energije odabire se na temelju potreba i karakteristika svakog pojedinog projekta. Plinska turbinska elektrana u nekim slučajevima može proizvesti višak električne energije za opskrbu susjednih naftnih pogona, au nekim slučajevima ostatak može prodati na veleprodajnom tržištu električne energije. U kogeneracijskom načinu proizvodnje energije, postrojenja istovremeno proizvode toplinsku i električnu energiju.

Flare linije su obvezni atribut bilo kojeg polja. Čak i ako se ne koriste, potrebni su za spaljivanje viška plina u hitnim slučajevima.

Sa stajališta ekonomike proizvodnje nafte, investicijski procesi u području iskorištavanja popratnog plina prilično su inercijski, a usmjereni su prvenstveno ne na tržišne uvjete u kratkom roku, već na ukupnost svih gospodarskih i institucionalnih čimbenika tijekom jednog razdoblja. prilično dugoročni horizont.

Ekonomski aspekti proizvodnje ugljikovodika imaju svoje specifičnosti. Osobitosti proizvodnje ulja su:

• Dugoročna priroda ključnih investicijskih odluka
• · Značajna kašnjenja ulaganja
• · Velika početna ulaganja
• Nepovratnost početnog ulaganja
• Prirodni pad proizvodnje tijekom vremena

Kako bi se procijenila učinkovitost bilo kojeg projekta, uobičajeni model za procjenu vrijednosti poslovanja je procjena NPV.

NPV (Net Present Value) - procjena se temelji na činjenici da će se svi budući procijenjeni prihodi poduzeća zbrojiti i svesti na sadašnju vrijednost tih prihoda. Isti iznos novca danas i sutra razlikuje se za diskontnu stopu (i). To je zbog činjenice da u vremenskom razdoblju t=0 novac koji imamo ima određenu vrijednost. Dok je u vremenskom razdoblju t=1 na podacima unovčiti inflacija će biti raširena, postojat će sve vrste rizika i negativni utjecaji. Sve to čini budući novac "jeftinijim" od sadašnjeg novca.

Prosječni životni vijek projekta proizvodnje nafte može biti oko 30 godina, nakon čega slijedi dugi prekid proizvodnje, koji se ponekad proteže desetljećima, što je povezano s razinom cijena nafte i povratom operativnih troškova. Štoviše, proizvodnja nafte svoj vrhunac doseže u prvih pet godina proizvodnje, a potom, zbog prirodnog pada proizvodnje, postupno jenjava.

U prvim godinama tvrtka čini velika početna ulaganja. Ali sama proizvodnja počinje tek nekoliko godina nakon početka kapitalnih ulaganja. Svaka tvrtka nastoji minimizirati zaostatak investicije kako bi što prije ostvarila povrat investicije.

Tipični grafikon profitabilnosti projekta prikazan je na slici 3:

Slika 3 - NPV dijagram za tipičan projekt proizvodnje nafte

Ova slika prikazuje NPV projekta. Maksimalna negativna vrijednost je indikator MCO (maximum cash outlay) koji odražava koliko ulaganja projekt zahtijeva. Sjecište akumuliranog linijskog grafikona novčani tokovi s vremenskom osi u godinama - ovo je vrijeme povrata projekta. Stopa akumulacije NPV opada, kako zbog pada stope proizvodnje tako i zbog vremenske diskontne stope.

Osim kapitalnih ulaganja, proizvodnja svake godine zahtijeva i operativne troškove. Povećanje operativnih troškova, koji mogu uključivati ​​godišnje tehničke troškove povezane s rizicima za okoliš, smanjuje NPV projekta i povećava razdoblje povrata projekta.

Dakle, dodatni troškovi za obračun, prikupljanje i korištenje pratećeg naftnog plina mogu biti opravdani sa stajališta projekta samo ako ti troškovi povećavaju NPV projekta. Inače će doći do smanjenja atraktivnosti projekta i, kao rezultat toga, ili smanjenja broja projekata koji se provode, ili će se prilagoditi količine proizvodnje nafte i plina unutar jednog projekta.

Konvencionalno se svi projekti korištenja popratnog plina mogu podijeliti u tri skupine:

• 1. Sam projekt recikliranja je isplativ (uzimajući u obzir sve ekonomske i institucionalne čimbenike), a tvrtkama neće trebati dodatni poticaji za realizaciju.
• 2. Projekt iskorištavanja ima negativnu NPV, dok je kumulativna NPV iz cjelokupnog projekta proizvodnje nafte pozitivna. Upravo na ovu skupinu mogu se koncentrirati sve poticajne mjere. Opće načelo bit će stvaranje uvjeta (s olakšicama i kaznama) pod kojima će tvrtki biti isplativo provoditi projekte recikliranja umjesto plaćanja kazni. Štoviše, kako ukupni troškovi projekta ne bi premašili ukupni NPV.
• 3. Projekti recikliranja imaju negativnu NPV, a ako se realiziraju, cjelokupni projekt proizvodnje nafte za određeno polje također postaje nerentabilan. U tom slučaju poticajne mjere ili neće dovesti do smanjenja emisija (poduzeće će platiti kazne do njihove kumulativne cijene koja je jednaka NPV projekta), ili će polje biti zatvoreno i licenca predana.

Prema podacima Energetskog centra Skolkovo, investicijski ciklus u provedbi projekata korištenja APG-a je više od 3 godine.

Ulaganja bi, prema Ministarstvu prirodnih resursa, trebala iznositi oko 300 milijardi rubalja do 2014. kako bi se postigla ciljna razina. Na temelju logike upravljanja projektima druge vrste, stope plaćanja za onečišćenje trebale bi biti takve da potencijalni trošak svih plaćanja bude iznad 300 milijardi rubalja, a oportunitetni trošak jednak ukupnoj investiciji.

Prirodni plin dolazi u različitim modifikacijama. Stoga se može prikazati u standardnom obliku ili klasificirati kao slučajno. Koje su njegove karakteristike u oba slučaja?

Koje su karakteristike pratećeg plina?

Uz put prirodni plin odnosi se na tvar koja je mješavina širokog raspona ugljikovodika koji su u početku otopljeni u ulju. Dobivaju se destilacijom odgovarajućih sirovina. Povezani plin uglavnom je predstavljen propanom, kao i izomerima butana. Ponekad metan i etilen mogu postati produkt destilacije nafte. Povezani plin se aktivno koristi u kemijskoj industriji. Popularna je sirovina u proizvodnji proizvoda od plastike i gume. Propan je među najčešćim plinovima koji se koriste kao gorivo za automobile.

Koje su specifičnosti konvencionalnog prirodnog plina?

Pod prirodni plin u svom uobičajenom obliku shvaća se kao mineral koji se izvlači iz plinonosnih formacija u gotovom obliku, koji u pravilu ne zahtijeva duboku obradu. U nekim slučajevima dotični plin može biti u kristalnom stanju – u obliku plinskih hidrata. Ponekad se otapa u ulju ili vodi.

Konvencionalni prirodni plin najčešće predstavlja metan, ponekad etan, propan i butan. U nekim slučajevima sadrži vodik, dušik i helij.

Usporedba

Glavna razlika između povezanog plina i prirodnog plina je u tome što je prvi proizvod rafiniranja nafte, drugi se izvlači iz utrobe zemlje u gotovom obliku. Razlikuju se i po području uporabe, au velikoj mjeri i po kemijskom sastavu.

Prirodni plin u svom uobičajenom obliku najčešće se koristi kao gorivo za grijanje stambenih i industrijskih prostora, za osiguranje rada elektrana i proizvodnih pogona u tvornicama. Ali vrijedi napomenuti da se prateći plin (ako tvrtka koja ga proizvodi uspije razviti dovoljno jeftinu tehnologiju za njegovu proizvodnju) može koristiti kao gorivo za grijanje prostorija velika površina i osiguranje rada industrijska oprema. Zauzvrat, obični prirodni plin također se koristi kao sirovina u kemijskoj industriji - na primjer, u proizvodnji acetilena.

Mala tablica će nam pomoći da detaljnije pokažemo koja je razlika između pratećeg i prirodnog plina.