负责100万方/天大型LNG液化工厂全流程工艺设计、关键设备选型及运行优化，主导解决低温流程瓶颈问题，支撑项目从FEED到机械竣工的技术落地。

• 主导印尼某100万方/天LNG液化项目工艺包开发，基于APCI改良型混合制冷剂（MFC）流程，通过HYSYS模拟优化制冷剂配比（N2/CH4/C2H6摩尔比调整至0.5:85:14.5），解决高温工况下制冷效率衰减问题，装置能耗较传统流程降低12%（实测4200kJ/kg LNG），达国际一类装置能效标准。
• 针对BOG回收率不足（初始设计85%）的痛点，创新提出“压缩机增压+膜分离耦合”工艺：增设两级往复式BOG压缩机（入口压力0.1MPaG提压至1.2MPaG），配套有机聚合物中空纤维膜组件（渗透率≥500GPU），将BOG回收率提升至92%，年减少天然气放空量约1800万方，对应碳减排2.6万吨CO₂e。
• 牵头板翅式换热器（CWHE）设计校核，运用Aspen EDR软件模拟管束流阻与换热量，优化翅片间距（从3.2mm缩减至2.8mm）及流道分配（液氮/天然气流量比调整至1:4.3），使换热器温差均匀性提升20%，单台设备年运行维护成本降低18万元。
• 建立液化装置动态仿真模型（基于gPROMS），模拟冬季原料气组分波动（甲烷含量从92%降至88%）对流程的影响，提出“预处理单元增加膜法脱水+胺液吸收塔串联”改造方案，保障装置在原料气波动±5%范围内稳定运行，全年非计划停车次数从3次降至0次。

承担中小型LNG液化装置工艺设计与现场调试，解决水合物生成、脱酸单元效率低等问题，推动装置从设计验证到商业运营的全周期技术闭环。

• 开发20万方/天撬装化LNG液化工艺包，集成丙烷预冷+混合工质制冷技术（C3-MRC），采用模块化设计将设备占地面积压缩至800㎡（较传统设计减少25%），满足海上平台/偏远气田紧凑布置需求，项目获中国LNG行业技术创新三等奖。
• 针对调试阶段原料气含硫量超标（H₂S浓度150ppm）导致胺液再生塔负荷过高问题，通过Aspen HYSYS模拟胺液循环量（从80m³/h提升至110m³/h）与贫富液换热器效率（传热系数从250W/(m²·K)提至320W/(m²·K)），同步优化再生塔回流比（1.8→2.2），使净化气硫含量稳定低于6mg/m³，满足GB/T 17820-2018一类气标准。
• 解决低温管道水合物堵塞难题：分析管输天然气温压曲线（-162℃/0.3MPaG），确定水合物生成临界点（露点-170℃），在工艺包中增设“超声波除垢+乙二醇注入（浓度30%）”双防护措施，装置连续运行周期从180天延长至365天，年减少清管作业4次，节约人工及物料成本约50万元。
• 编制《液化装置操作手册》《应急处置预案》等技术文件12份，主导完成3次大检修工艺验证，提出“板翅式换热器抽芯清洗频率从2年/次调整为3年/次”优化建议，单次检修成本降低12万元，相关经验被纳入公司标准化操作流程（SOP）。

协助完成LNG液化工艺模拟、基础数据整理及可行性研究报告编制，支撑前期技术论证与项目立项。

• 使用Aspen Plus搭建天然气液化简化模型（包含预处理、制冷、液化、储存单元），完成3种主流流程（APCI、Cascade、PRICO）能耗对比分析（单位能耗分别为4150/4500/4800kJ/kg LNG），为项目选择APCI流程提供数据支撑，该结论被纳入可行性研究报告并通过集团评审。
• 参与新疆某煤层气制LNG项目原料气组分分析（CH₄=85-90%, CO₂=5-8%, N₂=3-5%），运用HYSYS模拟CO₂提浓工艺（膜分离+胺液吸收组合），确定膜组件截留率（≥90%）与胺液循环量（40m³/h），使净化气CO₂含量降至3%以下，满足液化装置进料要求。
• 整理国内外LNG接收站关键设备参数（如卸料臂、BOG压缩机、再冷凝器），建立包含12类设备的数据库，标注材质（304L不锈钢/9%镍钢）、设计压力（0.8-1.6MPaG）等参数，为后续项目设备选型提供参考，缩短同类项目前期调研时间40%。
• 协助完成项目环评报告工艺部分编写，重点说明BOG回收、废气焚烧（RTO处理效率99%）、废水零排放（蒸发塘+膜浓缩）等环保措施，项目最终通过省级环保评审，取得环评批复文件。

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。

• 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。