负责LNG接收站及液化工厂核心工艺包设计、关键单元模拟优化及现场技术问题解决，工作边界覆盖工艺方案比选、水力/热力计算、设备参数匹配及HAZOP分析全流程。

• 主导某沿海1000万吨/年LNG接收站工艺包设计，基于ASPEN HYSYS搭建全流程模型，针对BOG回收系统开展灵敏度分析，通过调整压缩机入口压力（从300kPa优化至280kPa）与再冷凝器液位控制逻辑，将BOG回收率从92%提升至97%，年减少放空量1200万方，降低碳排放约2.1万吨CO₂当量。
• 解决接收站卸料臂低温工况下的气蚀问题：现场调试发现卸料泵出口压力波动超±0.3MPa，通过CFD模拟流场分布，定位弯头处流速异常区域，提出将90°弯头替换为导流型弯头并增设整流格栅，配合调整泵转速曲线，最终压力波动控制在±0.1MPa内，保障连续卸料作业稳定性。
• 参与天然气预处理单元脱酸工艺优化，原设计采用MDEA法脱除H₂S（浓度80ppm）与CO₂（浓度1500ppm），但存在胺液降解快、再生能耗高问题。通过实验验证胺液配方（添加15%活化剂）并调整贫富液换热器温差（从8℃提至12℃），胺液循环量降低20%，年节约蒸汽消耗1.2万吨。
• 牵头编制《接收站工艺管道应力分析技术导则》，结合CAESAR II软件建立典型管段模型（含3种弯头形式、2类支撑方式），明确应力集中点（如汇管与泵出口连接段）的加固方案，后续项目管道一次验收合格率从85%提升至98%。

承担中小型LNG液化装置工艺计算、设备选型及基础设计支持，工作边界聚焦工艺参数核对、单元模块模拟及设计文件编制，需配合完成HAZOP分析与业主技术澄清。

• 独立完成50万吨/年LNG液化装置预处理单元工艺设计，采用HYSYS模拟天然气脱汞（活性炭吸附法）与脱水（分子筛吸附）流程，通过调整吸附塔直径（从Φ3.2m优化至Φ3.0m）与装填量（活性炭增加15%），在满足露点（-70℃）与汞含量（<0.01μg/m³）要求的同时，设备投资降低8%。
• 解决液化装置制冷循环（混合冷剂MR）匹配问题：初始设计MR组分（氮气5%、甲烷30%、乙烷25%、丙烷20%、丁烷20%）导致压缩机功耗偏高（12.5kW/(t·LNG)）。通过Aspen HYSYS迭代计算，调整乙烷占比至30%、丁烷降至15%，功耗降至11.2kW/(t·LNG)，单位能耗降低10.4%。
• 参与现场施工技术支持，针对低温管道焊接后X射线检测合格率低（仅82%）问题，分析焊接工艺规程（WPS）发现层间温度控制不严（实际超150℃，标准≤100℃）。协调调整焊机温控程序并加强焊工培训，后续检测合格率提升至96%，保障工期不受影响。
• 协助完成项目HAZOP分析，识别出“再冷凝器液位过低导致BOG压缩机吸入气相”等6项高风险场景，提出增设液位低低联锁（触发值从10%降至5%）与旁路管线方案，经业主评审后纳入设计变更，降低运行风险。

协助完成LNG工艺方案整理、基础数据收集及简单单元模拟，工作边界包括文献调研、参数录入、初步流程图绘制及技术文档归档，为资深工程师提供基础数据支撑。

• 完成全球主要LNG接收站技术参数调研（覆盖12个国家23个项目），整理形成包含处理规模、制冷工艺（级联式/混合冷剂式）、BOG处理方式（再冷凝/直接压缩）的对比数据库，为部门技术方案选型提供数据参考，缩短同类项目前期调研时间30%。
• 使用AutoCAD绘制液化装置预处理单元PFD（工艺流程图）初稿，标注关键设备位号（如T-101脱碳塔、E-102再生塔）及物料参数（流量、温度、压力），经审核后用于内部技术讨论，提升方案沟通效率。
• 协助开展小型LNG装置（10万吨/年）经济性分析，收集原料气价格（2.8元/Nm³）、设备造价（压缩机800万元/台）及运行成本（人工120万元/年）等数据，通过Excel建立成本模型，测算内部收益率（IRR）为11.2%，为项目立项提供经济可行性依据。
• 参与实验室小型脱酸装置调试，记录MDEA溶液浓度（30%）、吸收塔温度（40℃）与出口H₂S浓度（<1ppm）等关键参数，整理形成20组实验数据报告，辅助验证工艺包设计的吸收效率参数。

某中深层稠油区块提高采收率技术集成与规模化应用

• 项目背景：区块为开发15年的中深层稠油油藏，储层渗透率120-350mD、原油粘度800-1500mPa·s，前期蒸汽吞吐已进入第6周期，综合递减率达12%/年、采收率仅38%，低于同类油藏42%的行业均值，核心目标是重构注采体系、延长油藏稳产期。我的职责是主导技术方案设计、现场试验跟踪及效果优化。
• 关键难题：储层非均质性导致蒸汽腔扩展不均，常规注汽参数下边底水锥进风险高；单一蒸汽驱对剩余油动用效率不足，化学驱因原油重质化易出现乳化堵塞。解决路径：基于CMG-STARS数值模拟重构三维储层模型，结合岩心CT扫描分析剩余油分布，提出“蒸汽驱前缘调控+弱凝胶调剖”组合工艺，同时引入纳米SiO₂分散剂改善驱替液流变性。
• 核心行动：①重新划分开发单元，将原5注10采调整为8注15采，优化注汽压力至18MPa、温度320℃，缩小蒸汽腔扩散梯度；②针对边部油层，注入浓度0.3%的弱凝胶，封堵高渗透层后注入蒸汽，降低水锥风险；③现场部署分布式光纤测温系统，实时监控蒸汽腔形态，每季度调整注采参数。创新点在于首次将该区块纳米分散剂与蒸汽驱结合，解决了稠油驱替过程中的粘壁问题。
• 项目成果：区块综合递减率降至7%/年，采收率提升至45%（较初始提高7个百分点）；单井日均产量从8.2吨增至9.8吨（增长20%），年增油1.2万吨，累计降本300万元。形成《中深层稠油蒸汽驱+调剖技术规范》企业标准1项，支撑了公司同类油藏的规模化推广。

海上油田含油污泥低温热解资源化技术攻关

• 项目背景：公司服务的长岛海上油田年产生含油污泥1.8万吨，其中重金属（Pb、Cd）含量达8-12mg/kg、石油烃（TPH）含量25%-35%，此前采用填埋处理，不仅占用海域空间，还存在渗滤液污染风险。目标是将污泥转化为可利用燃料，实现“无害化+资源化”，满足《海洋石油勘探开发污染物排放浓度限值》要求。
• 关键难题：常规热脱附技术需加热至500℃以上，能耗高（约1200kWh/吨），且重金属残留易造成二次污染；污泥成分波动大（原油粘度、含水率差异达±15%），导致资源化产品稳定性差。解决路径：研发“低温热解+催化裂化”耦合工艺，将热解温度降至350℃，同时添加自主研发的Ni-Mo/Al₂O₃催化剂，促进轻质油生成并固定重金属。
• 核心行动：①搭建小试装置，优化热解温度曲线（300℃预热→350℃恒温2h→250℃冷却），使TPH去除率达99%以上；②通过响应面法优化催化剂配比（Ni:Mo=1:2，负载量5%），将产物中柴油馏分占比从18%提升至35%；③现场建设中试线，引入在线红外监测系统，实时控制进料含水率≤10%、粒径≤20目，确保工艺稳定性。创新点在于解决了海上污泥高含水、成分波动下的低温高效处理问题。
• 项目成果：技术落地后，处理成本降至450元/吨（较填埋降低35%），原油回收率达85%，年资源化利用原油1.53万吨；产物符合《燃料油》（GB/T 17411-2015）标准，可作为船用燃料销售。申请发明专利2项（其中1项授权），获“2021年度海洋环保技术创新奖”，支撑公司拿下南海3个油田的含油污泥处理订单。

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。