负责LNG接收站及液化装置全生命周期工艺设计、优化与运维，涵盖工艺方案比选、关键设备参数设定、生产瓶颈诊断及节能降耗技术落地，边界覆盖从前期可行性研究到商业化运营的全阶段技术支持。

• 主导国内某200万吨/年LNG接收站工艺包设计，基于原料气组分（甲烷92.5%、乙烷3.8%、重烃3.7%）特性，采用HYSYS与Aspen HYSYS联合模拟，对比级联式与混合制冷剂（MR）流程后选定双循环混合制冷工艺，通过优化制冷剂配比（氮气15%、甲烷45%、乙烷40%）将液化能耗降至4.2kWh/kg（行业平均4.5kWh/kg），装置年运行负荷率提升至98%。
• 针对接收站BOG（蒸发气）回收效率低（原85%）问题，创新性提出“再冷凝器+氮气膨胀机”耦合方案：利用Aspen Flare System模拟BOG组分及流量波动，调整再冷凝器操作压力至0.6MPa（原0.5MPa），同步增设氮气膨胀机制冷单元（制冷量200kW），将BOG回收率提升至96%，年减少天然气放空量1200万方。
• 牵头小型LNG装置（5万吨/年）模块化工艺设计，基于ASME B31.3规范优化管廊布局，采用3D建模（PDMS）解决模块运输尺寸限制（单模块长≤12m、宽≤3.5m），现场安装周期从180天压缩至150天，施工成本降低18%。
• 推动贫富液换热器（J-T阀前）节能改造，通过EDR热工计算软件重新匹配富液（温度-3℃）与贫液（温度-15℃）温差至8℃（原5℃），结合TRIZ理论改进板片波纹角度（从60°增至75°），换热效率提升22%，装置综合能耗下降15%（年节约标煤2100吨）。

聚焦海外LNG项目工艺技术落地，负责原料气适应性分析、工艺方案经济性比选及生产异常工况诊断，支撑中东、东南亚等地区中小型LNG装置（10-50万吨/年）的工程化实施。

• 主导澳大利亚某30万吨/年煤层气制LNG项目工艺方案编制，针对原料气高氦（0.35%）、高CO₂（4.2%）特性，创新采用“膜分离预氦回收+胺法脱碳+MR液化”组合工艺，氦气纯度达99.995%（满足工业级标准），CO₂脱除率99.8%（低于管道输送阈值50ppm），项目年增收氦气销售额1200万元。
• 解决印尼某LNG装置水合物频繁堵塞（月均2次）问题，基于PR状态方程建立水合物生成预测模型，提出“乙二醇注入量动态调整+节流阀前电伴热”联合控制策略：通过在线分析仪实时监测温度（-10℃→-8℃）、压力（3.5MPa→3.8MPa），将乙二醇浓度从30%提升至35%，堵塞频率降至每季度1次，装置连续运行时间延长至8000小时/年。
• 参与尼日利亚某LNG项目开车调试，针对制冷压缩机喘振问题（频发于负荷30%-50%），运用压缩机性能曲线（H-Q图）分析，调整防喘振阀开度逻辑（响应时间从2s缩短至0.5s），并优化入口过滤器压差报警阈值（从5kPa降至3kPa），喘振次数从开车首月8次降至全周期0次。
• 编制《热带地区LNG装置防腐工艺指南》，基于NACE RP0103标准，针对沿海高盐雾环境（氯离子浓度8000ppm），推荐双相钢（2205）替代304不锈钢用于工艺管道，配合阴极保护系统（电流密度10mA/m²），设备腐蚀速率从0.1mm/年降至0.02mm/年，检修周期延长至8年。

支撑LNG工艺基础研究与实验室验证，聚焦新型制冷剂筛选、预处理工艺优化及小型装置中试，为工业化应用提供数据支撑与理论依据。

• 参与高含硫天然气（H₂S 8%）预处理工艺研发，对比MDEA（甲基二乙醇胺）与DGA（二甘醇胺）吸收剂性能，通过实验室动态评价装置（模拟气速15m/s、温度40℃）测试，筛选出MDEA+环丁砜复合溶液（MDEA浓度35%、环丁砜10%），脱硫率稳定在99.9%（出口H₂S≤1ppm），优于单一MDEA方案（脱硫率99.5%）。
• 负责1000Nm³/d小型LNG中试装置工艺参数采集，搭建PI系统实时监测换热器进出口温度（精度±0.1℃）、压力（精度±0.01MPa）及流量（精度±0.5%），分析发现主换热器冷端温差（-165℃→-155℃）偏大，提出增加一股过冷天然气（温度-170℃）旁路，液化率从82%提升至87%。
• 开展混合制冷剂（MR）配比优化实验，采用正交试验法设计6组工况（氮气5-20%、甲烷30-50%、乙烷20-40%），通过热力学计算（REFPROP软件）对比单位能耗，确定最优配比为氮气12%、甲烷48%、乙烷40%，单位液化能耗较初始方案降低9%（4.6kWh/kg→4.2kWh/kg）。
• 编制《LNG工艺模拟操作手册》，整合Aspen HYSYS与Unisim Design软件操作要点，涵盖从原料气预处理到液化外输的全流程模拟步骤，配套12个典型案例（包括组分波动、设备故障等异常场景），被研究院新人培训列为标准教材。

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。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。