长庆气田天然气净化处理
天然气常用脱水处理工艺技术研究
天然气常用脱水处理工艺技术研究发布时间：2022-04-24T09:17:59.168Z 来源：《科学与技术》2022年第1期作者：李勇国[导读] 天然气脱水处理过程在整个天然气净化过程中至关重要，目前国内外常用的天然气脱水处理工艺技术主要有低温分馏法、三甘醇吸收法、固体吸附法以及膜分离法脱水工艺等李勇国中国石油长庆油田分公司第二采气厂神木处理厂陕西榆林 719000摘要：天然气脱水处理过程在整个天然气净化过程中至关重要，目前国内外常用的天然气脱水处理工艺技术主要有低温分馏法、三甘醇吸收法、固体吸附法以及膜分离法脱水工艺等。
这其中每种脱水方法的脱水机理、适用环境、主要设备等关键节点又各不相同。
基于此，本文对不同脱水工艺优缺点及使用范围进行分析，为不同条件下相关气田采用针对性脱水工艺技术的选择提供借鉴。
关键词：天然气处理；脱水工艺；脱水机理0 前言天然气中过量的水蒸汽存在不小的危害。
首先，商品化天然气的热值会降低；其次，降低商品天然气的管道输气能力；另外在天然气的集输、加工处理过程中，气体的工艺条件会发生一些变化，比如温度的降低，压力的升高等因素会造成水蒸汽的凝结形成液态水，液态水与气体中的酸性组分结合会加快设备的腐蚀。
严重时会形成冰或者固态的水合物，会造成输气管道堵塞等严重后果。
因此一般情况下天然气需要对过量的水分进行脱除，以满足下游加工、使用的要求。
1低温分离技术1.1工艺原理低温脱水的原理是在一定的压力条件下，天然气的温度降低到水的露点以下时，天然气中就会有液态水析出，但在此时的压力和温度下天然气中的水蒸汽还是饱和的。
将析出的液相水分离后，将天然气的温度提高或者天然气所处的压力减小，这时天然气中的水蒸汽变为不饱和状态，因此便降低了天然气的含水量[1]，从而降低其水露点。
根据低温分离法工作原理，可知低温分离器通常在低温与高压的条件下进行操作。
被脱水后的天然气的水露点即为该高压下的操作温度，一般脱水要求达到防止天然气在输气管道中析出液相水形成水合物。
长庆气田天然气采用MDEA配方溶液脱硫脱碳.do
作者简介：王登海，１９６９年生，工程师，１９９４年毕业于西南石油学院天然气加工专业；现在西安长庆科技工程有限责任公司工作，曾担任长庆气田多座天然气净化厂工程设计项目负责人。
地址：（７１００２１）陕西西安未央区兴隆园小区。
电话：（０２９）８６５９３９７８。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｙｕｄｏｎｇｗａｎｇ１９３６＠ｓｉｎａ．ｃｏｍ长庆气田天然气采用ＭＤＥＡ配方溶液脱硫脱碳王登海１ 王遇冬１ 党晓峰２（１．长庆科技工程有限责任公司 ２．长庆油田第一采气厂） 王登海等．长庆气田天然气采用ＭＤＥＡ配方溶液脱硫脱碳．天然气工业，２００５；２５（４）：１５４～１５６摘 要 长庆气田靖边气区的原料天然气中，ＣＯ２含量与Ｈ２Ｓ含量之比高达１８８．８。
长庆气田处理该原料天然气的第三净化厂根据这一特点，选用了适合配方的ＭＤＥＡ配方溶液作为该厂的气体脱硫、脱碳溶液。
文章介绍了脱硫脱碳装置的运行情况。
结果表明，配方溶液将原料天然气中所含Ｈ２Ｓ与ＣＯ２均脱至我国国家标准规定的含量以下，从而保证了外输天然气的质量，并取得了良好的节能效果。
主题词 长庆气田 天然气 净化 配方溶液 气体脱硫 脱二氧化碳 我国第一套采用ＭＤＥＡ配方溶液的脱硫脱碳装置已于２００３年底在长庆气田第三净化厂（以下简称三厂）建成投产，实际运行情况良好，达到了设计预期效果。
一、ＭＤＥＡ配方溶液的选择 ＭＤＥＡ配方溶液是一种高效气体脱硫脱碳溶液。
它通过在ＭＤＥＡ溶液中复配不同的化学剂来增加或抑制ＭＤＥＡ吸收ＣＯ２的动力学性能。
因此，有的配方溶液可比ＭＤＥＡ具有更高的脱硫选择性，有的配方溶液也可比其他醇胺溶液具有更好的脱除ＣＯ２效果〔１〕。
在溶液中复配的这些化学剂同时也影响着ＭＤＥＡ的反应热和汽提率。
几种不同醇胺溶液在一定条件下脱除Ｈ２Ｓ的工艺参数见表１〔２〕。
影响醇胺溶液脱硫脱碳装置投资、运行费用最主要的参数是溶液的循环量和重沸器能耗，而这些参数又与原料气中酸性组分含量、吸收塔压力、温度、净化气质量要求以及所选用溶液的性能有关。
长庆油田伴生气回收及综合利用-冯宇
长庆油田伴生气回收及综合利用-冯宇长庆油田伴生气回收及综合利用引言油田伴生气又称油田气，通常指与石油共生的天然气。
按有机成烃的生油理论，有机质演化可生成液态烃与气态烃，气态烃或溶解于液态烃中，或呈气顶状态存在于油气藏的上部，这两种气态烃均称为油田伴生气或伴生气，主要成分是甲烷、乙烷等低分子烷烃，还有一定数量的丙烷、丁烷、戊烷等。
石油伴生气具有非常可观的经济效益，如果不回收对环境的破坏和污染非常严重。
以前通常将石油伴生气放空，散发的油气污染当地的自然环境。
认识到伴生气就地放空对环境的破坏后，各级企业对于排放量大的气体均采用燃烧后排放的方式，但燃烧后产生的ＣＯ２、ＣＯ、硫化物等也对环境造成一定程度的污染。
所以从油田开发远景考虑，将伴生气综合回收利用是达到人与自然的和谐发展和企业可持续发展目标的最佳选择。
长庆油田石油伴生气资源丰富，原始溶解气油比２０～１２０ｍ３／ｔ。
截止目前长庆油田已探明伴生气地质储量２１３０×１０８ｍ３，资源量丰富。
其中燃料加热利用约为４２％，燃气发电利用约为８％，轻烃回收利用约为２０％，整体利用率７０％左右，具有很大的提升空间。
根据油田的发展，原油产量仍将保持高速增长，油田伴生气产量也将逐年递增，发展潜力大。
１伴生气分类１．１井场套管气此类伴生气产生于油井套管，主要特点是绝大多数组分为甲烷、乙烷，且携带的泥砂、水分等杂质较多，每个井场的气量一般在１００～１０００ｍ３／ｄ，组分较贫，但有一定的回收液化气和轻油价值［１］。
１．２站场伴生气此类伴生气是增压点、接转站、联合站等站场的缓冲罐或三相分离器分离出来的气体，主要特点是甲烷、乙烷较多，基本不含泥砂等杂质，每个站点的气量在几百到几千立方米不等。
１．３油罐挥发气此类气体主要产生于联合站沉降脱水罐顶，主要特点是Ｃ３以上高附加值组分含量很高，是轻烃回收的极好原料，但气量变化随进油量、罐温、气温等变化很大，不易单独回收利用。
相对于其它伴生气，油罐挥发气回收及利用的投入产出比大，更具有回收价值［２］。
天然气净化工艺流程
天然气净化工艺流程天然气净化是指对天然气中的污染物进行去除的过程。
天然气中的污染物包括硫化氢、二氧化碳、水蒸气等。
净化过程主要分为三个步骤：脱硫、脱水、脱碳。
首先是脱硫过程。
天然气中的硫化氢是一种有毒有害气体，对环境和人体健康都有一定的危害。
因此，在天然气中脱除硫化氢是必不可少的。
常用的脱硫方法有化学吸收法和物理吸附法。
化学吸收法是利用溶液将硫化氢吸收，常用的溶液有甲醇溶液、氨水溶液等。
而物理吸附法是利用固体吸附剂对硫化氢进行吸附，常用的吸附剂有活性炭、硅胶等。
脱硫过程需要控制好溶剂的浓度和温度，以提高脱硫效果。
接下来是脱水过程。
天然气中的水蒸气会导致管道腐蚀和设备结冰等问题，因此需要进行脱水处理。
常用的脱水方法有凝结法、吸附法和膜分离法。
在凝结法中，通过降低天然气温度，使水蒸气冷凝成液体水被分离出来。
吸附法是利用固体吸附剂吸附水蒸气分子，常用的吸附剂有分子筛、硅胶等。
膜分离法是利用特殊的膜材料选择性地分离出水分子。
脱水过程需要控制好温度和压力，以提高脱水效果。
最后是脱碳过程。
天然气中的二氧化碳会导致能量损失和环境污染，因此需要进行脱碳处理。
常用的脱碳方法有物理吸附法、化学吸收法和膜分离法。
物理吸附法是利用固体吸附剂吸附二氧化碳分子，常用的吸附剂有分子筛、活性炭等。
化学吸收法是利用溶液将二氧化碳吸收，常用的溶液有甲醇溶液、醇胺溶液等。
膜分离法是利用特殊的膜材料选择性地分离出二氧化碳。
脱碳过程需要控制好溶剂的浓度和温度，以提高脱碳效果。
综上所述，天然气净化工艺流程主要包括脱硫、脱水和脱碳三个步骤。
通过合理选择脱硫、脱水和脱碳的处理方法，可以有效地去除天然气中的污染物，提高天然气的质量和利用效率，减少对环境的污染和人体健康的危害。
天然气净化处理工艺流程
天然气净化处理工艺流程一、概述天然气是一种清洁能源，但其中含有的杂质会对环境和设备造成损害，因此需要进行净化处理。
天然气净化处理工艺流程包括预处理、脱水、除硫、除碳等步骤。
本文将详细介绍天然气净化处理的工艺流程。
二、预处理1. 去除颗粒物首先，需要去除天然气中的颗粒物，防止颗粒物对设备造成损坏。
通常采用过滤器进行过滤。
2. 去除液态水天然气中含有大量的液态水，需要通过脱水工艺去除。
常见的脱水方法包括冷却凝结法和吸附剂法。
三、脱水1. 冷却凝结法冷却凝结法是将天然气冷却至露点以下温度，使其中的水分凝结成液态，再通过分离器将其分离出来。
该方法简单易行，但对设备要求较高。
2. 吸附剂法吸附剂法是利用吸附剂吸附天然气中的水分，在一定条件下再进行蒸发，将水分去除。
该方法具有处理能力强、效果好的优点。
四、除硫1. 生物法生物法是利用生物菌群对天然气中的硫化氢进行降解，将其转化为硫酸盐，再通过沉淀或过滤等方式将其去除。
该方法具有无污染、无二次污染等优点。
2. 化学法化学法是利用化学反应将天然气中的硫化氢转化为易于分离的物质，再通过吸附剂等方式将其去除。
该方法具有处理效果好、处理速度快等优点。
五、除碳1. 吸附剂法吸附剂法是利用吸附剂吸附天然气中的碳酸气，在一定条件下再进行蒸发，将碳酸气去除。
该方法具有处理能力强、效果好的优点。
2. 膜分离法膜分离法是利用特殊材料制成的膜对天然气中的碳酸气进行分离，将其从天然气中去除。
该方法具有操作简单、处理速度快等优点。
六、总结天然气净化处理工艺流程包括预处理、脱水、除硫、除碳等步骤。
不同的处理方法具有各自的优点和适用范围，根据实际情况选择合适的处理方法可以达到最佳的处理效果。
天然气净化的工艺流程
天然气净化的工艺流程天然气净化是指对天然气中的杂质和污染物进行去除和净化的过程，以提高天然气的质量和安全性。
下面是一种常见的天然气净化的工艺流程。
首先，在天然气净化的过程中，需要进行除湿处理。
天然气中含有大量的水分，如果不进行除湿处理，会对后续的处理设备和操作产生不利影响。
除湿的方式通常采用冷凝除湿和吸附除湿两种方法。
冷凝除湿是将天然气通过冷却器，使其中的水分凝结成液态，并通过分离器将凝结的水分与天然气分离。
这种方法适用于水分含量比较高的天然气。
吸附除湿是通过将天然气通过吸附剂，吸附剂能够选择性地吸附天然气中的水分。
通常常用的吸附剂是硅胶、分子筛等。
吸附剂在吸附一段时间后会饱和，需要进行再生。
再生可以通过减压或加热的方式进行。
除湿处理后的天然气进一步进行硫化氢的除去。
硫化氢是天然气中最常见的污染物之一，具有刺激性气味，并且对人体、设备和环境有很大的危害。
常用的硫化氢除去方法是利用化学吸收法。
将天然气通过吸收剂，吸收剂一般为甲醇、二乙醇胺等物质，吸收剂能够选择性地吸收天然气中的硫化氢。
除去硫化氢后的天然气可能还存在其他的杂质，如二氧化硫、烷烃、硝酸盐等。
这些杂质会对天然气的使用和运输带来不利影响，需要进一步进行处理。
对于二氧化硫，通常采用催化氧化法进行氧化，将其转化为二氧化硫。
对于烷烃和硝酸盐，可以通过吸附或减压入液进行除去。
整个净化过程中还需要对天然气进行脱水处理。
脱水是指将天然气中的水分除去，以提高天然气的质量。
脱水可以通过温度降低法、压力降低法、吸附法等方法进行。
最后，在天然气净化的过程中，通常还需要对天然气进行加压、调节温度和调节流量等处理，以满足用户对天然气的需求。
总结起来，天然气净化的工艺流程包括除湿处理、硫化氢的除去、杂质的处理和脱水处理。
这些处理过程可以去除天然气中的杂质和污染物，提高天然气的质量和安全性，保证其正常的使用和运输。
同时，对于不同的天然气质量要求，可以根据需要进行适当的调整和改进。
天然气净化系统吹扫和压力试验工艺
天然气净化系统吹扫和压力试验工艺
潘越;刘俊莲
【期刊名称】《石油工程建设》
【年(卷),期】2005(031)004
【摘要】系统的吹扫和压力试验是对设备、管件、管材及施工质量考核的一个重要环节,长庆气田第三天然气净化厂是西气东输天然气净化的重要组成部分,天然气处理能力300万m3/d.文章分析了天然气净化厂脱硫脱水装置区和集配气总站的特点,针对施工难点编制了切实可行的吹扫和压力试验方案,详细介绍了脱硫脱水装置系统和集配气总站系统的吹扫和压力试验工艺流程,并提出了施工中的注意事项.【总页数】5页(P33-37)
【作者】潘越;刘俊莲
【作者单位】中国石油天然气第一建设公司,河南,洛阳,471023;中国石油天然气第一建设公司,河南,洛阳,471023
【正文语种】中文
【中图分类】TE682
【相关文献】
1.高压天然气输气站场工艺管道吹扫、气压试验技术的分析与应用 [J], 吴雄平;孙明烨;刘磊;左熠
2.天然气站场工艺管道吹扫试压方法 [J], 刘松杰;李山山
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长庆气田采用Clinsulf-DO工艺进行硫磺回收
石 油 与 天 然 气 化 工
３ ８
ＣＨＥＭ Ｉ ＣＡＬ ＥＮＧＩ ＮＥＥＲＩ ＮＧ ＯＦ Ｏ Ｉ ＆ ＧＡＳ Ｌ
长 庆气 田采 用 Ｃｉｓｌ—Ｄ ｌ ｕｆ Ｏ工 艺进 行硫 磺 回收 ｎ
陈 小锋 关丹 庆 刘 波 王 瑛 罡
择 性催 化 氧化 工 艺 ， 核 心 设 备 是 Ｌｎ ｅ的 内 冷 式 催 其 ｉｄ
空气
含 硫 尾气至 焚烧炉
化反 应 器 ， Ｈ ｓ与 Ｏ 在催化 剂 器 预 热 器 ｆ
—Ｅ 『＝ 景 器 凝 『 ＝ ｎ 器 ＝ ＝： ＝ ＝
（． １ 长庆油 田公 司油 气 田规 划所 ２ 长庆 油 田公 司第 一采 气厂 ３ 长庆 油 田公 司生产 运行 处 ） ． ．
摘 要 长庆 气 田第一 净化厂 从德 国 Ｌｎ ｅ公 司引进 了一套 采 用 Ｃｉｓｌ— Ｏ 工 艺的硫磺 回 收装 ｉｄ ｌ ｕ Ｄ ｎ ｆ
置， 用于处 理 ＭＤ Ａ溶液 脱硫装 置产 生的 酸 气。装 置 于 ２ ０ Ｅ ０ ４年 ５月初投 产 ， 生产 运行 情 况 良好 ， 际硫 实
回 收 率 在 ９ ％ 以 上 ， 置 排 放 尾 气 达 到 国 家 相 关 环 保 排 放 标 准 。 该 工 艺 装 置 的 成 功 应 用 。 我 国 天 然 ０ 装 对
气行业硫 回收技 术的发展 具 有一 定 的参 考价值 。
关键 词 天 然气 净化
酸 气 直接 氧化 法
硫磺 回 收 成 见表 １ 。装 置 主体 包括 ： 硫磺 回收 （ 主要设 备 为 Ｃｉ． ｌ ｎ ｓｒ反 应 器 、 冷 凝 器 、 分 离 器 、 丘 里洗 涤 器 ） 硫 ｕ ｆ 硫 硫 文 、 磺 成型 和包装 、 磺仓 库 以及相 应 的配 套设 施 。 硫
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长庆气田天然气净化技术及配套工艺2010年6月目录第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述1、天然气处理的涵义2、长庆气田的气质特征3、商品天然气的质量要求4、长庆气田天然气处理工艺技术二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程（一）、脱硫单元（二）、脱水单元（三）硫磺回收单元（四）酸气焚烧单元二、丙烷制冷脱水、脱烃工艺原理及流程（一）天然气处理单元（二）丙烷制冷单元（三）凝液回收单元第三部分天然气净化（处理）厂公用系统一、概述二、火炬放空单元三、空（氮）站四、供热、供水单元第四部分污水处理工艺技术一、含醇污水处理技术二、不含醇污水处理技术三、生产、生活污水处理技术四、污水回注及污泥焚烧第一部分长庆气田天然气净化（处理）厂简介一、概述天然气净化厂（处理厂）是气田产能建设中的重要组成部分，长庆气田自开发建设以来，已陆续建设了3座天然气净化厂、6座天然气处理厂，天然气的年处理能力达到了250亿方，天然气净化（处理）厂的分布及生产能力如下：表1.1 天然气净化（处理）厂生产能力统计表1、天然气处理的涵义天然气处理是指为使天然气符合商品质量指标或管道输送要求而采用的一些工艺过程，例如脱除酸性气体（如脱硫、脱碳和有机硫化物等）、脱水、脱凝液和脱除固体颗粒等杂质，以及热值调整、硫磺回收和尾气处理等过程。
习惯上把天然气脱除酸性气体、脱水、硫磺回收和尾气处理等统称为天然气净化；把脱除凝液（含凝液回收）的过程，称为天然气处理。
2、长庆气田的气质特征长庆气田的井口天然气气质各个气田有所不同，靖边气田的井口天然气含有H2S、CO2，榆林、苏里格、子洲—米脂气田的天然气中含有少量的凝析油，但H2S、CO2含量轻微。
详细情况见下表:表1.2 长庆气田天然气净化（处理）厂原料气酸性气体含量统计表3、商品天然气的质量要求商品天然气的质量要求是根据经济效益、安全卫生和环境保护等三方面的因素综合考虑制定的，商品天然气的主要技术指标及概念如下：1)最小热值：为了使天然气用户能根据天然气燃烧值适当地确定其加热设备规格、型号，确定最小热值是必须的。
所谓热值是指单位体积或质量天然气的高发热量或低发热量，这项规定主要要求控制天然气中的N2和CO2等不可燃气体的含量。
2)含硫量：主要是为了控制天然气的腐蚀性和出于对人类自身健康和安全的考虑。
常以H2S含量或总硫（H2S及其它形态的硫）含量来表示。
一般而言，H2S含量不高于6～24mg/Sm3。
3)烃露点：即在一定压力下天然气中析出第一滴液烃时的温度，它与天然气的压力和组成有关。
4)水露点：在一定压力下，天然气饱和绝对湿度对应的温度。
也可以这样描述，天然气的水露点是指天然气中的水蒸汽在一定压力下，凝结出第一滴水时天然气的温度。
我国1999年发布的GB 17820-1999《天然气》国家标准中有关商品天然气的质量指标如下：表1.3 商品天然气的气质技术要求目前长庆气田的商品天然气质量控制指标执行二类气质标准。
4、长庆气田天然气处理工艺技术天然气中的CO2含量过高会降低天然气的热值及长输管道的有效输送效率，H2S会造成金属材料腐蚀，并污染环境，当天然气作为化工原料时还会导致催化剂中毒，影响产品质量，因此要按照不同的用途将CO2、H2S等杂质脱除。
如管输天然气中H2S含量一般应低于20mg/m3；天然气液化中 HS含量小于3.5 mg/m3；合成氨或合成甲醇，2原料气中的含硫量小于1mg/m3。
长庆天然气主要用作民用，根据长庆天然气的气质特征和商品天然气的质量要求，不同气田的天然气净化、处理工艺也不尽相同。
靖边气田的天然气净化厂选用了甲基二乙醇胺（MDEA)脱除酸性气体的工艺，并针对原料气质高碳硫比的气质特点，研制开发了复配MDEA溶液脱硫、脱碳技术，提高了装置运行的技术经济性能。
脱水采用成熟的三甘醇脱水工艺，硫磺回收引进了林德公司的Clinsulf-do直接氧化工艺。
榆林、苏里格和子洲—米脂气田选用了丙烷制冷脱烃、脱水的工艺技术，主要脱除水分和凝析油，以有效降低进入长输管道的天然气的烃、水露点。
二、长庆气田天然气净化（处理）厂简介各天然气净化（处理）厂的分布、工艺及自控系统在建设中各有不同，下面将进行简要介绍。
1、第一净化厂第一净化厂始建于1996年4月18日,初期总体配套设计年处理能力30亿方。
2003年10月改扩建工程建成投产后，装置的建设规模达到了1400万方/天，但由于原料含量升高，在满足二级商品气质的条件下，工厂实际年处理能力可达到36气中的CO2亿方。
下游主要用户有陕京管道、靖西管道、陕宁线、甲醇厂和靖边燃气电厂。
工厂主体由5套日处理天然气200万方和1套400万方的净化装置、1套硫磺回收和2套酸气焚烧及火炬放空系统组成，配套有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理等单元，各套装置自成体系，可以实现不停产条件下分别进行检修。
2、第二净化厂第二净化厂总体设计年处理天然气能力25亿立方米。
工厂主体由两套日处理天然气375万方的净化装置、1套硫磺回收装置及酸气焚烧、火炬放空系统构成，配套建有供电、供热、供水、甲醇回收、污水处理、集配气等公用单元。
采用罗斯蒙特公司DCS管控一体化控制系统，对生产过程实行集中监视、分散控制、调度管理，以提高工厂运行的安全性、可靠性和管理水平。
一期工程于2000年8月7日正式动工兴建，2001年9月30日竣工验收；二期工程于2002年3月全面开工，同年9月14日建成投产。
产品气主要输往北京、内蒙等各大城市。
第一净化厂和第二净化厂之间建有产品气联络线，便于气量调配和生产组织。
3、第三净化厂第三净化厂2002年4月30日正式破土动工，2003 年10月30日建成投产，总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要为靖西天然气管道公司。
工厂引进加拿大普帕克公司日处理天然气300万方的脱硫脱水装置1套，配套建成尾气焚烧、火炬放空系统各1套。
公用及辅助工程主要包括变配电、通信、供水、供热、消防、集配气、空氮站等单元。
生产过程全部通过DCS系统集中自动监视和控制。
与一净、二净相区别的是，该厂采用热煤炉（60%的TEG）供热及全空冷换热，节能效果显著。
4、榆林天然气处理厂榆林天然气处理厂于2005年3月正式动工兴建。
总体设计年处理天然气10亿方，下游用户主要有陕京管道、榆林天然气化工厂。
主体由两套日处理天然气300×104m3的丙烷制冷脱油脱水装置、一套日处理规模为36吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
第二净化厂、苏里格第一处理厂和米脂处理厂的天然气经榆林处理厂的集配气总站输往陕京管道。
5、长北天然气处理厂长北天然气处理厂与榆林天然气处理厂相邻。
隶属于长北项目经理部。
工厂设计规模为30亿方/年，主要处理长北合作区的各集气站来气，下游用户为陕京管道。
主体由两套日处理天然气500×104m3的J-T阀节流制冷脱油、脱水装置、一套日处理规模为50吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
该厂的自动控制系统先进，有独立于生产控制系统的安全连锁（ESD）系统，自动化控制水平高。
6、米脂天然气处理厂米脂天然气处理厂年处理能力为15亿方，主要处理子洲-米脂气田各集气站来气，下游用户主要有陕京管道。
榆2007年8月投产，主体由两套日处理天然气225万方的丙烷制冷脱油脱水装置，一套日处理规模为25吨的凝析油稳定装置组成，同时建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
7、苏里格第一天然气处理厂苏里格第一天然气处理厂主要担负着5个合作区块和苏14区块、桃2区块天然气处理任务，总体设计年处理天然气30亿方。
产品气经第二净化厂输往陕京管线、苏里格燃气电厂和乌审旗中天燃气公司及长蒙天然气管道公司。
工厂采用先增压后脱油、脱水的工艺模式，主体7套天然气压缩机和3套日处理能力300万方脱油脱水装置构成，其中 2006年一期工程建成了10亿方的天然气处理规模。
2007年二期工程完成5台天然气压缩机组、1套日处理能力300万方脱油脱水装置。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第一天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
8、苏里格第二天然气处理厂苏里格第二处理厂位于乌兰陶勒盖，设计总规模为50亿方/年，主要担负着5个合作区块和苏东区块天然气处理任务，于2008年6月底建成投产，设置脱油、脱水装置3套（每套脱油脱水装置日处理能力500万方），凝析油稳定处理装置（处理量为80t/d）一套，天然气增压机组6台。
产品气输往陕京管线，处理厂总占地约225.88亩。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
（苏里格第二处理厂的工艺是先脱水后压缩工艺）。
苏里格第二天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-20℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
9、苏里格第三天然气处理厂苏里格第三天然气处理厂位于内蒙古自治区鄂尔多斯市鄂托克旗苏米图，第三天然气处理厂处理规模50亿方/年，主要接收苏里格中区、苏-11区块及部分西区来气。
有三套生产规模均为500万方/天的脱油脱水装置，7台往复式增压压缩机。
产品气经第二处理厂输往陕京管线。
2008年开工建设，预计2009年6月底投产。
工厂建有供风、供水、供电、自控、供热及消防等辅助生产设施和公用工程。
苏里格第三天然气处理厂产品气的水露点控制指标随季节变化有所不同，冬季水露点要求控制在-10℃以下，夏季要求控制在-5℃以下。
第二部分天然气净化（处理）工艺原理及流程一、天然气净化工艺原理及流程长庆气田的天然气净化厂主要生产单元包括脱硫单元、脱水单元和硫磺回收单元。
（一）、脱硫单元1、天然气脱硫的原因和意义天然气中含有的H2S、CO2和有机硫等酸性组分，在水存在的情况下会腐蚀金属;含硫组分有难闻的臭味、剧毒、使催化剂中毒等缺点。
CO2为不可燃气体，影响天然气热值的同时，也影响管输效率。
特别是，H2S是一种具有令人讨厌的臭鸡蛋味，有很大毒性的气体。
空气中H2S含量达到几十mg/m3就会使人流泪、头痛，高浓度的硫化氢对人有生命危险；H2S在有水及高温（400℃以上）下对设备、管线腐蚀严重；还对某些钢材产生氢脆，在天然气净化厂曾发生阀杆断裂、阀板脱落现象。
有机硫中毒会产生恶心、呕吐等症状，严重时造成心脏衰竭、呼吸麻痹而死亡。
因此天然气脱硫有保护环境、保护设备、管线、仪表免受腐蚀及有利于下游用户的使用等益处。