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。

渤海湾盆地某老油田低渗透油藏蒸汽吞吐效果提升技术攻关项目

• 项目针对油田某低渗透砂岩油藏（渗透率80-200mD、渗透率变异系数0.78）蒸汽吞吐10年后出现的单井日产量从12吨递减至4吨、采收率仅18%的困境，核心目标是破解储层非均质性导致的吸汽不均、蒸汽效率低问题，我作为技术负责人统筹方案设计、数值模拟及现场实施全流程。
• 关键挑战包括三点：一是传统均一注汽方案无法适配不同井的吸汽能力，导致30%井位蒸汽浪费；二是仅30%井位有历史吸汽剖面数据，缺乏足够样本预测新井吸汽规律；三是常规CMG-STARS模型未考虑粘土矿物膨胀对渗流的影响，蒸汽腔扩展模拟精度不足。我采用“数值模拟+机器学习+迁移学习”组合策略，用随机森林算法整合邻井测井、岩心数据训练吸汽能力预测模型，再通过迁移学习补全目标井数据；同时在模型中嵌入粘土矿物膨胀系数模块（基于岩心实验获取的蒙脱石含量-膨胀率关系），修正蒸汽腔扩展路径。
• 核心行动：①牵头采集12口典型井岩心数据（渗透率、孔隙度、粘土含量），构建储层非均质性评价体系；②开发“吸汽能力-注汽参数”耦合模型，通过100余组正交试验优化注汽压力（从18MPa降至15MPa）、干度（从75%提至85%）及焖井时间（从48h延至72h）；③现场实施“一周一分析”动态调整机制，每10天采集生产数据更新模型，针对性优化后续注汽方案。
• 项目成果：单井吞吐初期日产量恢复至9.4吨，较优化前提升35%；采收率提高至26%，区块累计增油12.3万吨；方案成本较传统方式降低15%，获油田公司“年度技术创新奖”。我将模型优化后推广至区块剩余15口井，整体效果达标率92%，直接推动该区块开发效益提升20%。

四川盆地某页岩气田水平井分段压裂返排效率提升技术研究与应用项目

• 项目聚焦页岩气田某平台水平井压裂后返排率仅30%、可动烃释放不充分的痛点，目标是解析返排规律、优化压裂工艺以提升单井产能，我作为压裂工艺工程师负责工艺设计、微地震监测分析及现场参数调整。
• 核心难题：一是页岩脆性指数分布不均（25-65），导致裂缝网络复杂性差异大，传统Jones返排经验公式预测误差超20%；二是压裂液残渣含量高（800mg/L），堵塞纳米级孔隙影响返排；三是分段簇间距（15m）设计不合理，引发局部应力集中导致裂缝延伸不充分。我采用“流固耦合模拟+微地震反演+实验验证”方法，用COMSOL建立流固耦合模型分析裂缝-基质流体流动，通过微地震数据反演裂缝网络形态，同时开展压裂液残渣伤害实验（模拟地层条件下残渣对渗透率的堵塞率）。
• 核心行动：①主导构建“脆性指数-裂缝复杂度-返排速率”关联模型，结合微地震统计的裂缝密度修正返排预测公式，误差降至8%以内；②研发新型低伤害压裂液（添加纳米分散剂），将残渣含量降至300mg/L以下，减少孔隙堵塞；③优化分段簇间距至12m，调整施工排量从10m³/min提至12m³/min，改善裂缝均匀性。
• 项目成果：返排率提升至45%，单井初期日产量从2.1万方增至2.7万方，递减率从45%降至32%；累计增气5.1亿方，节省压裂液成本1800万元。该模型被纳入公司页岩气压裂设计规范，推广至3个平台12口井，平均返排率提升12%，我亦因项目贡献晋升为压裂工艺主管，实现从工艺执行到技术引领的成长。

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。