ОЧИСТКА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ Российский патент 2018 года по МПК C02F1/00 C02F101/32 B01D17/35 

Изобретение относится к простому и более совершенному способу удаления ароматических углеводородов из пластовой воды нефтяных месторождений, предусматривающему использование попутного нефтяного газа в качестве отпарного (удаляемого) газа.

При добыче нефти в общем случае из под земли откачивают смесь нефти с водой. В случае вновь осваиваемых нефтяных месторождений подобная смесь состоит из присутствующей в нефтеносных слоях пластовой воды и подлежащей добыче нефти. Для откачивания смеси нефти с водой из уже освоенных месторождений в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, пробуренные на определенном удалении от добывающих скважин, необходимо закачивать воду. Под действием создаваемого при этом давления вода перемещается внутри нефтеносного пласта к добывающей скважине, захватывая нефть, которую в этом случае выводят из добывающей скважины вместе с нагнетаемой водой и возможно имеющейся пластовой водой.

Подобная смесь нефти с водой подлежит разделению, целью которого является получение пригодной для дальнейшей переработки сырой нефти. При этом водосодержание смеси нефти с водой изменяется при переходе от одного нефтяного месторождения к другому, а также по мере увеличения продолжительности эксплуатации нефтяного месторождения.

Для разделения смеси нефти с водой как правило используют устройства для разделения фаз, то есть смесь нефти с водой переводят в резервуар, в котором под действием гравитации происходит расслаивание более легкой нефти и более тяжелой воды, в результате которого на поверхности образуется фаза нефти, в то время как водная фаза (пластовая вода) оказывается в нижней части резервуара. Кроме того, по мере снижения давления высвобождается попутный нефтяной газ, который, в частности, используют в нагревательных целях.

Пластовую воду месторождений нефти можно вновь закачивать в нефтяной пласт. При этом ее необходимо транспортировать по системе трубопроводов, которые могут быть выполнены из полиэтилена. Выполненную из полиэтилена систему промысловых трубопроводов используют при добыче нефти для транспортирования пластовой воды прежде всего на нефтяных месторождениях с узкими рабочими коридорами, поскольку трубопроводы из полиэтилена должны допускать возможность простой и занимающей мало места укладки в виде разматываемого с барабана бесконечного материала. Трубопроводы из полиэтилена помимо отличной технологичности обладают также высокой коррозионной стойкостью по отношению к содержащей соли пластовой воде нефтяных месторождений.

Количество содержащихся в пластовой воде остаточных ароматических углеводородов, которые сокращенно обозначают также ВТЕХ (по первым буквам названий этих ароматических соединений: бензол, толуол, этил-бензол, ксилол) находится в примерном диапазоне от 1 до 10 мг/л, причем в исключительных случаях оно может достигать также 700 мг/л. Указанные остаточные ароматические углеводороды оказывают негативное воздействие на стабильность трубопроводов из полиэтилена, поскольку они, хоть и чрезвычайно медленно, диффундируют в полиэтиленовую матрицу. С учетом данного обстоятельства при использовании трубопроводов из полиэтилена для транспортирования пластовой воды нефтяных месторождений должна быть обеспечена целостность этих трубопроводов, повреждение которых может приводить к загрязнению контактирующей с ними почвы и подпочвенной воды ароматическими углеводородами. В связи с этим Земельное ведомство по горным разработкам, энергетике и геологии в Клаусталь-Целлерфельде (Германия) в соответствующем предписании постановило, что в случае транспортирования пластовой воды нефтяных месторождений по трубопроводам из полиэтилена концентрация ароматических соединений ВТЕХ в пластовой воде не должна превышать 3 мг/л.

В немецком патенте DE 100 26 135 А1 описан способ удаления углеводородов из отработанного щелока щелочных скрубберов, причем в качестве отпарного газа используют метан. Способ осуществляют в тарельчатой колонне при сравнительно низких температурах.

В патенте Франции FR 2 979 339 А1 опубликован способ очистки загрязненной ароматическими углеводородами воды, предусматривающий использование природного газа в качестве отпарного газа. Природный газ по составу принципиально отличается от попутного нефтяного газа, поскольку он характеризуется особенно высоким содержанием метана (смотри, в частности, сертификат безопасности сухого природного газа согласно предписанию (ЕС) Nr. 1907/2006 (REACH), § 5 GefStoffV). Кроме того, для осуществления цитируемого способа необходимо, чтобы отпарной газ обладал начальным давлением в интервале от пяти до шести бар, создание которого требует соответствующих аппаратурных и энергетических затрат. Причиной этого является специфическая форма контактирования отпарной среды с водой: при введении газа в стационарный объем воды происходит поглощение значительной части энергии давления. Подобное контатирование способствует процессу образования мелких пузырьков, технологически необходимых для формирования большой площади протока вредных веществ. Предлагаемый способ не требует повышения температуры с целью содействия процессу очистки. Таким образом, в цитируемой публикации речь идет о способе грубого выделения ароматических соединений, остаточные количества которых в сто раз выше по сравнению с описанным в настоящей заявке способом.

Итак, существует потребность в простом и экономичном способе удаления ароматических соединений ВТЕХ из пластовой воды нефтяных месторождений, который можно было бы без существенных затрат на конструирование интегрировать в существующую структуру используемого для нефтедобычи оборудования.

С учетом вышеизложенного в основу настоящего изобретения была положена задача предложить простой и экономичный способ удаления ароматических соединений ВТЕХ из пластовой воды нефтяных месторождений, который можно было бы без существенных затрат на конструирование интегрировать в существующую структуру используемого для нефтедобычи оборудования.

Указанная задача согласно изобретению решается благодаря способу переработки воды, содержащей ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, который включает по меньшей мере следующие стадии:

(i) введение потока (I), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в колонну,

(ii) реализацию противоточного контакта потока (I) со вторым потоком (II) и

(iii) отвод третьего потока (III), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, причем концентрация ароматических углеводородов составляет ≤3 мг/л в пересчете на объем потока (III),

причем второй поток (II) содержит попутный нефтяной газ, включающий от ≥30 до ≤75% об. метана.

Содержание метана в попутном нефтяном газе предпочтительно составляет от ≥30 до ≤65% об., особенно предпочтительно от ≥30 до ≤60% об..

Неожиданно было обнаружено, что попутный нефтяной газ можно использовать для удаления ароматических углеводородов из пластовой воды нефтяных месторождений несмотря на то, что в этом газе уже присутствуют ароматические углеводороды, в частности, бензол, толуол, этилбензол и ксилол, то есть вопреки ожиданиям специалистов, согласно которым попутный нефтяной газ якобы должен обладать незначительной очищающей способностью.

Попутный нефтяной газ обладает варьируемым составом, который зависит от его геологического происхождения и технологии переработки. В общем случае можно использовать попутный нефтяной газ вне зависимости от его происхождения или состава. Попутный нефтяной газ предпочтительно содержит от ≥50 до ≤97% об., особенно предпочтительно от ≥70 до ≤97% об., еще более предпочтительно от ≥80 до ≤97% об. углеводородов с 1-10 атомами углерода соответственно в пересчете на общий состав попутного нефтяного газа.

Углеводороды с 1-10 атомами углерода предпочтительно выбраны из группы, включающей метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан, октан, нонан и декан. Бутан, пентан, гексан, октан, нонан и декан соответственно находятся в виде смеси их изомеров. Помимо этого попутный нефтяной газ содержит от ≥0,01 до ≤0,1% об. ароматических углеводородов, выбранных из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол. Кроме того, попутный нефтяной газ может включать не содержащие углерод компоненты, например, сероводород, диоксид углерода, азот, гелий и аргон. Содержание азота в попутном нефтяном газе предпочтительно составляет от ≥2 до ≤12% об., особенно предпочтительно от ≥2 до ≤10% об.. Содержание диоксида углерода в попутном нефтяном газе предпочтительно составляет от ≥0,5 до ≤20% об., особенно предпочтительно от ≥1 до ≤15% об., особенно предпочтительно от ≥5 до ≤10% об.. При этом содержание сероводорода, диоксида углерода, азота, гелия и аргона в попутном нефтяном газе соответственно столь мало, что указанные компоненты не оказывают негативного влияния на сжигание попутного нефтяного газа.

Попутный нефтяной газ предпочтительно содержит от ≥50 до ≤97% об., особенно предпочтительно от ≥70 до ≤97% об., еще более предпочтительно от ≥80 до ≤97% об. углеводородов с 1-6 атомами углерода соответственно в пересчете на общий состав попутного нефтяного газа. Углеводороды с 1-6 атомами углерода предпочтительно выбраны из группы, включающей метан, этан, пропан, бутан, пентан и гексан.

Попутный нефтяной газ предпочтительно содержит:

от ≥30 до ≤65% об. метана,

от ≥5 до ≤20% об. этана,

от ≥5 до ≤25% об. пропана,

от ≥5 до ≤25% об. бутанов,

от ≥1 до ≤6% об. пентанов и

от ≥1 до ≤5% об. гексанов.

Попутный нефтяной газ на выходе из колонны предпочтительно насыщен водяным паром.

Используемой согласно изобретению водой предпочтительно является пластовая вода нефтяных месторождений. Вода, в частности, пластовая вода нефтяного месторождения содержит ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в концентрации от ≥2 до 700 мг/л, особенно предпочтительно от ≥2 до ≤200 мг/л, еще более предпочтительно от ≥2 до 25 мг/л соответственно в пересчете на объем воды, соответственно пластовой воды.

Температуру используемой на стадии (i) воды предпочтительно устанавливают в диапазоне от ≥40 до ≤80°С, особенно предпочтительно в диапазоне от ≥50 до ≤70°С. Обработка при повышенных температурах способствует повышению эффективности очистки предлагаемым в изобретении способом по сравнению с технологиями, согласно которым варьирование данного технологического параметра с целью оказания воздействия на эффективность очистки не предусмотрено. Температуры, необходимые для осуществления предлагаемого в изобретении способа, соответствуют тем температурам, которые могут быть реализованы в имеющихся на нефтяных предприятиях системах теплоснабжения. Это способствует эффективной эксплуатации находящихся на перифирии нефтедобычи установок, а, следовательно, повышению экономичности предлагаемого в изобретении способа. Поскольку используемую согласно изобретению воду применяют при повышенных температурах, например, при 70°С, показатель ее рН следует устанавливать таким образом, чтобы была исключена возможность солеообразования при этих температурах. Так, например, при повышении температуры растворимость сульфата бария уменьшается. Для предотвращения осаждения солей (образования накипи) показатель рН пластовой воды в зависимости от ее состава предпочтительно следует устанавливать в диапазоне от ≥4 до ≤6,5.

В соответствии с предлагаемым в изобретении способом первый поток (I) поступает в верхнюю часть колонны с сыпучей массой или насадкой с развитой поверхностью, в то время как второй поток (II) поднимается противотоком по отношению к первому потоку (I), собирается в верхней части колонны и по перепускной системе отводится к отопительным котлам. Таким образом, жидкость вводят в колонну сверху, в то время как попутный нефтяной газ подают в нижнюю часть колонны.

Предлагаемый в изобретении способ в принципе можно осуществлять при любом давлении, например, при пониженном или при атмосферном давлении. Предлагаемый в изобретении способ предпочтительно осуществляют при атмосферном давлении, что способствует экономии производственных издержек и капитальных затрат на конструирование установки. Однако эффективность отпарной колонны возрастает при снижении рабочего давления до вакуумного диапазона. Давление в колонне предпочтительно находится в интервале от ≥200 до ≤1500 гПа, особенно предпочтительно от ≥300 до ≤1200 гПа, еще более предпочтительно от ≥900 до ≤1050 гПа. От использования избыточного давления, негативно влияющего на процесс очистки предлагаемым в изобретении способом, можно отказаться, поскольку поднимающийся газовый поток чаще всего не способен проникать через неподвижный столб жидкости. Отказ от использования избыточного давления способствует особенно высокой экономичности предлагаемого в изобретении способа, поскольку при этом исключается необходимость сжатия отпарного газа. Кроме того, в случае низкого давления в системе возрастает очищающая способность.

На стадии (iii) аккумулируют и перекачивают очищенную воду, то есть воду с более низкой концентрацией ароматических углеводородов. Концентрация содержащихся в третьем потоке (III) ароматических углеводородов, выбранных из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, предпочтительно составляет от ≥0,1 до ≤1 мг/л, особенно предпочтительно от ≥0,2 до ≤1 мг/л, еще более предпочтительно от ≥0,2 до ≤0,5 мг/л. Предлагаемый в изобретении способ отличается тем, что позволяет достигать чрезвычайно низких концентраций ароматических углеводородов в очищенной пластовой воде нефтяного месторождения без необходимости ее дополнительной очистки, выполнение которой при известных обстоятельствах потребовало бы использования кислорода (например, в случае дополнительной биологической переработки пластовой воды).

В особенно предпочтительном варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу переработки воды, содержащей ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, который включает по меньшей мере следующие стадии:

(i) введение потока (I), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в колонну, причем концентрация ароматических углеводородов составляет от ≥2 до ≤700 мг/л, предпочтительно от ≥2 до ≤50 мг/л соответственно в пересчете на объем потока (III),

(ii) реализацию противоточного контакта потока (I) со вторым потоком (II) и

(iii) отвод третьего потока (III), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, причем концентрация ароматических углеводородов составляет от ≥0,1 до ≤1 мг/л в пересчете на объем потока (III),

причем второй поток (II) содержит попутный нефтяной газ, включающий от ≥30 до ≤75% об. метана.

В еще более предпочтительном варианте осуществления настоящее изобретение относится к способу переработки воды, содержащей ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, который включает по меньшей мере следующие стадии:

(i) введение потока (I), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, в колонну, давление в которой составляет от ≥200 до ≤1500 гПа, причем концентрация ароматических углеводородов составляет от ≥2 до ≤700 мг/л, предпочтительно от ≥2 до ≤50 мг/л соответственно в пересчете на объем потока (III),

(ii) реализацию противоточного контакта потока (I) со вторым потоком (II) и

(iii) отвод третьего потока (III), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, включающей бензол, толуол, этилбензол и ксилол, причем концентрация ароматических углеводородов составляет от ≥0,1 до ≤1 мг/л в пересчете на объем потока (III),

причем второй поток (II) содержит попутный нефтяной газ, включающий от ≥30 до ≤75% об. метана.

Указанная выше эффективность очистки может быть достигнута при осуществлении предлагаемого в изобретении способа на единственной технологической ступени.

Использование предлагаемого в изобретении способа позволяет отказаться от подачи кислорода. Присутствие кислорода, недопустимое для многих прикладных сфер, в особенности в нефтяной и газовой индустрии, потребовало бы значительных затрат на его последующее выделение, поскольку в противном случае происходило бы окисление двухвалентного железа до трехвалентного железа, что, в свою очередь, могло бы сопровождаться образованием отложений и производственными неполадками.

Предлагаемый в изобретении способ предпочтительно осуществляют в непрерывном режиме. В соответствии с настоящим изобретением под непрерывным способом подразумевают способ, в соответствии с которым подачу воды в колонну и отвод из нее воды с пониженной концентрацией ароматических углеводородов выполняют одновременно, но пространственно разобщено. Экономическое преимущество использования непрерывной технологии состоит в том, что она позволяет избежать длительных производственных простоев.

Колонна предпочтительно является насадочной или тарельчатой колонной, причем особенно предпочтительной является насадочная колонна.

Насадочные колонны в принципе пригодны и известны специалистам. Используемые насадочные колонны обычно обладают овальным, нередко симметричным и в большинстве случаев круглым или эллиптическим диаметром, соответственно поперечным сечением. Насадочная колонна снабжена наполнителями. Под последними предпочтительно подразумевают наполнители с небольшим объемом застойных зон и снабженной разрезами поверхностью. Примерами наполнителей с небольшим объемом застойных зон и снабженной разрезами поверхностью являются, в частности, цилиндрические тела, например, кольца Паля, включая модифицированные кольца Паля, в частности, кольца Raflux фирмы Rauschert, кольца Hiflow, кольца Ralu фирмы Raschig, кольца Super фирмы Raschig, а также тела в форме шариков со снабженной разрезами поверхностью, например, Envi-Pac-Korper®, и так далее. В общем случае наполнители находятся в колонне в виде неупорядоченной сыпучей массы. В принципе пригодными являются также упорядоченные сыпучие массы и/или насадочные наполнители. В случае использования насадочной колонны может быть предусмотрена расположенная на соответствующей высоте тарелка для распределения жидкости, что повышает эффективность контакта газа с жидкостью.

Вода может содержать хлориды, в связи с чем с целью предотвращения возникновения коррозии для изготовления колонны используют коррозионностойкую сталь. Коррозионностойкая сталь предпочтительно содержит а) от 20 до 30% масс, хрома, b) от 3 до 10% масс, никеля, с) от 0,1 до 5% масс, молибдена, d) от 0 до 0,5% масс, азота и е) от 0 до 0,1% масс, углерода. При этом в особенно предпочтительном варианте содержание хрома составляет от 20 до 26% масс, содержание молибдена от 2,0 до 4,5% масс, содержание азота от 0,08 до 0,5% масс и содержание углерода максимум 0,05% масс.

В другом предпочтительном варианте металл дополнительно легирован по меньшей мере одним другим элементом, выбранным из группы, включающей медь, марганец, титан, вольфрам, тантал, кремний и/или смеси указанных элементов. При этом содержание по меньшей мере одного другого элемента, в частности, составляет от 0,1 до 8,0% масс. В еще более предпочтительно варианте сталь выбрана из группы, включающей стальные материалы номер 1.4462 (дуплексная нержавеющая сталь марки X2CrNiMoN22-5-3) и номер 1.4410 (супердуплексная нержавеющая сталь марки X2CrNiMoN25-7-4).

В другом варианте конструктивного исполнения колонна является тарельчатой колонной. Подобная тарельчатая колонна оснащена каскадными тарелками. Речь при этом идет о тарелках, которые ступенчато упорядочены внутри колонны. Колонна предпочтительно оснащена выпуклыми каскадными тарелками. В соответствии с предлагаемым в изобретении способом воду вводят в колонну предпочтительно выше подобных выпуклых каскадных тарелок. Каскадные тарелки выгнуты предпочтительно вдоль всего диаметра. Каскадные тарелки могут обладать чашеобразной выпуклостью или выпуклостью в форме сферической чаши, причем выпуклость этих каскадных тарелок обращена вверх. В случае каскадных тарелок с чашеобразной выпуклостью радиус кривизны может изменяться вдоль диаметра тарелки. Радиус кривизны каскадных тарелок с выпуклостью в форме сферической чаши постоянен вдоль всего диаметра тарелки. Каскадные тарелки предпочтительно обладают замкнутой поверхностью, то есть внутри этих тарелок, соответственно на них отсутствуют сквозные отверстия, клапаны или колпачки.

Преимущество предлагаемого в изобретении способа, в частности, состоит в том, что попутный нефтяной газ после осуществления предлагаемого в изобретении способа можно направлять в топочное устройство последовательно подключенной нагревательной системы без существенного нарушения качества сгорания. Тем самым предоставляется возможность эффективного использования установок, находящихся на перифирии нефтедобычи, а, следовательно, предлагаемый в изобретении способ отличается особенно высокой экономичностью. Напротив, в случае использования инертного отпарного газа, например, азота, для последующего экологически безопасного удаления содержащихся в подобном отпарном газе ароматических углеводородов путем сжигания потребовались бы дополнительные затраты на соответствующее оборудование. Таким образом, благодаря использованию в качестве отпарного газа попутного нефтяного газа отсутствует необходимость в создании подлежащего дорогостоящей утилизации дополнительного потока продукта. Для транспортирования и сжигания попутного нефтяного газа можно использовать уже имеющееся технологическое оборудование.

Предлагаемый в изобретении способ осуществляют на установке, которая помимо колонны (1) включает другие находящиеся на ее периферии устройства. Для нагревания пластовой воды до достаточной температуры, например, до 70°С, выполняемого перед ее подачей в колонну (1), используют противоточный теплообменник (4), а также струйный подогреватель (3) пластовой воды. Очищенную пластовую воду перед дальнейшим использованием охлаждают до более низких температур, например, находящихся в диапазоне от 30 до 40°С, для чего используют высокопроизводительный воздушный холодильник (8). При высоких температурах наружного воздуха в некоторых случаях необходимо использовать дополнительное эффективное охлаждающее устройство (7) в сочетании с теплообменником (9). Поток (III) пластовой воды можно охлаждать, например, в теплообменнике (4), предназначенном для предварительного нагревания пластовой воды до более высокой температуры перед ее подачей в колонну (1). Кроме того, установка включает нагревательный котел (6), который можно эксплуатировать с использованием попутного нефтяного газа и который предназначен для предварительного нагревания пластовой воды.

Перечень позиций на фиг. 1

1 колонна,

2 перепускной трубопровод,

3 струйный подогреватель,

4 противоточный теплообменник,

5 подача попутного нефтяного газа,

6 нагревательный котел,

7 охлаждающее устройство,

8 холодильник,

9 теплообменник

Пример

В насадочной колонне непрерывного действия выполняют несколько экспериментов, предусматривающих подачу в колонну 30000 л/ч пластовой воды, концентрация ВТЕХ в которой составляет 2,8 мг/л. В колонну противотоком к пластовой воде подают перемещающийся вверх попутный нефтяной газ, используемый в качестве отпарной среды. Данный побочный продукт мокрой обработки нефти содержит 49% об. метана, 12% об. этана, 14% об. пропана, 9% об. бутанов, 3% об. пентанов, 2% об. гексанов и более высокомолекулярных гомологов, а также 3% об. азота и 7% об. диоксида углерода. Процесс отпаривания осуществляют без флегмы при внутренней температуре в колонне 70°С и абсолютном давлении 1,020 бар (1020 гПа). Подвергнутую обработке пластовую воду выводят из куба колонны, в то время как обогащенный ВТЕХ, насыщенный водяным паром попутный нефтяной газ выводят из ее верхней части.

Подвергнутая отпариванию пластовая вода характеризуется гораздо меньшим содержанием ВТЕХ, составляющим всего лишь от 0,3 до 0,5 мг/л. Данный показатель определяют посредством технически корректного отбора образцов пластовой воды и их последующего анализа согласно стандарту DIN 38407, часть 9 («Определение бензола и некоторых производных методом газовой хроматографии»).

Изобретение может быть использовано в нефтедобывающей и нефтехимической отраслях промышленности. Способ переработки воды, содержащей ароматические углеводороды, включает по меньшей мере следующие стадии: (i) введение потока (I), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола, в колонну, (ii) реализацию противоточного контакта потока (I) со вторым потоком (II) и (iii) отвод третьего потока (III), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола. Концентрация ароматических углеводородов составляет ≤3 мг/л в пересчете на объем потока (III). Второй поток (II) содержит попутный нефтяной газ, включающий от ≥30 до ≤75 об.% метана. Изобретение позволяет обеспечить простой и экономичный способ удаления ароматических углеводородов. 15 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ переработки воды, содержащей ароматические углеводороды, выбранные из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола, который включает по меньшей мере следующие стадии:

(i) введение потока (I), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола, в колонну,

(ii) реализацию противоточного контакта потока (I) со вторым потоком (II) и

(iii) отвод третьего потока (III), содержащего воду и ароматические углеводороды, выбранные из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола, причем концентрация ароматических углеводородов составляет ≤3 мг/л в пересчете на объем потока (III),

отличающийся тем, что второй поток (II) содержит попутный нефтяной газ, включающий от ≥30 до ≤75 об.% метана.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация содержащихся в третьем потоке (III) ароматических углеводородов составляет ≤1 мг/л в пересчете на объем потока (III).

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ содержит от ≥50 до ≤97 об.% углеводородов с 1-10 атомами углерода в пересчете на общий состав попутного нефтяного газа.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что углеводороды с 1-10 атомами углерода выбраны из группы, состоящей из метана, этана, пропана, бутана, пентана, гексана, гептана, октана, нонана и декана.

5. Способ по п. 3, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ содержит от ≥50 до ≤97 об.% углеводородов с 1-6 атомами углерода в пересчете на общий состав попутного нефтяного газа.

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что углеводороды с 1-6 атомами углерода выбраны из группы, состоящей из метана, этана, пропана, бутана, пентана и гексана.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что температура воды на стадии (i) составляет от ≥40 до ≤80°С.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вода на стадии (i) обладает показателем рН в диапазоне от ≥4 до ≤6,5.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что колонна является насадочной колонной.

10. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление в колонне составляет от ≥200 до ≤1500 ГПа.

11. Способ по п. 1, отличающийся тем, что процесс осуществляют в непрерывном режиме.

12. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вода является пластовой водой нефтяного месторождения.

13. Способ по п. 1, отличающийся тем, что концентрация содержащихся в потоке (III) ароматических углеводородов, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола, составляет от ≥0,1 до ≤1 мг/л в пересчете на объем потока (III).

14. Способ по п. 1, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ содержит от ≥50 до ≤97 об.% углеводородов с 1-6 атомами углерода, от ≥2 до ≤12 об.% азота и от ≥0,5 до ≤20 об.% диоксида углерода.

15. Способ по п. 1, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ содержит от ≥0,01 до ≤0,1 об.% ароматических углеводородов, выбранных из группы, состоящей из бензола, толуола, этилбензола и ксилола.

16. Способ по одному из п.п. 1-15, отличающийся тем, что попутный нефтяной газ содержит от ≥30 до ≤65 об.% метана.