天然气脱硫技术论文

                                                                                                                      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。

1. 5. 4　位阻胺配方溶剂脱硫技术

空间位阻胺与常用醇胺相比，其结构特点是有一个或多个结构较复杂、相对分子质量较大的非直链烷基或其它基团取代了氨分子(NH3 )上的氢原子。研究表明，在胺分子中引入这类具有空间位阻效应的基团会改善其净化效果。位阻胺配方溶剂的净化效果比MDEA好，溶剂循环量更小，能够降低净化装置的操作能耗。在实验压力和原料气组成范围内，空间位阻胺配方溶剂处理后的净化气H2 S含量小于6 mg/m3 ,，CO2含量小于3% ，达到国标一类气对H2 S和CO2 含量的要求。与MDEA水溶液相比，其CO2 脱除率更高。含有空间位阻胺的另一配方溶剂与单纯MDEA水溶液相比,其脱硫净化度明显改善，H2 S脱除率由98. 55%升高到99. % ，净化气H2 S含量减少30%以上；CO2脱除率与MDEA水溶液相比降低1～2个百分点，选吸性能更优；循环量较MDEA 水溶液可减少10% ～15% ，且在较长时间的连续运转过程中脱硫性能稳定，再生性能良好;抗发泡倾向比单纯MDEA 水溶液好，腐蚀性与MDEA水溶液相当,能够满足脱硫净化的要求。

1. 5. 5　新型物理溶剂脱硫技术

醇胺法虽然具有净化度高等优点，但也存在着投资大、操作费用较高等不足之处。物理溶剂法主要是利用对H2 S、CO2 和有机硫物理溶解度大的有机溶剂，在较高压力下吸收H2 S、CO2 和有机硫，由于是物理吸收过程,酸性气体在其中的溶解热大大低于其与化学溶剂的反应热，故溶剂再生所需能耗明显低于使用醇胺溶液所需能量。而且，在常用的物理溶剂体系内，在

净化时可以保留大部分的CO2。近期，天研院还研究成功了一种新的物理溶剂，该溶剂具有对H2 S和有机硫脱除率高，对烃的共吸收率低，溶剂化学和热稳定性好、无毒、对环境影响小、对设备腐蚀小、再生能耗低等特点。它特别适宜于酸气浓度较高的天然气脱硫，其净化气的质量可达到管输气质标准。试验结果表明，该溶剂在6. 0 MPa的吸收压力，200气液比，H2 S含量≤7% ， CO2 含量≤5%的条件下，净化气气质可达到GB17820 - 1999中对一类气质的要求。在相同条件下，脱除H2 S和有机硫能力优于环丁砜，其选择性也较环丁砜好,而烃溶解损失率则低于环丁砜。其配方溶剂脱除H2 S的效果与Sulfinol - M溶剂基本接近,而选择性和有机硫脱除率优于Sulfinol- M溶剂，烃溶解损失率比Sulfinol - M溶剂低。

2　硫磺回收技术

硫磺回收技术是大规模脱硫的配套净化技术，对脱硫系统产生的酸气做进一步处理，使得净化后的装置尾气能达标排放。自上世纪30年代改良克劳斯法实现工业化以来，以H2 S酸性气为原料的硫磺回收工艺得到迅速发展。1970年天研院与兄弟单位一起建成了我国第一套500 kg/d的分流法两级克劳斯装置，开始了工艺设计、工艺操作参数以及催化剂等方面的科研工作并逐步深入，相继在燃烧炉的工艺参数、反应器各参数的控制、炉内各组分和过程气各组分同硫回收率的关系等方面做过大量的工作。随着环保法规的日益严格，上世纪80年代天研院进行了尾气加氢、亚露点工艺的科研工作，上世纪90年代又从事了选择性氧化回收硫的技术开发以及贫酸气的治理等。目前面对我国环保日益严格的要求,需不断改进和完善已有

技术，进一步探讨硫磺回收尾气排放达标的技术难题。随着川渝地区高含硫化氢气田的开发，对硫磺回收技术多样化的需求进一步加大,根据不同的酸性气质，将寻求更合理的硫磺回收技术，针对天然气净化的新需求，天研院将不断地深入研究硫磺回收及尾气处理相关的新课题。

2. 1　常规克劳斯硫磺回收技术

常规克劳斯硫磺回收技术的核心就是利用克劳斯最基本的反应原理，即H2 S与SO2 反应生成元素硫和水，通过硫磺回收装置来实现对含硫化合物的处理并达到回收硫磺，减少含硫化合物排入大气的技术。克劳斯反应为放热反应，低温有利于反应平衡，常规反应器通常为二到三级，反应温度在180℃～350℃范围内操作。但是，在反应炉内生成的副反应产物COS和CS2 只有在高温下才能水解更完全，一般要求有机硫在一反内完成水解，此外还有反应炉内没有完全反应的氧对下游催化剂亦有影响，催化剂也面临抗氧和硫酸盐化的问题，天研院通过几十年的努力基本解决了以上问题，并掌握了以上技术。催化剂的克劳斯反应活性、有机硫水解活性和抗氧抗硫酸盐化性能是评价硫磺回收催化剂的重要指标。催化剂的克劳斯反应活性通常指最基本的硫化氢与二氧化硫的反应，该反应为可逆反应。在催化反应段，克劳斯反应转化率的大小直接反映催化剂的活性，是硫磺回收装置影响回收效果的最直接的考核指标。

天研院开发的催化剂都能很好的满足这一基本要求，目前广泛应用于硫磺回收装置的CT6 - 2B、CT6 - 4B、CT6 - 7催化剂，在工业装置使用条件下都具有克劳斯反应活性高、性能稳定、使用寿命长等特点。催化剂的有机硫水解活性通常是指COS和CS2在催化剂上转化为H2 S和水的能力。只有将有机硫转化后才有利于硫的回收，否则有机硫将直接进入灼烧炉转化成SO2 排入大气。CT6 - 8的水解性能优于其它催化剂，能满足最苛刻的要求,可以使有机硫接近完

全转化，CT6 - 7也有很好的有机硫水解能力，CT6 -4B、CT - 2B的水解能力能满足装置的一般要求。过程气中的氧除了能引起催化剂的硫酸盐化外，当其浓度达到一定程度,还将大大降低催化剂的初活性，包括克劳斯转化率和CS2 水解率。氧主要来源于燃烧炉和再热炉的残余氧，氧同化学吸附的SO2 反应生成亚硫酸盐，它再与氧化铝反应生成稳定的硫酸铝。

在克劳斯反应中硫酸盐是没有活性的。CT6 - 8有最完善的抗硫酸盐化的能力， CT6 - 7、CT6 - 4B 有脱除氧和转化氧的良好功能，天研院的其它常规硫磺回收催化剂也都有不同程度的抗氧和较好的抗硫酸盐化的能力。

2. 2　亚露点技术

亚露点技术是常规克劳斯工艺过程的发展和延伸，即常规两级转化后的过程气在更有利的热力学(130℃～150℃)条件下,更有利于往克劳斯反应生成硫的方向进行，借此获得高的克劳斯转化率。在上世纪80年代后期天研院开发了低温克劳斯催化剂CT6- 4，在研究过程中，重点研究了低温催化剂制备，工艺操作参数的相互关系，特别是低温吸附性能和再生性能,以及在运转过程中的使用特性，并在川西北净化厂先后进行了该催化剂应用于亚露点工艺和Sulfreen工艺,并取得成功。

2. 3　硫回收尾气加氢技术

硫磺回收装置为了获得高的硫回收率,往往带有尾气处理部分,将二级反应后的克劳斯尾气加氢再作进一步处理是一种通常使用的方式。SCOT工艺是这种方式最具有代表性的一种工艺。它将二级克劳斯后的过程气中的含硫化合物通过加氢反应器，全部转化为硫化氢后，再脱硫，再将酸气返回到克劳斯装置。其中加氢催化剂是该技术的重要组成部分，天研院在上世纪80年代就开展了这方面的研究，主要对加氢催化剂的制备、改进，工艺操作参数的影响，以及加氢还原的相关因素开展研究。通过对该技术的研究，成功开发了CT6 - 5、CT6 - 5B硫磺回收尾气加氢催化剂。该催化剂目前已广泛应用于川渝地区乃至全国的硫回收加氢装置。

2. 4　选择性氧化技术

选择性氧化技术是利用H2 S与氧选择性氧化生成元素硫。该技术的核心是阻止SO2 的生成或阻止已生成的元素硫进一步反应生成SO2 ，使之向有利的元素硫的方向进行。上世纪90年代初，天研院进行了选择性氧化制硫催化剂及工艺的研究，主要研究了催化剂的活性组分及其形态对催化剂活性的影响；过程气组成，特别是氧含量与硫转化率的关系；使用温度、空

速等对转化率、选择性的影响等。

2. 5　硫回收尾气低温加氢技术

在传统还原- 吸收型硫回收尾气处理工艺中，加氢段所使用的催化剂操作温度通常为330℃左右，经过加氢后的尾气总硫(除硫化氢外的总硫)小于300×10- 6。为简化加氢段再热操作,减小加氢反应器下游冷却器热负荷，降低能耗，国外新的进展是开发了具有更低入口温度的加氢催化剂以及由此带来的对整个工艺设计的改进，称为LT - SCOT工艺，与传统的SCOT工艺相比，LT - SCOT工艺总投资约低18% ，在界区内可节约操作费用约20%。常规加氢催化剂在空速为1 500 h- 1 ，温度为250℃时，原料气经过加氢/水解后的尾气除硫化氢外，总硫为400 ×10- 6 (φ)左右。天研院实验室开发的低温加氢催化剂在相同操作条件下，加氢后的尾气总硫小于150 ×10- 6 (φ) 。此外，新开发的催化剂在210℃，催化剂加氢/水解率稳定在97%以上，加氢后尾气总硫小于200 ×10- 6 ；在3 500 h- 1、温度250℃条件下，加氢后的尾气总硫小于220 ×10- 6 (φ) ，显示了催化剂的良好活性。

3　络合铁法脱硫技术

在天然气脱硫领域,络合铁法目前是最先进的液相氧化还原法，在国外被广泛应用在潜硫量不大的天然气脱硫和硫磺回收装置上，如每日脱除小于3 t硫的小型装置。天研院在上世纪70年代进行过该法的研究，主要存在络合剂降解和硫磺堵塞等问题需要进一步解决。

随着目前环保标准的日趋严格，应完善配套脱硫技术,以满足目前川渝地区天然气气田开发的新要求，天研院继续进行了络合铁法脱硫研究。经过试验室研究，现已开发了综合性能较好的化学药剂体系，找到了络合剂降解的有效抑制剂，使降解量减少了70% ，抑制剂价廉易得；开发的分散剂、硫沉淀改进剂能明显缓解硫堵；铁离子稳定剂可保证铁离子在较高pH值时不产生氢氧化铁沉淀。目前，川渝气田一套处理量约5 ×104m3 /d，原料气硫化氢含量约为18 g/m3 络合铁法液相氧化还原工业装置已投入运转。该技术属国内领先，在中等潜硫量的天然气脱硫中将得到进一步的推广应用。在本项目中，采用了国内未见报道的反相离子对

液相色谱法，首次建立了适用于络合铁法液相氧化还原技术的配套分析方法；采用了国内未见报道的特殊结构鼓泡吸收塔；采用防腐技术和材料选择相结合的办法解决了络合铁法脱硫中的腐蚀问题。开发出的络合铁法液相氧化还原天然气脱硫技术用于天然气中硫化氢的脱除时，脱硫效率可达99. 85%以上，平均硫容达到0. 38 g/L，净化气中硫化氢含量在5 mg/m3 以下。

在脱硫过程中，无固体、液体废物，废气达标排放。“络合铁法液相氧化还原天然气脱硫技术”的研究成功,为川渝气田含硫天然气的开发提供了一种新的脱硫工艺，填补了国内缺少净化中等含硫天然气工艺方法的空白。

4　固体脱硫净化技术

当天然气中硫化氢含量较低,潜硫量较小，采用传统胺法脱硫加硫磺回收或液相氧化等工艺时，往往因投资大、操作复杂等原因难以实施。为此天研院开发了专门用于处理低含硫或硫化氢总量不大的含硫气体固体脱硫净化技术。该技术用于含硫量在1 000 kg/d以下的天然气脱硫，或要求间歇性供气时采用，通常称为干法脱硫。干法脱硫工艺具有投资小、设备简单、操作方便、净化度高、处理气量弹性大等优点，特别适用于总硫量不大、缺电少水的边远分散气井、场站及相关装置的脱硫。常温固体脱硫技术以CT8 - 6 系列脱硫剂为依托，它是天研院针对偏远气井且硫化氢含量较低的天然气脱硫的固体脱硫剂产品，该脱硫剂具有性能稳定、硫容高、装置易于操作且操作过程中无需提供氧气等优点。目前， CT8 - 6系列脱硫剂已在100多套脱硫装置上应用。目前在川渝地区用该法净化的天然气每年大约为5 ×108 m3 左右。

5　结束语

(1) 西南油气田分公司天然气研究院已基本掌握了常规的天然气净化脱硫技术，并形成了具有特色的配套技术，能满足川渝地区天然气净化的需要，特别是甲基二乙醇胺水溶液脱硫技术、配方溶剂选择性脱硫技术、配方溶剂脱硫脱碳技术、常规硫回收克劳斯技术、硫回收亚露点技术、硫回收尾气加氢技术以及固体脱硫技术等，都已广泛应用于川渝地区天然气净化。

(2) 面临目前川渝地区高含硫气田的开发，对高含硫天然气的净化，天然气研究院已取得一些重要成果，包括高酸性天然气脱硫技术、位阻胺脱硫技术、新型物理溶剂脱硫技术、硫回收尾气选择性氧化制硫技术、硫回收尾气低温加氢技术、络合铁法脱硫技术等在技术上已取得突破，其中部分己获得工业应用，为高含硫气田的进一步开发作好了重要的技术储备。

(3) 天然气研究院将进一步对现有天然气净化技术开展深入优化研究，继续对高含硫气田开发过程中所需的新技术进行技术攻关，以解决川渝地区天然气净化中存在的实际技术问题。