способ подготовки сероводородсодержащей нефти

Формула изобретения

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с монометанолэтаноламином - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида, отличающийся тем, что отдувку нефти осуществляют сероводородсодержащим газом, обеспечивающим значение массовой доли сероводорода в нефти после отдувки не более 200 млн^-1 (ppm), а после ввода монометанолэтаноламина в нефть дополнительно подают до 10% пресной промывочной воды, причем указанные процессы осуществляют перед ступенью обессоливания.

Описание изобретения к патенту

Предложение относится к способам подготовки нефти и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при подготовке сероводородсодержащих нефтей, газоконденсатов с высоким содержанием сероводорода.

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание [Позднышев Г.Н., Соколов А.Г. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. Обзорная информация, 1984, с.34-35].

Недостатком данного способа является то, что после подготовки сероводородсодержащей нефти, прошедшей сепарацию при обычной и повышенной температуре, не достигается эффективное удаление сероводорода из нефти и его содержание в подготавливаемой нефти не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51858-2002, согласно которому массовая доля сероводорода в товарной нефти не должна превышать 20 млн^-1 (ppm).

Известен способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию и отдувку очищенным от сероводорода углеводородным газом в концевом сепараторе при подаче 5-20 м³ очищенного газа на 1 тонну нефти и температуре проведения процесса отдувки нефти 30-70°С [пат. РФ №2071377, В01D 53/52, 19/00, опубл. 10.01.97, Бюл. №1].

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность удаления сероводорода из нефти. После проведения процессов сепарации и отдувки нефти остаточное содержание сероводорода в товарной нефти не удовлетворяет предъявляемым требованиям.

Известен способ подготовки сырой нефти путем многоступенчатой сепарации, отдувки сероводорода из нефти в десорбционной колонне газом, не содержащим сероводорода, при расходе газа отдувки 5-50 м ³/м³ нефти [Лесухин С.П. и др. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода. - Ж. Нефтяное хозяйство, 1989, №8, с.50-53].

Недостатком данного способа является то, что для проведения процесса отдувки высокосернистой нефти с целью снижения в ней массовой доли сероводорода до 20 ppm требуется подача большого количества углеводородного газа (30-50 м³/м³ ), не содержащего сероводорода. Проведение отдувки нефти с высоким удельным расходом углеводородного газа приводит к снижению выхода товарной нефти из-за увеличения потерь ценных углеводородов C ₄ и выше с газом отдувки.

Наиболее близким к предлагаемому является способ подготовки сероводородсодержащей нефти, включающий ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с монометанолэтаноламином (ММЭА) - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида [пат. РФ №2220756, В01D 19/00, 53/52, опубл. 10.01.04, Бюл. №1].

Известный способ позволяет снизить массовую долю сероводорода в товарной нефти до 20 ppm при сочетании физического (сепарация и отдувка нефти углеводородным газом в колонне) и химического (нейтрализация сероводорода при использовании ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти. При этом отдувка нефти осуществляется углеводородным газом, не содержащим сероводород, или природным газом до достижения не более 90%-ной степени ее очистки от сероводорода, а ввод монометанолэтаноламина, полученного при взаимодействии моноэтаноламина с 30-40%-ным водным раствором формальдегида в мольном соотношении моноэтаноламин:формальдегид 1:(1-4), осуществляется в нефть из расчета 4-15 г на 1 г остаточного сероводорода с последующим введением в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода после проведения процесса обессоливания.

Недостатком указанного способа является то, что при проведении отдувки сероводородсодержащей нефти газом, не содержащим сероводород, образуется значительное количество сероводородсодержащего газа. Первоначально проектная производительность установки сероочистки (УСО) рассчитана на объем поступления сероводородсодержащего газа, выделившегося в процессе сепарации нефти на дожимных насосных станциях (ДНС) и установках подготовки высокосернистой нефти (УПВСН). Увеличение объема поступления сероводородсодержащего газа на УСО приводит к снижению степени его очистки от сероводорода и несоответствию требованиям, предъявляемым к подготовке газа. При возникновении на УСО аварийной или другой ситуации, по причине которой отсутствует возможность проведения технологического процесса очистки газа от сероводорода, сероводородсодержащий газ, поступающий с УПВСН и ДНС на установку его подготовки, сжигается на аварийных факелах. В этом случае, ввиду отсутствия возможности подачи газа, не содержащего сероводорода, на отдувку, десорбционная колонна эксплуатируется в режиме сепарации (без подачи газа на отдувку). В результате существенно снижается эффективность удаления сероводорода из нефти. Для дальнейшего доведения массовой доли сероводорода в нефти до значения ниже 20 ppm требуется введение в большом количестве монометанолэтаноламина, а в ряде случаев и воздуха, что негативно сказывается на качестве подготавливаемой нефти.

При проведении отдувки нефти с аномально высокой массовой долей сероводорода более 2000 ppm углеводородным газом, до достижения не более 90%-ной степени удаления сероводорода, содержание его в нефти превышает 200 ppm. Подача монометанолэтаноламина в нефть с остаточной массовой долей сероводорода более 200 ppm после проведения обессоливания нефти приводит к значительному увеличению массовой доли воды в товарной нефти, а образующиеся продукты реакции в результате взаимодействия монометанолэтаноламина с сероводородом оказывают отрицательное влияние при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 51858-2002 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти.

Следует указать, что в состав нефти, помимо сероводорода, этил- и метилмеркаптанов, входят также и другие элементы и соединения (нафтеновые кислоты, тяжелые меркаптаны, фенолы и т.п.), которые способны вступать в химическое взаимодействие с монометанолэтаноламином. При этом, вследствие протекания побочных реакций, на нейтрализацию сероводорода в нефти требуется введение монометанолэтаноламина в количестве, превышающем требуемое значение, необходимое для нейтрализации сероводорода. При высокой дозировке монометанолэтаноламина возможно значительное увеличение массовой доли воды в товарной нефти, образующейся в ходе химической реакции сероводорода с формальдегидом, а также в результате привнесения ее с реагентом. В известном способе массовая доля сероводорода в нефти после ее отдувки составляет 320 ppm. Для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефть вводится монометанолэтаноламин, полученный в результате взаимодействия моноэтаноламина с 40% водным раствором формальдегида (формалином) в мольном соотношении моноэтаноламин:формальдегид 1:2,1 в количестве, равном 8 г на 1 г сероводорода. При этом массовая доля воды, привнесенной с монометанолэтаноламином в результате проведения процесса нейтрализации сероводорода, в нефти увеличивается на 0,11%. Учитывая то, что к первой и второй группе нефти по ГОСТ 51858-2002 относится нефть с массовой долей воды, не превышающей 0,5%, привнесение ее в таком количестве в результате проведения процесса нейтрализации сероводорода после осуществления процесса обессоливания нефти способствует снижению качества товарной нефти, а в ряде случаев приводит к несоответствию требованиям ГОСТ Р 51858-2002. Подача в нефть воздуха, взятого из расчета 0,5-1,5 моль кислорода на 1 моль остаточного сероводорода, приводит к снижению выхода товарной нефти вследствие того, что для снижения ДНП нефти до регламентирующего ГОСТ Р 51858-2002 значения, согласно которому ДНП товарной нефти не должно превышать 500 мм рт.ст., требуется проведение последующей сепарации нефти, в результате которой с азотом воздуха в газ сепарации переходит значительное количество тяжелых углеводородов.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение качества товарной нефти за счет снижения массовой доли сероводорода и воды в товарной нефти до требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений и исключения последствия отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), повышение степени очистки газа от сероводорода на УСО за счет снижения поступления на УСО дополнительного количества сероводородсодержащего газа, снижение затрат, связанных с подготовкой сероводородсодержащей нефти.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом подготовки сероводородсодержащей нефти, включающим ее многоступенчатую сепарацию, обезвоживание и обессоливание, отдувку углеводородным газом в десорбционной колонне, ввод и перемешивание с монометанолэтаноламином - продуктом взаимодействия моноэтаноламина и формальдегида.

Новым является то, что отдувку нефти осуществляют сероводородсодержащим газом, обеспечивающим значение массовой доли сероводорода в нефти после отдувки не более 200 млн^-1 (ppm), а после ввода монометанолэтаноламина в нефть дополнительно подают до 10% пресной промывочной воды, причем указанные процессы осуществляют перед ступенью обессоливания.

Сущность предложения заключается в следующем.

Отдувку нефти осуществляют при температуре 25-70°С и абсолютном давлении в десорбционной колонне 0,1-0,25 МПа сероводородсодержащим газом, при подаче которого соблюдается условие достижения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm. Целесообразность использования для отдувки нефти сероводородсодержащего газа, обеспечивающего значение массовой доли сероводорода в нефти после отдувки не более 200 ppm, связана с тем, что отдувка сероводорода из нефти до этого значения возможна как при подаче газа, не содержащего сероводорода, так и при подаче сероводородсодержащего газа со сравнительно невысоким его содержанием. Отдувка нефти сероводородсодержащим газом позволяет существенно снизить поступление дополнительного объема сероводородсодержащего газа на УСО при одинаковом объеме выхода товарной нефти по сравнению с использованием газа, не содержащего сероводорода.

Многочисленными промысловыми исследованиями установлено, что введение в нефть с массовой долей сероводорода более 200 ppm ММЭА после ступени обессоливания приводит к увеличению массовой доли воды в нефти, а продукты реакции ММЭА с сероводородом оказывают отрицательное влияние на проведение анализа по определению содержания хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта), которое проявляется в виде увеличения концентрации хлористых солей в нефти. Увеличение содержания воды в нефти после проведения процесса нейтрализации сероводорода происходит в результате привнесения ее с монометанолэтаноламином и продуктами реакции сероводорода с ММЭА. Снижение, а в ряде случаев исключение последствий влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом на качество товарной нефти возможно при проведении процесса нейтрализации сероводорода в нефти перед ее обессоливанием. Проведение процесса обессоливания нефти после химического взаимодействия сероводорода с монометанолэтаноламином и кислородом воздуха позволяет осуществить вымывание пресной промывочной водой не только хлористых солей, но и продуктов реакции ММЭА с сероводородом, а также удалить подтоварную воду, привнесенную с монометанолэтаноламином и продуктами реакции. При этом подачу пресной промывочной воды в количестве до 10% и последующее проведение процесса обессоливания нефти необходимо осуществлять после полного химического взаимодействия ММЭА, кислорода воздуха и сероводорода. При подаче в нефть более 10% пресной промывочной воды эффективность снижения содержания хлористых солей и воды в нефти повышается незначительно.

Предлагаемая технологическая установка способа подготовки сероводородсодержащей нефти представлена на схеме (см. чертеж).

Схема включает подающий трубопровод 1 сырой нефти, нефтегазовый сепаратор 2 первой ступени сепарации, нефтегазовый сепаратор 3 второй ступени сепарации, установку нагрева и глубокого обезвоживания нефти 4, десорбционную колонну 5, газопровод 6 подачи газа в колонну, газопровод 7 подачи сероводородсодержащего газа на УСО, нефтегазовый сепаратор 8 низкого давления, смеситель 9, трубопровод 10 подачи ММЭА, узел дозирования ММЭА 11, трубопровод и/или реактор 12, электродегидратор 13, трубопровод 14 подачи пресной промывочной воды, трубопровод 15 отвода воды, трубопровод 16 отвода товарной нефти.

Способ подготовки сероводородсодержащей нефти осуществляется следующим образом.

Сырую сероводородсодержащую нефть по трубопроводу 1 подают в сепаратор 2 первой ступени сепарации. Затем нефть через сепаратор 3 второй ступени сепарации подают на установку нагрева и обезвоживания нефти 4, на которой осуществляется нагрев и глубокое обезвоживание нефти. Перед проведением отдувки нефти в десорбционной колонне сероводородсодержащим газом проводят его хроматографический анализ с целью определения мольной доли сероводорода в сероводородсодержащем газе, подаваемом на отдувку, и возможности использования этого газа при заданных условиях подготовки сероводородсодержащей нефти. После обезвоживания нефти сероводородсодержащий газ подают в верхнюю часть десорбционной колонны 5. В нижнюю часть десорбционной колонны по газопроводу 6 подается сероводородсодержащий газ, например, с первой ступени сепарации. С десорбционной колонны сероводородсодержащий газ по газопроводу 7 поступает на УСО, а нефть через сепаратор низкого давления 8 поступает в смеситель 9. Перед смесителем в поток нефти по трубопроводу 10 с узла дозирования ММЭА 11 подается монометанолэтаноламин. В смесителе происходит эффективное перемешивание монометанолэтаноламина с нефтью. Далее нефть поступает в трубопровод и/или реактор 12, в котором протекает химическая реакция взаимодействия сероводорода с ММЭА. После проведения процесса нейтрализации сероводорода нефть поступает в электродегидратор 13. Перед электродегидратором в нефть по трубопроводу 14 подается до 10% пресной промывочной воды для отмывания из нефти хлористых солей и продуктов реакции сероводорода с ММЭА. Вода с электродегидратора по трубопроводу 15 поступает на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт. С электродегидратора по трубопроводу 16 товарная нефть поступает на сдачу в магистральный нефтепровод.

Исследования предлагаемого способа подготовки сероводородсодержащей нефти проведены в лабораторных условиях.

Сероводородсодержащую нефть, отобранную после ступени глубокого обезвоживания и нагретую до температуры 25; 40 и 70°С, загружают в термостатированную модель десорбционной колонны после предварительной ее продувки в течение 15 минут углеводородным газом, не содержащим сероводорода. Продувка газом необходима для удаления воздуха из модели десорбционной колонны и предотвращения окисления сероводорода кислородом воздуха. Модель десорбционной колонны снабжена фильтром Шотта для равномерного распределения газа по сечению модели десорбционной колонны и кольцами Рашига. Процесс отдувки нефти проводится при абсолютном давлении в колонне, равном 0,1; 0,12; 0,2 и 0,25 МПа. Через фильтр Шотта в модель десорбционной колонны подается углеводородный газ с мольной долей сероводорода, равной 0,5; 0.8; 1; 1,5; 2; 3%. Удельный расход газа варьируется в пределах от 1 до 25 м ³/м³ нефти до достижения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm, которую периодически определяют путем отбора проб нефти с модели десорбционной колонны и проведения анализа на определение массовой доли сероводорода в нефти. Сероводородсодержащий газ, выделившийся в процессе отдувки нефти, пропускают через два последовательных дрекселя с раствором ацетата кадмия для поглощения сероводорода из газа. Для замера объема газа отдувки используют газовый счетчик. Потери нефти с газом отдувки определяют взвешиванием нефти на электронных весах. Исследования процесса отдувки проводятся с нефтью, отобранной на УПВСН НГДУ «Нурлатнефть» и НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть». Плотность и динамическая вязкость нефти НГДУ «Нурлатнефть» при температуре 20°С составляют 930 кг/м³ и 300 мПа·с соответственно. Плотность и динамическая вязкость нефти НГДУ «Лениногорскнефть» при температуре 20°С составляют 895 кг/м³ и 40 мПа·с соответственно.

Условия и результаты исследований приведены в таблицах 1 и 2.

Сероводородсодержащую нефть с массовой долей воды, равной 2%, загружают в реакционную колбу и нагревают до температуры 40°С. Затем в нефть вводят ММЭА в мольном соотношении моноэтаноламин: формалин 1:4 в количестве 7 г на 1 г сероводорода. Далее реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке в течение 1 часа для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефти, после чего в нее подают 5; 10; 15% пресной промывочной воды и в течение 2 часов производят отстой (обессоливание) нефти с последующим определением содержания сероводорода, хлористых солей и воды в нефти.

Условия и результаты исследований приведены в таблице 3.

Сероводородсодержащую нефть с массовой долей воды, равной 2%, загружают в реакционную колбу и нагревают до температуры 40°С. Далее в нефть подают 5; 10; 15% пресной промывочной воды и в течение 2 часов производят отстой (обессоливание) нефти, после чего вводят ММЭА в мольном соотношении моноэтаноламин: формалин 1:4 в количестве 7 г на 1 г сероводорода. Затем реакционную смесь перемешивают на магнитной мешалке в течение 1 часа для осуществления процесса нейтрализации сероводорода в нефти с последующим определением содержания сероводорода, хлористых солей и воды в нефти.

Условия и результаты исследований приведены в таблице 3.

Данные, представленные в таблицах 1 и 2, показывают, что поступление дополнительного количества сероводородсодержащего газа на УСО при проведении процесса отдувки нефти сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне существенно снижается с повышением вязкости и плотности нефти. Установлено, что с увеличением температуры нефти и снижением давления в десорбционной колонне дополнительное поступление сероводородсодержащего газа с десорбционной колонны и потери нефти с газом отдувки возрастают. В связи с этим наиболее целесообразно осуществлять отдувку нефти до значения массовой доли сероводорода в нефти не более 200 ppm сероводородсодержащим газом с мольной долей сероводорода, не превышающей 1,5% при температуре 25-50°С, и абсолютном давлении 0,1-0,12 МПа. При условии необходимости проведения отдувки нефти при более высокой температуре, равной 50-70°С, и давлении в десорбционной колонне, близком к атмосферному, не исключается возможность проведения отдувки нефти сероводородсодержащим газом с более высокой мольной долей сероводорода (например, отдувку нефти НГДУ «Нурлатнефть» в десорбционной колонне возможно осуществить сероводородсодержащим газом с мольной долей сероводорода, не превышающей 2%, до значения его массовой доли в нефти не более 200 ppm при температуре нефти 70°С и абсолютном давлении 0,1 МПа).

Из таблицы 3 видно, что введение ММЭА в нефть до подачи пресной промывочной воды (до обессоливания), по сравнению с введением ММЭА в нефть после подачи пресной промывочной воды (после обессоливания), позволяет более эффективно снизить массовую долю воды в товарной нефти и последствие отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта). Введение ММЭА в нефть с исходной массовой долей сероводорода до 200 ppm не оказывает существенного отрицательного влияния на качество товарной нефти по массовой доле воды и концентрации хлористых солей. При этом нефть относится к первой группе, так как, согласно ГОСТ Р 51858-2002, массовая доля воды и концентрация хлористых солей в нефти не превышают значения 0,1% и 100 мг/дм ³ соответственно. Подача пресной промывочной воды более 10% в нефть не целесообразна ввиду того, что массовая доля воды и концентрация хлористых солей в нефти снижаются незначительно.

Предлагаемое сочетание физических (многоступенчатая сепарация нефти, отдувка нефти сероводородсодержащим газом в десорбционной колонне) и химического (нейтрализация сероводорода в нефти ММЭА) методов удаления сероводорода из нефти при ее подготовке в указанной последовательности позволит:

- повысить качество товарной нефти за счет снижения массовой доли сероводорода и воды в ней до требуемых ГОСТ Р 51858-2002 значений и исключения последствия отрицательного влияния продуктов реакции ММЭА с сероводородом при проведении анализа по определению концентрации хлористых солей в нефти по методу ГОСТ 21534-76 (метод А - титрованием водного экстракта);

- повысить степень очистки газа от сероводорода на УСО за счет снижения поступления на УСО дополнительного количества сероводородсодержащего газа;

- увеличить безаварийный срок службы оборудования и нефтепроводов за счет снижения сероводородной коррозии, предотвратить загрязнение окружающей среды сернистыми соединениями при транспортировке и хранении товарной нефти;

- снизить затраты, связанные с подготовкой сероводородсодержащей нефти до требований ГОСТ Р 51858-2002, за счет снижения металлоемкости газопровода подачи сероводородсодержащего газа с УПВСН на установку его подготовки и исключения необходимости прокладки дополнительного газопровода транспортировки очищенного от сероводорода газа с УСО до УПВСН. Предлагаемый способ подготовки сероводородсодержащей нефти технологичен и прост в исполнении. Его реализация возможна как на существующих УПВСН, так и на вновь проектируемых установках.

Таблица 1
Мольная доля H2S в газе, подаваемом на отдувку, %	Температура, °С	Абсолютное давление в колонне, МПа	Удельный расход газа, подаваемого на отдувку, м3 /м3 нефти	Массовая доля H2S в нефти после колонны, ppm	Дополнительное количество сероводородсодержащего газа, поступаемого на УСО, м3/т нефти	Потери нефти, кг/т нефти
Нефть НГДУ «Нурлатнефть»
H2S отсутствует	25	0,1	6	150	4,86	-
		0,12	8	145	5,98	-
0,5	25	0,1	6	190	-	-
		0,12	8	196	-	-
0,8	25	0,1	7	200	-	-
		0,12	10	195	-	-
1	25	0,1	8	190	-	-
		0,12	13	195	-	-
1,5	25	0,1	13	200	-	-
		0,12	20	210	-	-
2	25	0,1	25	220		0,25
Н2S отсутствует	40	0,1	4	150	4,05	0,29
		0,12	6	130	5,38	-
0,5	40	0,1	4	180	-	0,29
		0,12	6	165	-	-
0,8	40	0,1	4	190	-	0,29
		0,12	6	190	-	-
1	40	0,1	5	175	-	0,57
		0,12	7	185	-	-
1,5	40	0,12	9	200	-	-
2	40	0,1	8	205		1,68
H 2S отсутствует	70	0,1	1,5	140	3,67	5,68
		0,2	6	140	5,44	-
		0,25	7	185	5,06	-
0,5	70	0,1	1,5	150	2	5,68
		0,2	6	180	-	-
		0,25	9	180	-	-
0,8	70	0,1	1,5	155	2	5,68
		0,2	7	180	-	0,45
		0,25	11	190	-	-
1	70	0,1	1,5	160	2	5,68
		0,2	8	180	-	1
		0,25	13	190	-	-
1,5	70	0,1	1,5	170	2	5,68
		0,2	11	200	-	2,71
		0,25	20	230	-	1,97
2	70	0,1	1,5	180	2	5,68
3	70	0,1	2	180	2,32	6,67

Таблица 2
Мольная доля H2S в газе, подаваемом на отдувку, %	Температура, °С	Абсолютное давление в колонне, МПа	Удельный расход газа, подаваемого на отдувку, м3 /м3 нефти	Массовая доля H2S в нефти после колонны, ppm	Дополнительное количество сероводородсодержащего газа, поступаемого на УСО, м3/т нефти	Потери нефти, кг/т нефти
Нефть НГДУ «Лениногорскнефть»
H2S отсутствует	25	0,1	4	150	6,79	3,72
		0,12	5	160	6,89	1,97
0,5	25	0,1	4	175	2.34	3,72
		0,12	5	180	1,23	1,97
0,8	25	0,1	4	195	2,34	3,72
		0,12	7	190	1,16	1,85
1	25	0,1	5	190	2,32	3,76
		0,12	7	200	1,1	1,83
1,5	25	0,1	8	200	2,31	4,08
		0,12	20	205	2,32	1
2	25	0,1	8	240	2,31	4,08
H2S отсутствует	40	0,1	2	150	6,17	6,46
		0,12	3	155	3,1	5,33
0,5	40	0,1	2	165	3,95	6,46
		0,12	3	177	3,1	5,32
0,8	40	0,1	2	175	3,95	6,46
		0,12	3	190	3,1	5,32
1	40	0,1	2	180	3,95	6,46
		0,12	3	200	3,1	5,32
1,5	40	0,1	2	195	3,95	6,46
		0,12	5	200	3,2	5,9
2	40	0,1	5	205	4,34	8,33
H2S отсутствует	70	0,1	0,5	116	7,88	15,7
		0,2	4	130	7,82	7,3
		0,25	7	120	9,71	5,1
0,5	70	0,1	0,5	120	7,38	15,7
		0,2	4	160	3,37	7,3
		0,25	7	161	1,91	5,1
0,8	70	0,1	0,5	123	7,38	15,7
		0,2	4	180	3,37	7,3
		0,25	7	190	1,91	5,1
1	70	0,1	0,5	125	7,38	15,7
		0,2	4	190	3,37	7,3
		0,25	8	200	2,01	5,5
1,5	70	0,1	0,5	128	7,38	15,7
		0,2	6	200	3,63	8,56
		0,25	10	240	2,2	6,33
2	70	0,1	0,5	132	7,38	15,7
3	70	0,1	0,5	135	7,38	15,7

Таблица 3
Исходная массовая доля (до ввода ММЭА и промывочной воды)		Концентрация хлористых солей в исходной нефти, мг/дм3	Дозировка ММЭА, г/г Н2S (кг/т нефти)	Массовая доля H2 S в товарной нефти, ppm	Массовая доля воды в товарной нефти, %, при введении ММЭА						Концентрация хлористых солей в товарной нефти, мг/дм 3, при введении ММЭА
H2S, ppm	Воды, %				до подачи пресной промывочной воды (до обессоливания) в количестве			после подачи пресной промывочной воды (после обессоливания) в количестве			до подачи пресной промывочной воды (до обессоливания) в количестве			после подачи пресной промывочной воды (после обессоливания) в количестве
					5%	10%	15%	5%	10%	15%	5%	10%	15%	5%	10%	15%
150	2	160	7 (1,2)	18	0,6	0,4	0,38	0,9	0,87	0,85	54	40	38	80	75	72
200	2	160	7 (1,4)	16	0,74	0,48	0,45	1,0	0,95	0,94	82	60	58	95	85	82
300	2	160	7 (2,2)	9	0,96	0,8	0,75	1,3	1,25	1,22	95	70	66	202	193	181
400	2	180	7 (2,8)	18	1,0	0,9	0,85	1,4	1,3	1,25	145	90	78	225	218	210