摘要川渝地区天然气田多数为含硫甚至高含硫气田，有的还含有较多二氧化碳和有机硫，这些气田的开发需要解决与天然气净化相关的技术问题。
中石油西南油气田公司天然气研究院在该技术领域的研究中，已在醇胺溶剂、物理化学溶剂、配方溶剂、液相氧化还原、干法等脱硫技术及硫磺回收技术方面取得了一系列成果，并在天然气净化中获得成功应用。
目前围绕高含硫天然气开发问题,开展了多项天然气净化课题的研究。
关键词天然气净化脱硫硫磺回收随着国民经济的快速发展,能源消耗量呈现出“加速度”的趋势。
预计到2020 年,我国天然气供需缺口将达到800 ×108 m3。
川渝地区是我国天然气生产的重要基地，预计到年底,西南油气田公司天然气年产量就将超过97 ×108 m3 ，约占全国天然气总产量的27% ，它承担着川渝地区和“两湖”地区的安全平稳供气，在我国的能源安全中占有重要位置。
虽然目前川渝地区天然气连续增长最快的时期，但仍然难以满足市场需求，今年缺口达到了8 ×108 m3。
据已掌握的资料预测,即使2010年西南油气田分公司上产到150×108 m3 ，仍是一个供不应求的局面。
川渝地区天然气田属含硫甚至高含硫气田，90%以上天然气都含硫化氢，有的气井硫化氢高达17%以上，有的CO2 /H2 S比值达20%以上，有的还含高达500 mg/m3 的有机硫。
近年西南油气田公司在川东北发现的渡口河、罗家寨、铁山坡、飞仙关等气田皆属特殊含硫气质气田，目前探明的这类天然气储量至少2 777. 5 ×108m3 ，它是川渝地区新增天然气的重要气田。
还有部分边远、分散气井也需进行开发,以满足对天然气的需求。
开发这些含硫气田,需对含硫天然气进行净化处理，使之达到GB17820 - 1999“天然气”标准规定的天然气的技术指标,才能成为商品气供用户使用。
但由于不同气田的天然气中硫化氢、二氧化碳、有机硫含量不同，所采用的净化工艺也存在差异，由此要求开发适用于不同气质的经济合理的工艺技术。
特别是高含硫天然气的净化问题，国内尚无成熟的技术可借鉴，它已成为天然气开发的瓶颈。
因此天然气净化技术是天然气工业中的重要研究内容之一。
中石油西南油气田公司天然气研究院(以下简称天研院)长期从事天然气净化技术领域的研究工作，在脱硫工艺、溶剂合成、分析测试、硫磺回收与尾气处理工艺及催化剂、基础研究等方面，具有良好的基础和优势，初步形成了一套天然气净化技术,并在生产中获得成功应用。
近年来,为了适应川渝地区高含硫天然气净化需求,结合生产实际，开展了一系列相关课题的研究。
本文简要介绍了天然气脱硫工艺、硫磺回收与尾气处理、催化剂研究等成果。
1溶剂脱硫技术开发研究溶剂脱硫技术包括物理溶剂、化学溶剂和物理化学溶剂等脱硫技术。
醇胺法脱硫是天然气脱硫最常用的方法，早期胺法脱硫一般采用伯胺或仲胺，如单乙醇胺(MEA)或二乙醇胺(DEA) 。
MEA、DEA 具有碱性强、与酸气反应迅速、价格较便宜等优点，但不足之处是装置腐蚀较严重，溶剂只能在较低浓度下使用,以及与酸气的反应热较大导致溶剂循环量大及能耗高。
上世纪80年代以来,具有一定选吸能力的二异丙醇胺(D IPA) ，甲基二乙醇胺(MDEA)等脱硫工艺逐渐进入工业应用。
由于MDEA 具有高使用浓度、高酸气负荷、低腐蚀性、抗降解能力强、高脱硫选择性、低能耗等优点，因此受到重视,它的推广应用是上世纪80年代天然气净化工业最显著的技术进步之一。
但MDEA也存在有三个固有的弱点:其一是与伯、仲胺相比,其碱性较弱，在较低的吸收压力下净化气中H2 S含量不易达到20 mg/m3 的管输标准；其二是若CO2 /H2 S比值高，这时MDEA与CO2 的反应速率较低，净化气中CO2 含量不易达到≤3%的管输要求；其三是如果需要深度脱碳，仅采用MDEA不能达到要求。
为了克服此类弱点，开发配方溶剂脱硫脱碳新工艺是近年来胺法脱硫的发展方向之一。
天研院先后开发了MEA、DEA、D IPA 等伯胺、仲胺及MDEA水溶液早期脱硫溶剂脱硫技术之后，又开发成功了选择性脱硫溶剂、脱硫脱碳溶剂、有机硫脱除溶剂等系列脱硫技术。
目前针对川东北高含硫特殊气质研发的位阻胺脱硫技术、物理溶剂脱硫技术以及其它新技术也正在进一步深入研究中。
1. 1一乙醇胺溶剂脱硫技术为了发展我国的气体净化工业,满足天然气脱硫的要求，天研院在国内率先进行了天然气胺法脱硫研究工作。
在上世纪60年代中期，先后进行了一乙醇胺水溶液、一乙醇胺—环丁砜—水溶液脱硫的实验室、中试及工业试验工作,考察了溶液浓度、溶液负荷、贫液温度、贫液质量与净化气硫化氢含量之间的关系，考察了再生塔操作条件对贫液质量的影响，并于上世纪60年代与兄弟单位一起在四川建立了国内第一套天然气脱硫工业装置。
其它的天然气脱硫和炼厂气脱硫装置也借鉴了这些试验结果及生产经验。
之后又分别进行了一乙醇胺—环丁砜—水溶液脱除天然气中硫化氢、有机硫等工业试验,并取得了成功。
1. 2二异丙醇胺系列溶剂脱硫技术上世纪70年代中期,在工业装置上进行了二异丙醇胺—环丁砜脱硫溶液工业试验，考察了气液比、贫液温度对净化气总硫的影响,测定了溶液的再生状况、酸气中烃含量、冷换设备的传热系数、D IPA的变质速率以及挂片腐蚀结果等。
装置由MEA - 环丁砜溶液更换为D IPA - 环丁砜溶液后，蒸汽可节约25%以上，腐蚀性明显降低，长期稳定运行性能良好，获得工业应用。
1. 3甲基二乙醇胺溶剂脱硫技术天研院从上世纪80 年代开始在国内率先开始MDEA脱硫工艺技术研究,从试验室到工业装置,从常压到压力条件下，取得了一系列成果。
在考察了MDEA的吸收特性,选吸能力、溶液浓度、气液比、贫液温度及再生条件，并与D IPA溶液的性能进行了对比。
在川东脱硫总厂垫江分厂进行的MDEA水溶液取代D IPA—环丁砜溶液试验结果表明,在4. 0 MPa压力、原料气H2 S为0. 18%～0. 25%、CO2 /H2 S比7～10、气液比3 500～4 000、15块吸收塔板、蒸汽量200 kg/m3溶液，净化气质量稳定合格,与原用D IPA - 环丁砜溶液相比,酸气浓度上升10% ，达20%以上，溶液循环量为原来的三分之一至四分之一，蒸汽、水、电消耗相应降低,装置处理能力增加，天然气加工损耗下降。
1. 4物理—化学混合溶剂选择性脱除硫化氢和有机硫化物技术在川东天然气净化总厂进行了甲基二乙醇胺—环丁砜—水溶液试验，该试验在5. 5MPa压力下，从该厂原料气中选择性脱除硫化氢与有机硫化物，通过甲基二乙醇胺环丁砜水溶液与二异醇胺—环丁砜—水溶液对比。
确认了甲基二乙醇胺—环丁砜—水溶液取代使用的二异丙醇胺—环丁砜—水溶液可使净化气中硫化氢含量稳定低于20 mg/m3 ，有机硫脱除率高于70% ，二氧化碳共吸收率在60%左右。
脱硫装置蒸汽耗量节约25%～30% ，有利于提高酸气中硫化氢浓度，提高硫磺回收率，减轻尾气处理装置负荷。
1. 5配方溶剂脱硫脱碳技术鉴于我国天然气工业高速发展,对产品气硫含量要求越来越低,特别是含硫气田天然气的净化没有成熟的经验可借鉴，因此必须进一步提高和完善我国的脱硫技术水平。
为了解决天然气脱硫中出现的一些亟待解决的问题，天研院提出并开展了“配方型脱硫溶剂及脱硫技术研究”，主要开发了以MDEA水溶液为基础组分，根据不同要求加入不同添加剂，分别改善MDEA水溶液的脱硫选择性、有机硫脱除能力和脱硫脱碳性能,以及位阻胺、物理溶剂和其配方溶剂等，用以满足某些特殊原料气组成及产品气质要求的天然气脱硫。
1. 5. 1高选择性溶剂脱硫技术开发选择性脱硫溶剂CT8 - 5及工艺技术是为了满足天然气、炼厂气要求，进一步提高MDEA水溶液脱硫选择性和改善其操作稳定性的需要，它是在MDEA溶剂中加入适量能抑制MDEA 与CO2 反应速度的添加剂，在保证净化气H2 S指标合格的前提下，提高溶液的脱硫选择性,并辅助加入微量消泡剂、缓蚀剂和抗氧剂来改善溶液的操作稳定性。
CT8 - 5的脱硫选择性优于MEA、DEA、D IPA等伯胺、仲胺及MDEA水溶液,，CO2 吸收率比MDEA降低约5%～10% ,酸气H2 S浓度有明显提高，抗发泡能力优于常用醇胺溶液。
CT8 - 5 溶液脱硫率高，再生容易，贫液H2 S、CO2 含量很低，进一步降低了设备腐蚀的可能性。
CT8 - 5可在较高浓度范围内使用，使得溶液循环量降低,所需再生蒸汽量减少。
CT8 - 5化学稳定性好，无化学降解和热降解，无需溶剂复活处理。
CT8 - 5使用方便,原用醇胺溶液脱硫装置无需改变设备，可直接使用。
该溶剂可用于天然气、炼厂气等气体的选择性脱硫，也可用于酸气提浓。
目前该新型选择性脱硫溶剂已在重庆天然气净化总厂等大型装置上应用,经济效益和社会效益显著。
1. 5. 2脱硫脱碳技术脱硫脱碳溶剂CT8 - 9 及工艺技术是为了克服MDEA碱性弱，与CO2 反应速度低,不利于大量或深度脱除CO2 的缺点而开发的。
其最大特点是可以通过灵活调整溶液组成来满足对原料气中CO2 不同程度的脱除要求。
它适用于CO2 含量较高的天然气、炼厂气、合成气等气体的净化。
CT8 - 9 脱硫脱碳溶剂是以MDEA 为基础组份，适量添加能改善醇胺溶液脱硫脱碳性能和再生性能的添加剂及微量辅助添加剂复配的脱硫溶剂。
CT8 - 9脱硫脱碳溶剂具有脱硫效果好、CO2 脱除率可根据要求调节,抗污染能力强、再生容易、对装置腐蚀轻微等优点。
CT8 - 9脱硫脱碳溶剂抗发泡和抗腐蚀能力优于MDEA水溶液。
CT8 - 9 脱硫脱碳溶剂使用方便，如果装置原使用醇胺溶液脱硫，无需改动设备，可直接使用。
CO2 脱除率根据需要可在30% ～99%范围内调节。
1. 5. 3高酸性天然气有机硫脱除技术目前正在开发的川东北高含硫气田，除了气井压力高外，不仅含硫化氢高、CO2 高，还含有机硫。
对川东北高含硫气田一些气井天然气中有机硫分析结果显示，其有机硫的形态主要是羰基硫(COS)和二硫化碳(CS2 ) ，含量高低不等,有的高达300 mg/m3 ，甚至500mg/m3 ，而对于高含H2 S和CO2 ，同时有机硫含量也较高的高酸性天然气的净化处理，我国尚无成熟的经验。
鉴于上述原因，天研院开展了高酸性天然气中有机硫脱除技术的研究。
侧线试验表明，在3. 3MPa吸收压力和所试验的原料气组成条件下，所选脱硫溶剂对高酸性天然气中的H2 S和有机硫仍具有良好的脱除效果。
当采用440气液比时，有机硫脱除率> 70% ，净化气达到GB17820 - 1999中二类气质标准对H2 S、CO2 以及总硫的要求；在300的气液比下,有机硫脱除率大于80% ，净化气符合GB17820 - 1999中一类气质标准对H2 S、CO2 以及总硫的要求。