负责公司3座沿海LNG接收站全生命周期工艺技术管理，涵盖新建项目工艺包设计、在运行装置性能优化及技术改造，主导解决BOG回收、脱烃单元效率提升、低温设备能耗控制等核心技术问题，工作边界覆盖工艺方案比选、模拟验证、现场调试及技术标准制定。

• 主导完成公司二期200万吨/年LNG接收站工艺包设计，针对南方海域高湿度环境下的BOG生成量波动问题，采用ASPEN HYSYS建立多工况动态模型，提出‘阶梯式再冷凝+余热梯级利用’方案——将再冷凝温度由-162℃动态调整至-158℃（匹配外输压力变化），同步回收压缩机级间热量用于BOG预冷，投运后BOG回收率从98.2%提升至99.6%，年减少天然气放空量1200万方，节约BOG压缩机电耗18%。
• 牵头解决一期脱烃单元（J-T阀节流+吸附法）冬季处理量不足问题，通过HYSYS模拟发现吸附剂床层温差导致穿透时间缩短30%；创新提出‘双吸附塔串联+电伴热分区控制’改造方案，更换高性能分子筛（5A→13X-APG）并优化切换逻辑，冬季外输天然气烃露点稳定低于-100℃（原设计-95℃），处理量从180万吨/年提升至216万吨/年，关键指标达到GB/T 20368-2021一类气标准。
• 推动接收站冷能利用系统升级，针对ORV（开架式汽化器）海水温差利用效率低痛点，引入ORC（有机朗肯循环）余热发电技术，通过EES软件计算最优工质（R245fa），将汽化器出口天然气余热（约3℃温降）转化为电能，配套建设500kW发电机组，年发电量达320万度，降低站内用电成本15%，相关技术申报发明专利1项（已受理）。
• 编制《LNG接收站工艺运行异常处置手册》，建立基于DCS数据的12类典型故障预警模型（如脱烃塔压差突增、BOG压缩机喘振），主导完成12次模拟演练验证，近2年接收站非计划停车次数从年均4次降至0次，关键工艺参数（如压力、温度）波动范围缩小40%。

聚焦中小型LNG液化工厂及卫星站工艺技术开发，负责工艺方案设计、模拟计算及现场调试，重点解决煤层气/页岩气制LNG过程中的杂质脱除、低温分离效率及装置能耗平衡问题，工作边界覆盖从工艺包编制到投料试车的全流程技术支持。

• 作为核心成员完成山西某30万方/日煤层气制LNG项目工艺设计，针对原料气中H2S（≤200ppm）、CO2（≤3%）及重烃（C5+≤1%）杂质，优化‘胺液吸收+膜分离+低温精馏’组合工艺——调整MDEA溶液浓度至45%并增设贫富液换热器，CO2脱除率从98%提升至99.5%，重烃在低温段结晶风险降低60%，项目投产后LNG纯度达99.99%，满足GB/T 17820-2018天然气质量标准。
• 诊断并解决贵州某LNG液化装置能耗偏高问题，通过HYSYS模拟发现制冷循环中混合冷剂（MRC）配比偏差（原设计氮气含量8%→实际12%）导致压缩机功耗增加；重新匹配MRC组分（氮气5%+甲烷35%+乙烷30%+丙烷30%），并优化膨胀机入口温度（由-105℃降至-110℃），装置综合能耗从10.2kWh/方降至8.9kWh/方，年节约电费260万元。
• 参与海上平台撬装式LNG液化装置研发，针对空间限制（单撬尺寸≤8m×6m）开发紧凑式‘预净化+J-T节流+氮气膨胀’工艺，选用板翅式换热器（比表面积≥700m²/m³）和微型离心压缩机，装置体积较传统设计缩小35%，成功应用于南海某边际油田伴生气处理，年回收天然气1.2亿方。
• 建立LNG装置水合物预测模型（基于KVS方程），提出‘注甲醇+电伴热’联合防堵方案，在新疆某低温集输站应用后，冬季管道水合物生成频率从每周2次降至每月0.5次，清管作业频次减少70%，保障连续生产980天无堵塞停机。

协助完成LNG相关工艺设计及现场技术服务，主要负责基础数据收集、模拟计算辅助及调试方案编制，重点学习LNG产业链各环节（净化、液化、储存、气化）工艺逻辑，工作边界覆盖从工艺包校核到投运初期问题跟踪的技术支持。

• 参与某100万方/日LNG接收站预可行性研究，负责整理原料气组分（甲烷92.5%、乙烷3.8%、丙烷2.1%）及环境参数（年最低气温-15℃），使用HYSYS建立简化流程模型，计算液化单元最小功消耗（4.2kWh/方），为经济评价提供关键输入，支撑项目通过集团立项评审。
• 驻场支持天津某LNG卫星站调试，针对气化外输时出口温度波动（±5℃）问题，检查SCADA系统发现气动调节阀PID参数不合理（比例系数0.8→1.2，积分时间30s→20s），调整后温度稳定性提升至±1℃，满足下游电厂供气要求（温度≤-10℃）。
• 编制《小型LNG储罐保冷材料选型指南》，对比珍珠岩（导热系数0.04W/m·K）、泡沫玻璃（0.038W/m·K）及真空绝热板（VIP，0.004W/m·K）的性能与成本，提出‘内罐珍珠岩+外罐VIP’复合保冷方案，应用于3万方LNG储罐，日蒸发率从0.15%降至0.08%，达到国际先进水平。

渤海湾盆地XX凹陷老油田纳米复合驱提高采收率项目

• 项目背景：XX凹陷某老油田开发35年，综合含水率达92%，传统注水开发采收率仅38%，剩余油呈“分散状+层间滞留”特征，亟需突破高含水期提产瓶颈。我的核心职责是主导项目全生命周期技术管控——从剩余油精准刻画、技术方案设计到现场实施优化，目标是将区块采收率提升5%以上，单井产量恢复至开发初期70%。
• 关键难题与技术：一是储层为正韵律厚油层，底部高渗条带导致注入水窜流，波及效率不足40%；二是23%的老井套管因腐蚀出现变形，无法实施分层注水。我通过CMG-STARS数值模拟构建了100万网格的三维精细油藏模型，结合油藏工程方法量化剩余油饱和度分布（误差<5%）；针对套管问题，引入碳纤维增强复合材料修复技术（强度达300MPa，耐温120℃），配合自主研发的智能分层注水工具（分注精度±2%，支持远程调控）。
• 核心行动与创新：牵头地质、油藏、工程多学科团队，开展12口井的剩余油饱和度测试，优化纳米驱油剂配方——将纳米SiO₂粒径从50nm缩小至20nm，表面修饰亲油基团，使洗油效率提升15%；制定“套管修复+分层注水+纳米驱”组合工艺，现场实施中实时监测注入压力、含水率变化，动态调整注采参数6次，解决了优势通道窜流问题。
• 成果与价值：项目实施2年，区块采收率提升至43.2%（超目标3.2pct），单井日产量从1.2吨增至1.8吨（+50%），累计增油12万吨，直接创造经济效益5800万元。碳纤维套管修复技术使单井修复成本降低25%，智能分层注水工具在区块推广15口井，成为老油田稳产的核心技术模板。我个人主导了方案设计与关键技术选型，攻克了高含水期水窜与套管损坏的行业共性问题。

四川盆地侏罗系页岩气水平井体积压裂优化项目

• 项目背景：四川盆地某侏罗系页岩气区块初期开发的10口水平井，单井EUR仅1.2亿方，核心问题是储层脆性指数低（平均45）、天然裂缝密度小（<0.5条/米），传统分段压裂难以形成有效缝网。我的职责是负责压裂工艺地质-工程一体化优化，目标是单井EUR提升20%，压裂成本控制在1800万元/井以内。
• 关键难题与技术：储层岩石力学性质弱，水力压裂易引发裂缝闭合，支撑剂返排率超30%；天然裂缝不发育，缝网改造体积仅0.3 m³/t。我采用地震AVO属性与测井脆性指数融合的方法，建立了“脆性-裂缝”双参数甜点预测模型，识别出3个有利压裂段；优化压裂液配方——引入低伤害瓜尔胶（粘度保留率>80%）+纳米级陶粒支撑剂（粒径100目，抗破碎率>95%），降低裂缝闭合压力20%。
• 核心行动与创新：分析区块50口井的地质数据，划分出4类压裂响应类型，针对性设计工艺（如脆性低的井采用前置酸预处理，溶解碳酸盐矿物提高脆性）；现场试验8口井，利用微地震监测裂缝扩展形态，调整支撑剂浓度（从2.0 kg/L降至1.5 kg/L）和泵注速率（从5 m³/min提至7 m³/min），平衡了缝网复杂度与施工效率。
• 成果与价值：优化后的工艺使单井EUR提升至1.56亿方（+30%），支撑剂返排率降至18%，压裂成本降低12%（至1580万元/井）。项目支撑了区块后续30口井的规模化开发，累计新增可采储量4.5亿方。我个人主导了地质-工程一体化优化，形成了适用于该区块的“甜点识别+工艺定制”体积压裂技术体系，填补了区域页岩气高效开发的技术空白。

支教时发现乡村小学因缺乏实验器材，科学课多停留在课本讲解。返校后联合实验室开发出百元级科学实验背包，内含20个基础实验器材。为确保可持续运营，设计配套视频课程与城乡结对系统，并培训132名大学生担任远程助教。项目覆盖9省47所学校后，学生科学兴趣评分提升35%。这段经历教会我用产品思维解决社会问题，当看到孩子们用自制望远镜发现土星光环时，我理解了教育的真谛是点燃可能性。