天然气在开采中难以避免会掺杂一些其他元素，其中便有硫，大多数硫元素是以硫化氢的形态存在的，另外也有硫醇、羰基硫、二硫化碳等硫化物，含量相对较少。
硫的存在不仅会引起设备和管路腐蚀、催化剂中毒，甚至会威胁人身安全。研究表明，当总硫含量超过50毫克/米3时，会对管线造成腐蚀。以硫化氢为例，大量硫化氢会对人体产生刺激和不可逆的麻醉作用。我国曾发生过多起天然气井喷事故中的硫化氢中毒事件，在各类职业急性中毒因素中，硫化氢排名第二，仅次于一氧化碳。硫醇是一类包含巯基官能团的非芳香化合物，甲硫醇是在室温下带有难闻气味的气体，人若吸入或皮肤接触，会发生呕吐、腹泻、血尿等中毒现象。
硫化物在燃烧后生成二氧化硫，形成酸雨，对空气和金属设备及人类都会造成损害，因此开发的天然气在输送和使用前，都要进行脱硫处理。国家标准要求我国一类天然气中硫含量不超过60毫克/米3，二类小于200毫克/米3。也就是说1立方米天然气燃烧后最多释放400毫克二氧化硫。
天然气脱硫可以分为化学法、物理法和生物法。化学法中最常用的是醇胺法，使原料气和醇胺溶剂充分接触，硫化物与碱性溶剂发生中和反应，实现脱除硫化物的目的，常用的溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）和二异丙醇胺（MDEA）。
物理法一般采用固体吸附剂对硫化氢进行吸附，如活性炭、氧化铝等，其优势在于处理量大、容易再生，但只适用于处理微量硫化氢。生物法是利用微生物新陈代谢进行脱硫，由于生物酶催化反应的专一性，对于不同形态的硫，适用的脱硫菌不同。其操作条件温和、流程简单、操作费用低，具有明显的竞争优势。但主要问题是由于依赖细菌的生化反应，反应速率较慢，循环量较大，反应器体积大，经济性略差。
天然气中总硫含量是衡量天然气气质的一项重要控制指标，在国际贸易中，贸易双方都会把总硫限量要求写在协议中，准确可靠的总硫测定标准和方法关系到贸易双方的利益。在硫化物检测方法上，微库仑法、紫外荧光法和色谱法应用范围最广，各国都制定了相应的行业或国家标准。