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近几年,国内油气田开发过程中发现气田气、油田伴生气气质组成中除了甲烷、乙烷、丙烷等主要轻组分外还含有蜡、苯以及重烃等组分。KS气田天然气就属于这种甲烷含量高、液烃组分少,但含有少量的蜡、重烃及苯类等物质的气质,这些少量的蜡、重烃及苯等物质容易堵塞处理厂中分离设备,影响处理厂正常生产,因此急需解决天然气中蜡在处理工艺中所带来的问题。本文主要从以下几个主要方面对KS天然气处理厂现有问题进行分析研究:KS处理厂外输气烃析出、贫富液换热器及低温分离器运行效果差、研究解决KS处理厂分离器堵塞问题以及研究KS气田天然气脱蜡脱苯工艺。通过HYSYS软件对KS原料气低温分离工艺进行仿真模拟,得出的结果表明处理厂外输气符合规范GB17820-2012《天然气》气质要求,烃露点满足外输首站无烃析出,但外输气在管道下游会有烃析出。为解决处理厂外输气在管道下游烃析出问题,完善GB17820-2012《天然气》中烃露点要求存在的不足,将国外烃露点控制要求作为外输气烃露点控制依据,采用HYSYS软件分析原料气低温分离后外输气相态图,发现欧洲烃露点标准可较好的控制管输天然气下游液烃析出问题,在此基础上建议外输气烃露点采用欧洲标准,即压力在0.1～7MPa下、烃露点-2℃作为烃露点要求;对KS低温分离工艺进行优化,建议低温分离条件为6.9MPa,-31.5℃,可以防止外输气烃析出。KS处理厂现场运行工况的烃露点不合格,同时低温分离器出现堵塞问题。重新校核低温分离器直径发现低温分离器直径设计值偏小,由于KS低温分离器所选高效分离元件对结垢比较敏感,不适宜处理KS气质,因此对低温分离器改造优化;KS气田乙二醇循环再生系统能耗消耗较大,贫富液换热器换热效果差,造成醇烃液分离温度以及MEG富液进再生塔温度低,在优化乙二醇再生工艺参数的基础,采用HTRI换热软件优选出高效板式换热器BR1.05-3.0-15.75-Q-I。通过减少KS处理厂低温分离器处理量,发现堵塞问题有所缓解,但还会出现堵塞现象。分析发现造成分离器堵塞问题的原因在于原料气中含有蜡、苯等物质,在低温条件下黏附在低温分离器。经现场实验,确定以DN气田凝析油作为防蜡剂来解决堵塞问题,采用HSYSY软件模拟凝析油注入位置及注入量,并通过现场注凝析油试验确定最佳的注入位置及注入量。但注入的凝析油回收效果差,大部分随外输气进入外输管道。为能更好的解决天然气中蜡、重烃及苯类物质造成的堵塞问题,通过HYSYS软件建立脱蜡、脱苯工艺流程。通过模拟脱蜡脱苯工艺,可将天然气中93%以上的苯和蜡脱除,可产16.64t/d粗苯,每年有2600万的经济效益。综合分析该脱蜡脱苯工艺,该工艺具有一定的经济价值与实用性。