主导120万吨/年LNG液化工厂全周期工艺技术管理，涵盖方案设计、流程优化、投产调试及生产异常诊断，工作边界覆盖工艺包编制、关键设备工艺条件确认至装置达产达标全流程。

• 主导混合冷剂（MRC）液化流程核心工艺设计，基于原料气组分（甲烷92%、乙烷3.5%、丙烷2.8%）及目标液化率99.8%，采用HYSYS模拟优化冷剂配比（氮气4.2%、甲烷85.6%、乙烷7.3%、丙烷2.9%），同步调整主换热器对数平均温差至3.8℃，较初始方案降低单位能耗0.15kWh/Nm³，年节约运行成本约1800万元。
• 负责主换热器、低温泵等核心设备的工艺参数匹配，运用Aspen EDR进行管壳式换热器热力校核，修正管程流速（从0.8m/s提升至1.1m/s）与压降（控制在0.3MPa以内），确保设计裕量满足极端工况（-168℃/7MPa）需求，设备一次投用合格率100%。
• 投产阶段应对BOG回收系统波动（日回收量偏差±15%），通过GC-MS分析组分（甲烷97.2%、氮气2.5%）并结合ASPEN DYNAMICS动态模拟，调整压缩机转速（从7500rpm提升至8200rpm）与再冷凝器压力（0.3MPa→0.35MPa），将BOG回收率从92%稳定至97.5%，减少火炬放空量。
• 编制《LNG液化装置工艺操作手册》及《极端工况应急处置方案》，涵盖12类典型故障（如冷剂泄漏、换热器结霜）的诊断逻辑与操作步骤，组织3批次生产人员培训（累计60人次），保障装置一次性投产成功并通过性能考核（液化率99.92%，能耗≤0.32kWh/Nm³）。

参与80万吨/年LNG接收站扩建项目工艺设计，聚焦方案比选、流程模拟及设备工艺条件确认，工作边界包括工艺包输入条件编制、关键设备技术协议谈判至现场施工技术交底。

• 针对扩建项目原料气（含硫0.5%）特性，对比级联式（丙烷预冷+乙烯+甲烷）与混合冷剂液化流程，基于能耗经济性（级联式0.38kWh/Nm³ vs MRC 0.31kWh/Nm³）与设备复杂度（MRC减少3台压缩机），推荐MRC流程并通过HYSYS多工况验证（-5℃~35℃环境温度），支撑项目决策。
• 主导BOG再液化装置工艺包编制，采用UNISIM模拟优化气液分离罐操作压力（0.2MPa→0.25MPa）与压缩机级数（3级→2级），降低设备投资约15%（减少1台中间冷却器），同时确保再液化率≥95%。
• 协调低温设备供应商（如杭氧股份）确认9Ni钢焊接工艺（采用TIG打底+SMAW填充），针对应力腐蚀风险提出焊后热处理温度（580℃±10℃）与保温时间（2h）改进方案，经RT检测一次合格率99.2%，避免投产后期腐蚀泄漏隐患。
• 深度参与HAZOP分析，识别“再冷凝器液位过低导致LNG闪蒸”等12项工艺偏差，制定SIL2级联锁控制逻辑（液位＜10%时触发进料切断阀关闭），经SIL验证满足IEC 61508标准，提升装置本质安全水平。

负责现有LNG装置的工艺优化与故障诊断，聚焦提升运行效率、解决生产瓶颈，工作边界包括装置性能评估、工艺参数调整及技术改造方案实施。

• 针对某50万吨/年LNG装置主换热器换热效率下降（传热系数从8500W/(m²·K)降至6800W/(m²·K)），通过E-DRISHTM进行应力分析定位结垢区域（管束入口段），结合在线垢样检测（主要成分为FeS与CaCO3），制定柠檬酸（浓度5%）+阻垢剂（有机膦酸盐）联合清洗方案，清洗后传热系数恢复至8200W/(m²·K)，年增产LNG约3万吨。
• 优化脱碳单元（MDEA吸收塔）操作，基于Aspen Plus模拟调整贫液循环量（从120m³/h增至135m³/h）与再生塔温度（105℃→110℃），净化气CO2含量从20ppm降至5ppm，满足船用LNG燃料标准（IMO Tier III），助力装置获取国际航运订单。
• 编制装置大修期间工艺隔离方案，采用“盲板隔离+氮气置换”双保险工艺（氧含量＜0.5%、露点＜-40℃），将检修准备时间从7天缩短至4天，减少因停工造成的经济损失约200万元。
• 提出膨胀机入口温度优化方案（从-165℃降至-170℃），通过调整制冷剂（氮气+甲烷）流量配比（氮气占比从30%降至25%），装置日处理量提升5%（从1370吨/日增至1438吨/日），年增效益约600万元。

鄂尔多斯盆地低渗透砂岩油藏剩余油精准预测及开发调整项目

• 鄂尔多斯盆地某低渗透砂岩油藏进入开发后期，单井产量递减率达18%/年，常规测井解释与数值模拟对剩余油分布预测精度仅70%左右，无法支撑高效开发调整。我的职责是统筹地质、工程、生产多维度数据整合，主导构建高精度剩余油预测体系，解决“看不清剩余油在哪”的核心问题。
• 项目难点在于低渗透油藏孔隙喉道细（平均2.1μm）、非均质性强，单一数据源或模型难以捕捉动态剩余油特征。我整合12口老井的铸体薄片、压汞、常规+成像测井数据，以及3年产液量、含水、压力等生产动态数据，形成“静态地质-动态工程”融合数据库；对比随机森林、梯度提升树等5种算法，选择随机森林为基础模型，结合CMG-STARS油藏数值模拟校准参数，解决“模型泛化能力弱”的问题。
• 我主导完成23个关键特征提取（如孔隙度、生产压差、注采对应率），优化随机森林超参数（n_estimators=200、max_depth=10）提升小尺度剩余油识别能力；通过CMG模拟10余种注采方案，与机器学习结果交叉验证，修正模型偏差，形成“数据驱动+物理模拟”混合预测方法。
• 项目成果显著：剩余油饱和度预测精度提升至89%，指导5口调整井射孔层位优化，初期日产油从1.2吨增至2.8吨，单井年增油1500吨，区块年增油6.2万吨；该体系推广至公司3个同类区块，年新增产值1.2亿元，我因此获公司“年度技术攻关一等奖”，成为部门核心技术骨干。

渤海湾海上稠油热采井井筒腐蚀结垢防控技术优化项目

• 渤海湾某海上稠油热采区块（蒸汽吞吐开发）因井筒腐蚀结垢严重，油管腐蚀速率达0.15mm/月、结垢层厚2.3mm，导致检泵周期仅8个月，单井年作业成本60万元。我的职责是从材料、工艺、监测三方面优化，解决“井筒寿命短、维护成本高”的生产痛点。
• 难点在于海上高温高压（井底150℃、18MPa）环境下，蒸汽中的Cl-、H2S加速管材腐蚀，高矿化度地层水易结垢。我首先开展材料腐蚀实验，测试316L、超级13Cr、镍基合金等5种材料在模拟蒸汽中的腐蚀速率；其次与第三方机构合作优化缓蚀剂配方，调整注入剂量；最后设计井筒在线监测系统，实时掌握腐蚀结垢状态。
• 我主导材料筛选，发现超级13Cr不锈钢腐蚀速率仅0.025mm/月，远低于316L的0.14mm/月，推动全井段替换为超级13Cr；将缓蚀剂注入剂量从10ppm提至15ppm，结合定期通井降低结垢；安装光纤光栅传感器，实现温度、压力、腐蚀速率实时传输，提前预警风险；协同生产部门将蒸汽干度从75%提至80%，减少冷凝水腐蚀。
• 项目成效突出：井筒腐蚀速率降至0.03mm/月，结垢速率降40%，检泵周期延长至18个月，单井年节省成本45万元，12口井累计年省540万元；该技术纳入公司海上稠油井筒管理标准，我借此晋升部门主管，开始主导更大规模的海上项目技术管理，实现了从“专项执行”到“体系化管理”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。