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500×10m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，
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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。
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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。
同时还可以化害为利，回收资源。将天然气中的硫化氢分离后经克劳斯反应制成硫（亮黄色，纯度可达99.9），可生产硫和含硫产品，在工业、农业等各个领域都有着广泛的用途。
从高含量CO2的天然气中分离出来的高纯度的CO2可用于制备干冰，也可用于采油上回注地层以提高原油的采收率。
2、天然气脱硫、脱碳的方法
关于天然气中酸性气体的脱除，开发了许多处理方法，这些方法可分成湿法和干法两大类。干法脱硫目前工业上已很少应用，工业大型装置以湿法为主。湿法脱硫按照溶液的吸收和再生方法，可分为化学吸收法、物理吸收法和氧化还原法三类。
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2.1化学吸收法
化学吸收法是以可逆的化学反应为基础，以弱碱性溶剂为吸收剂，溶剂与原料气中的酸性组分（主要是H2S和CO2）反应而生成某种化合物；吸收了酸气的富液在升高温度、降低压力的条件下，该化合物又能分解而放出酸气。主要有代表醇胺法、改良热钾碱法、氨基酸盐法。
改良热钾碱法已成功地用于从气体中脱除大量CO2，也可用来脱除天然气中的CO2
和H2S酸性气体。基本原理为：
K2CO3+ CO2+H2O→2KHCO3 K2CO3+ H2S→2KHCO3+KHS
改良热钾碱法适用于含酸气量8%以上，CO2/H2S比高的气体净化。压力对操作影响较大，吸收压力不宜低于2MPa。
美国和日本合成氨厂很多采用这种方法脱CO2。美国装置数超过100套，日本装置数超过500套。
2.2物理吸收法
物理吸收法是基于有机溶剂对原料气中酸性组分的物理吸收而将它们脱除，溶剂的酸气负荷正比于气相中酸性组分的分压。富液压力降低时，随即放出所吸收的酸性组分。物理吸收一般在高压和较低的温度下进行。
物理吸收法的主要代表有冷甲醇法、碳酸丙烯酯法、N-甲基吡咯烷酮法、聚乙二醇二甲醚法和磷酸三丁酯法。
物理吸收法具有如下特点：
1) 一般在高压和较低的温度下进行；
2) 溶剂酸气负荷高，适宜于处理酸气分压高的原料气； 3) 溶剂不易变质，腐蚀性小，能脱除有机硫化物；
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但物理吸收法不宜用于重烃含量高的原料气，且受溶剂再生程度的限制，净化率较化学吸收法低。
① 冷甲醇法
冷甲醇法是以甲醇为吸收剂，在低温（低于-50℃）下吸收酸性气体的物理吸收法。 甲醇在高压低温下CO2和H2S有很高的溶解度，适宜于酸气分压大于1.0MPa的原料气，可选择性地脱除H2S并可同时脱除有机硫化物。
② 聚乙二醇二甲醚法
聚乙二醇二甲醚法（Selexol法）用聚乙二醇二甲醚作溶剂，旨在脱除气体中的CO2和H2S。由于聚乙二醇二甲醚具有吸水性能，因而该法还能同时产生一定的脱水效果。
2.3化学—物理吸收法
化学—物理吸收法是一种将化学吸收剂与物理吸收剂联合应用的酸气脱除法，目前以环丁砜法为常用。物理吸收溶剂是环丁砜，化学吸收溶剂可以用任何一种醇胺化合物，但常用的是二异丙醇胺（DIPA）和甲基二乙醇胺（MDEA）。
2.4湿式氧化法
这类方法的研究始于本世纪二十年代，至今已发展到百余种，其中有工业应用价值的就有二十多种。主要湿式氧化法有改良的ADA法 （蒽醌法）、 螯合铁法、 PDS法。
湿式氧化法具有以下特点：
1) 脱硫效率高，可使净化后的气体含硫量低于 5.0 mg/m3； 2) 可将H2S转化为单质疏，无二次污染； 3) 可在常温和加压状态下操作；
4) 大多数脱硫剂可以再生，运行成本低。 2.5 干法脱除酸性气体
所谓干法，是应用固体材料吸附、化学反应、气体分离等技术脱除天然气中H2S和CO2组分。干法主要包括氧化铁法、活性炭法、分子筛、膜分离法等。
干法脱除酸气技术通常用于低含硫气体处理，特别是用于气体精细脱硫。大部分干法脱硫工艺由于需要更换脱硫剂而不能连续操作，还有一些干法如锰矿法、氧化锌法等，脱硫剂均不能再生，脱硫饱和后要废弃，一方面会造成环境问题，另一方面会增加脱硫成本。
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