6　天然气处理

6.0.1　天然气处理总流程应根据原料气性质、下游用户对气质和产品的要求确定。天然气处理装置宜集中布置。

6.0.2　天然气处理装置的设计能力应与所辖区块的产气量相适应，处理装置允许气量波动范围宜取60%～120%，装置的年运行时数宜取8000h。

6.0.3　工艺计算应选择具有代表性的天然气组成作为依据，宜按一定的组成波动范围进行设计。

6.0.4　产品指标应符合下列规定：

1　天然气应符合现行国家标准《天然气》GB 17820的有关规定，进入输气管道的天然气尚应符合现行国家标准《输气管道工程设计规范》GB 50251的有关规定；

2　液化石油气应符合现行国家标准《液化石油气》GB 11174的有关规定；

3　稳定轻烃应符合现行国家标准《稳定轻烃》GB 9053的有关规定；

4　天然气凝液及其他产品应符合设计合同（设计委托书）的要求或企业间的协议标准。

6.0.5　天然气处理装置入口应设具有除油、液体缓冲功能的分离器，天然气含有固体粉尘杂质时，还应设除尘净化设施。

6.0.6　天然气处理装置的进气总管应设有自动紧急关断阀。装置上游管道上应设泄压放空阀。

6.0.7　天然气增压的设计应符合本规范第4.4节的规定。

6.0.8　气液分离宜采用重力分离器，重力分离器型式选择应符合本规范第5.1.2条的规定。重力分离器的设计应符合现行行业标准《油气分离器规范》SY/T 0515的有关规定。重力分离器可按本规范附录A的公式计算。

6.0.9　天然气脱水工艺应根据天然气处理总流程、气量、气质、操作条件和脱水深度要求合理确定。

6.0.10　天然气脱水装置的设计，应符合现行行业标准《天然气脱水设计规范》SY/T 0076的有关规定。

6.0.11　当天然气中硫化氢、二氧化碳及总硫的含量不符合现行国家标准《天然气》GB 17820的要求时，应按现行行业标准《天然气净化厂设计规范》SY/T 0011的有关规定进行处理。

6.0.12　天然气凝液回收的工艺方法应根据天然气的气量、气质、压力、产品规格及收率，经技术经济对比后确定。

6.0.13　天然气凝液回收装置的收率应通过技术经济对比确定。回收乙烷及更重烃类的装置，乙烷收率宜为50%～85%。回收丙烷及更重烃类的装置，丙烷收率宜为70%～90%。

6.0.14　天然气凝液回收装置原料气脱水后的水露点应比最低制冷温度至少低5℃；当采用注入水合物抑制剂的方法同时进行烃水露点控制时，水合物抑制剂注入量应保证在操作压力下的水合物形成温度比最低制冷温度至少低3℃。

6.0.15　天然气凝液回收装置的设计，应符合现行行业标准《天然气凝液回收设计规范》SY/T 0077的有关规定。

6.0.16　天然气处理装置产生的污水应收集后集中处理。