□杨 森王静文 吴 帅

如何在常规天然气中提取高附加值组分？怎样将天然气“吃干榨净”？位于毛乌素沙漠的大牛地气田乙烷回收装置给出了科学答案。

作为中国石化首套大型天然气乙烷回收装置，该装置由石油工程建设公司中原设计公司EPC总承包，历经多年技术攻关，于2026年1月投产。区别于传统轻烃回收工艺，该装置在追求更高丙烷、丁烷回收率的同时，还能将天然气中的乙烷充分回收。

按常规天然气销售价格、回收后乙烷及伴生产品销售价格计算，项目内部收益率在15%以上。乙烷产品直供中沙石化等企业的乙烯装置，实现从“常规气”到“效益气”的转变。

摸家底、算明账 激活气田潜在资源

“乙烷是裂解制乙烯的重要原料。我国作为第二大乙烯生产国，以往乙烷原料多依赖进口，存在资源、运输及效益等多方面风险。”中原设计公司总经理郑焯介绍，“建设乙烷回收装置，就是为了实现国内乙烷资源自主可控。”

近年来，我国非常规天然气田开发不断深入，所产天然气中富含大量高附加值组分，但由于缺乏经济高效的分离技术，过去只能提取丙烷、丁烷等重质组分，更轻质的乙烷被当作燃料烧掉。

2021年，技术人员将目光投向鄂尔多斯盆地大牛地气田。这是我国典型的致密砂岩气田，开发程度高、集输系统完备，但乙烷回收长期空白。团队选取12口生产井逐井采样检测，发现天然气中乙烷含量达4.58%；按年产20亿立方米天然气计算，每年可回收乙烷11万~15万吨，相当于新建一套中型乙烯装置的原料需求。

此外，大牛地气田已建成规模达53亿立方米/年的集输系统，包含塔榆首站、增压站、脱水脱烃站等设施，储运、热媒、排污、空氮系统完备可靠。新建乙烷回收装置不需“另起炉灶”，可直接“嫁接”到现有系统上。

“这极大提升了项目的经济可行性。”中原设计公司天然气液化工艺专家孙娟算了一笔账：依托已有设施，土建、公用工程及辅助系统可节省大量投资，同时缩短建设周期。大牛地气田的先天条件，让乙烷回收项目有了从蓝图走向现实的可能。

破冻堵、提收率 打造增效工艺包

从理论上的可行到工程上的可靠，横亘着一道技术鸿沟。

乙烷沸点为零下88.6摄氏度，丙烷沸点为零下42.1摄氏度。要将乙烷冷凝分离，需要更低温环境和更强大的制冷系统。当前，国内外先进乙烷回收工艺包括液体过冷、气体过冷及部分干气循环。相比前两种，部分干气循环工艺通过对部分干气（脱除重烃后的天然气）进行循环制冷，从工艺适应性、产品指标、回收率、经济性等角度更适用于大中型气田。

“从理论上看，部分干气循环工艺是大牛地气田的最佳选择。但结合实际，我们很快遇到了瓶颈。”孙娟说。

这个瓶颈就是二氧化碳。大牛地气田天然气中二氧化碳含量较高，过冷过程中会形成固态干冰，造成关键设备冻堵。不解决冻堵，任何乙烷回收方案都是空谈。

技术团队将二氧化碳冻堵列为核心攻关方向，通过上百次模拟计算，确定了“前置脱碳、再回收乙烷”的工艺路线。同时，团队还形成了脱甲烷塔重吸收技术、多股侧线抽出冷量利用技术等配套成果，扫清了关键技术障碍。

与同类常规工艺相比，部分干气循环工艺可降低能耗12.5%，乙烷回收率在95%以上。该系列技术通过中国石化权威认定，形成三项专有技术，获得三项专利授权，成功构建“20亿立方米/年乙烷回收工艺包”，标志着我国在非常规天然气高值化利用领域迈出关键一步。

安骨架、装大脑 跑出项目“加速度”

基础有条件，技术有保障，但还有一场艰苦的工程仗要打。

装置占地上百亩，相当于10个足球场，涵盖两座万方储罐、200多台动静设备、20多公里工艺管线。如此体量的工程通常需要24~36个月施工周期，且面临交叉作业多、质量控制难、安全风险高等挑战。而大牛地气田作为主力气区，建设窗口期有限。

“按传统现场建设模式肯定不行，必须换新思路。”项目执行经理车建军说。

新思路就是模块化划分、橇装化组装。工程团队将装置划分为原料气脱碳、脱水脱汞、乙烷回收等6个单元模块，每个模块将设备、管道、电仪、结构等专业全部打包，在预制工厂内同步完成制造、调试、试压，最后运至现场组装。

工厂化预制，环境可控、质量可控、进度可控。针对50个子橇块、45套设备，技术团队进行三维建模、受力分析、运输模拟，确保设计零冲突、吊装零偏差、运输零超限。这种“工厂预制+现场组装”的模式，使现场施工周期缩短约10%，站场节约用地38%以上。

如果说模块化建设为装置安上了坚实的“骨架”，那么PMCS（工程建设全生命周期管理系统）平台则为工程装上了聪明的“大脑”。PMCS平台是与工程实体对应的数字对象，可实现工程信息化的“七个一”管理目标：一管到底、一码到底、一键归档、一键巡检、一键审批、一键更新、一键移交，覆盖设计、采购、施工、运维全生命周期。

其中，“一码到底”为每件设备生成唯一二维码，从出厂到运维全程可追溯，让工程建设从“凭经验管”变成“靠数据管”、从“事后找”变成“实时盯”。该技术成果在2024年荣获“中国油气人工智能科技优秀典型案例”。

从方案论证到建成投产，技术团队突破了二氧化碳冻堵、冷量复用、设备橇装、数字孪生等多项关键技术，让装置成为多专业交叉创新的实验平台。该装置先后荣获中国石化科技进步奖、省部级优秀工程设计奖等多项荣誉，实现了大牛地气田乙烷资源的自主可控，为国内类似非常规气田高值化开发提供了可复制、可推广的乙烷回收样板。

“以LNG养乙烷”具备经济性

石油工程建设公司中原设计公司天然气液化工艺专家 孙 娟

●国内气田乙烷规模化富集存在哪些难点？中国石化首套天然气乙烷回收装置建成投产有何实际意义？

答：深冷分离、冷能综合利用是乙烷规模化富集的第一道“硬门槛”。从天然气中回收乙烷需要采用深冷分离技术，制冷温度在零下100摄氏度以下，对工艺设计、设备选型和运行控制要求极高。鄂尔多斯盆地天然气气质偏“贫”、二氧化碳含量高，易在脱甲烷塔及低温系统中形成固体二氧化碳，造成塔盘堵塞、能耗攀升。同时，国内乙烷回收装置普遍存在回收率低、能耗高的问题，部分工艺成熟度不足，成为制约规模化推广的瓶颈。

经济成本是规模化的另一重考验。国内气田乙烷资源禀赋差异大、分布不均衡，单个气田规模有限，导致装置建设面临投资回报周期长、盈利波动大的挑战。在保证乙烷回收率的同时降低能耗、优化运行参数，成为决定项目经济效益的关键。此外，产乙烷的内陆气田主要分布在鄂尔多斯、四川、塔里木等盆地，与用乙烷的沿海乙烯装置相距上千公里，形成“供需空间分离”格局，运输成本高昂。

大牛地气田天然气乙烷回收装置的建成投产，探索出一条“技术集成-投资节约-运营灵活”的综合开发路径，为上述难题提供了一套系统解决方案。

技术上，中原设计公司自主研发600万立方米/日乙烷回收装置工艺包，首创“丙烷预冷+膨胀制冷+部分干气循环”复合制冷工艺，结合脱甲烷塔二氧化碳冻堵防护、重吸收及多股流侧线冷量利用等核心技术，一举攻克乙烷含量低、二氧化碳浓度高带来的回收率下降、能耗升高及系统冻堵难题。装置一次投产成功，乙烷回收率达97%、纯度99.1%，为国内气田乙烷回收建立了技术标准。

经济上，该工程创新采用“乙烷回收+LNG联产”模式，利用二者均依赖深冷分离工艺的共性，在乙烷回收基础上进一步降温至零下162摄氏度联产LNG。相比分开建设，节约投资1.2亿元，1立方米天然气综合能耗降低0.06千瓦时。多联供模式既可灵活配产规避单一产品价格波动风险，又通过共享压缩、脱碳、脱水等高耗能单元实现年节电千万千瓦时。

运营上，为内陆乙烷提供了“自我消纳”的出路。LNG储运体系成熟，可优先就近分销；乙烷可在物流条件成熟时择机外售。这种“以LNG养乙烷”的策略，在运输瓶颈尚未突破前，为内陆气田乙烷回收创造了可持续运营的经济支点。

●乙烷、丙烷等含量在多少时分离具有经济性？进口管道气和LNG中乙烷、丙烷含量高吗？有分离可行性吗？

答：从油田伴生气或管道气中回收乙烷、丙烷，业界并无固定含量“门槛”。伴生气中乙烷及更重组分含量高，是评估回收价值的前提，而最终经济性往往取决于四个特征：气源富、规模大、工艺回收率高、下游市场稳。以某工程项目为例，设计规模600万立方米/日，乙烷回收率在95%以上，在乙烷含量2.5%、丙烷1.8%的条件下，已具备较好的经济回收价值。其中，乙烷和丙烷含量对效益影响最大，装置处理规模次之。

国内开展天然气乙烷回收，更多着眼于战略层面。我国是全球最大的乙烯增量市场，乙烷裂解产能虽在增长，但对外依存度超过70%，且高度依赖美国单一来源。2025年，进口液化乙烷一度占国内总需求的96%，这种结构性依赖存在巨大的供应稳定性风险。

进口管道气的气质组分受气源影响，差异悬殊。中缅管道总体气质偏“贫”，乙烷和丙烷含量分别约0.12%和0.03%；中亚及俄气相对较“富”，典型中亚管道气乙烷和丙烷含量分别约3%、1.5%，俄罗斯恰扬达气田的天然气乙烷和丙烷含量分别约4.5%和2.5%。少数情况下，来自特定油田伴生气的进口管道气，乙烷和丙烷含量分别可达9%和3%。

相较之下，进口LNG普遍富含乙烷、丙烷等高附加值组分。如青岛LNG乙烷含量在3%～8.2%、丙烷含量在0.8%～1.15%，天津LNG乙烷含量在4.95%～12.06%、丙烷含量在1.85%～2.47%，远高于国内油气田伴生气。从技术角度看，从LNG中回收乙烷、丙烷更具经济效益，可直接利用LNG自身的冷能进行分离，无须外加制冷系统，单位产品能耗更低。目前，青岛、天津LNG接收站均已建成从LNG中回收轻烃的装置，实现了资源的高效利用。

华北油气：天然气深加工 开辟“效益+”新赛道

□宋翔宇 孙燕庆

6月4日，随着一辆满载LNG（液化天然气）的槽车缓缓驶出装车区，华北油气大牛地气田天然气乙烷回收项目成功通过从生产、储存到销售的全流程检验。这标志着该项目不仅实现了工艺流程畅通、设备运行稳定、产品质量合格，更形成了“天然气开采-净化处理-乙烷回收-天然气液化-产品外销”一体化生产新格局。

作为国内首个乙烷回收联产LNG工程，该项目是华北油气推动天然气深加工、延伸产业链、提升资源附加值的重要工程。项目以95%以上乙烷回收率为核心目标，通过统筹规划布局、生产精准适配、安全严格管控、联产长效运营，充分将天然气中的组分进行分离加工。项目的建成并顺利投产，让该公司的天然气运营模式由原来的“天然气产销”转变为“天然气产销+天然气深加工”，有效构建了天然气综合利用新格局，对优化区域能源结构、保障清洁能源供应具有积极意义。

“十三五”以来，面对剩余未动用储量效益开发难度加大、老井递减率升高等制约边际气田上产稳产的瓶颈，华北油气立足鄂尔多斯盆地资源禀赋，统筹大牛地、东胜两大气田开发规划，锚定致密气有效动用、深层煤层气高效开发、天然气深加工三大工程，在全力保障稳产上产的同时，深耕资源深度开发、高效利用，把天然气中伴生的乙烷、凝析油等价值远高于天然气的稀缺资源回收纳入生产流程，确保天然气全产业链效益最大化。

为进一步提高天然气附加值，充分利用天然气组分中的“黄金资源”，“十四五”期间，该公司在大牛地气田天然气处理中心布局建设了乙烷回收与LNG联产装置。该装置以天然气净化气为原料，通过深冷分离、组分提纯工艺，回收天然气中乙烷组分，同步副产LPG（液化石油气）、稳定轻烃等产品，实现气态资源向高价值液态烃转化。项目建设期间，该公司联合承建方石油工程建设公司，坚持“标准化设计、模块化建设、智能化管控”原则，统筹集输管网、处理站场、外输通道建设，实现与现有生产系统无缝衔接，确保了资源配置效率最大化。

“项目最大的亮点在于‘乙烷+LNG’的联产联动模式，不仅从天然气中提取回收高纯度的液态乙烷，还创新性地将部分干气液化为LNG。这种设计，充分挖掘了资源潜力，跳出了简单的天然气销售路子，赋予了运营极大的灵活性。当市场波动时，可灵活调节LNG和乙烷的生产比例，实现资源价值最大化，确保在低气价时期尽可能保持盈利，相当于给公司灵活应对价格波动上了一层‘保险’。”华北油气采气一厂厂长谢宝林说。

项目顺利投产并非终点，而是精细化运营的新起点。在二次创业新征程上，该公司将以此项目为起点，持续深化技术创新、优化运营管理、延伸产业链条，在天然气开发中不断找到新的效益增长点，以实干担当保障国家能源安全，推动绿色低碳转型。

加强天然气中乙烷回收利用 提升我国乙烷自主供给能力

□石油勘探开发研究院高级专家 李志明

乙烷作为石化工业的核心原料，在蒸汽裂解制乙烯工艺中表现出显著优势。与传统石脑油裂解相比，乙烷裂解乙烯收率可达80%以上，并且能耗降低30%。乙烯作为“石化工业之母”，广泛用于生产聚乙烯、聚氯乙烯等高分子材料，支撑全球塑料、纺织、建筑等行业发展，乙烷衍生的聚乙烯产品已渗透日常生活的各个方面。

全球乙烷资源主要伴生于天然气田和油田。美国凭借页岩气革命，2025年乙烷日均产量约280万桶，占全球总产量的65%，成为全球乙烷生产的绝对主导者。中东地区乙烷资源丰富，但主要用于当地乙烯生产。我国乙烷资源主要分布在四川、鄂尔多斯和塔里木等盆地的天然气（常规气、致密气、煤层气及页岩气）中，但受源岩类型与热演化差异等因素影响，各气田乙烷含量差异大，甚至同一气田不同储层中乙烷含量也不同，因此我国天然气中乙烷的总体资源储量尚不清楚，仅个别资料相对系统的气田可以给出粗略的估算值。如塔里木盆地克拉2气田，2000年探明地质储量2840.29亿立方米，乙烷含量在0.31%~0.91%，按平均值0.51%估算，乙烷地质储量约14.48亿立方米（196.34万吨）；塔里木盆地克拉苏气田，2000年底共探明地质储量8266.48亿立方米，乙烷含量在0.21%~1.86%，按平均值0.68%估算，乙烷地质储量约56.21亿立方米（762.17万吨）；鄂尔多斯盆地苏里格气田，2000年底共探明地质储量20665.55亿立方米，乙烷含量在1.4%~7.07%，按平均值4%估算，乙烷地质储量约826.62亿立方米（11208.43万吨）。因此，我国乙烷资源总体而言还是比较丰富的。

近年来我国虽然建成了塔里木油田100亿立方米/年乙烷回收、鄂尔多斯大牛地气田600万立方米/日乙烷回收等项目，但乙烷回收率不足美国的1/3，2024年我国乙烷产量仅为200万吨，缺口为553万吨，对外依存度高。因此，加强我国天然气中乙烷回收利用，不仅可以实现气田效益最大化，而且可以提升我国乙烷自主供给能力，有效防范国际形势动荡带来各种不确定性因素的制约。

针对上述情况提出三点建议：一是系统开展我国乙烷资源储量的评估，摸清我国剩余乙烷资源的家底，明确资源分布、品质与规模；二是针对乙烷资源的品质与规模，多学科协调攻关，因地制宜加强配套建设乙烷高效回收装置，提升天然气田综合采收收益；三是出台相应的激励政策，鼓励油田企业、投资公司甚至私企参与乙烷高效回收与乙烷制乙烯项目，推动我国天然气乙烷回收利用工程落实、落地。