负责1000万吨/年大型LNG接收站全生命周期工艺技术管理，涵盖工艺包编制、运行优化、技改方案落地及HAZOP/LOPA分析，主导解决BOG回收效率低、再冷凝系统能耗高等核心问题。

• 主导接收站二期扩建工艺包编制，基于HYSYS与Unisim双平台完成全流程模拟，针对BOG日产量波动±15%的工况，创新设计“压缩机三级变负荷+缓冲罐动态调峰”方案，配合新增2台离心式BOG压缩机，将BOG回收率从92%提升至98.6%，年减少甲烷排放约1200吨（折合CO₂当量3.1万吨）。
• 牵头优化再冷凝系统，通过Aspen Flare模拟验证氮气密封失效风险后，提出“低温丙烷预冷+混合冷剂梯度压缩”改进方案，替换原有单一冷剂压缩流程，系统能耗降低18%（单方LNG再冷凝电耗从0.85kWh降至0.69kWh），年节约电费超450万元。
• 组织完成接收站工艺安全升级，主导HAZOP分析识别出3项SIL2级风险点（如低压泵出口止回阀内漏），提出“双阀串联+在线泄漏监测”改造方案，配合LOPA分析将风险矩阵等级从高风险（H2）降至可接受（ALARP），项目获集团年度安全技术创新奖。
• 建立LNG工艺参数智能监控体系，基于Python开发工艺偏差预警模型（集成温度、压力、流量12项关键参数），实现再冷凝塔液位异常提前4小时预警，全年避免非计划停车3次，装置可用率从95.2%提升至98.1%。

负责300万吨/年LNG接收站项目工艺设计与现场技术支持，聚焦制冷循环系统匹配、低温材料选型及开车调试，解决混合冷剂压缩机喘振、低温管道应力开裂等问题。

• 主导制冷系统工艺设计，通过HYSYS模拟对比PRICO与C3MR两种工艺路线，结合项目地天然气组分（甲烷91.2%、乙烷5.8%）选择C3MR混合冷剂循环，配套优化冷剂配比（氮气0.5%、甲烷25%、乙烷30%、丙烷25%、氮气19.5%），制冷效率较传统方案提升12%，装置能耗降低9%。
• 解决现场低温管道焊接开裂问题，针对-162℃工况下的9Ni钢焊接，制定“预热120℃+层间温度控制≤150℃+焊后消氢处理”工艺，联合第三方检测（UT/MT）确保焊缝合格率100%，避免因返工导致的工期延误（原计划延误15天，实际按期投产）。
• 参与接收站开车调试，编制《工艺系统置换方案》与《冷箱裸冷测试规程》，主导完成BOG系统置换（氮气置换合格标准O₂≤0.5%、露点≤-70℃），冷箱裸冷测试中各板翅式换热器温差均匀性提升至±2℃（设计要求±5℃），装置一次投料成功。
• 编制《LNG工艺操作手册》与《应急处置预案》，细化18项关键操作SOP（如紧急停车时混合冷剂压缩机停机顺序），结合HAZOP分析结果补充“火炬长明灯失效”“再冷凝塔超压”等6类场景处置流程，被业主纳入企业标准库。

协助完成中小型LNG装置工艺设计、模拟计算及技术文档编制，参与小型撬装LNG工厂（50万方/日）的工艺优化与现场调试，积累基础工艺设计与问题解决经验。

• 负责小型LNG装置工艺模拟，使用HYSYS搭建“净化-液化-储存”全流程模型，针对原料气中H₂S含量0.1%（超标设计值0.05%）的情况，优化胺液吸收塔参数（贫液流量增加15%、贫富液温差控制在8℃），脱硫效率从99.2%提升至99.8%，满足液化单元对硫含量的严格要求（≤10ppm）。
• 参与撬装设备工艺集成，针对BOG压缩机撬块与储罐气相管道的匹配问题，通过PDMS三维建模发现管廊高度冲突（原设计净空300mm，实际需≥500mm），提出“压缩机出口管道U型弯下移”方案，避免现场动火修改，节约工期10天。
• 编制工艺计算书与设备数据表，完成主换热器（铝制板翅式）换热面积核算（基于对数平均温差法，ΔTm=18.7℃），配合供应商完成选型（最终选用FLEXELINE系列，换热面积2200㎡），装置液化能耗指标达到1.35kWh/Nm³（优于行业平均1.4kWh/Nm³）。
• 协助现场调试，制定《小型装置开机前条件确认表》（含23项检查项），重点核查制冷剂充注量（混合冷剂充注误差控制在±2%）与仪表联锁校验（紧急停车按钮响应时间≤0.5秒），装置调试周期缩短至28天（同类项目平均35天）。

渤海湾深层低渗油藏（PL区块）二次开发智能注采优化项目

• 项目背景：渤海湾PL区块为深层（埋深3500-4200m）、低渗（渗透率<5mD）油藏，已开发15年，采收率仅18%，面临储层非均质性强、传统注采方案针对性弱、动态调整滞后等问题。核心目标是通过智能注采体系建立，实现“精准注水、高效驱油”，提升采收率与单井产量。我的职责是主导注采工艺方案设计与数字化模型融合，统筹跨地质、油藏、信息部门的协同落地。
• 解决的关键难题：1）深层低渗储层数值模拟计算效率低、精度不足——传统CMG-STARS模型因网格粗化导致非均质性表征偏差；2）注采参数动态调整缺乏实时数据支撑——现有SCADA系统未整合油藏动态与生产实时数据。技术上采用“精细地质建模+机器学习修正模拟参数+物联网实时感知”组合方案，通过LSTM神经网络训练历史注采响应数据，优化模拟器渗透率场参数，同时接入井口压力、流量、含水率等12类实时数据，构建“模型-数据”双驱动体系。
• 核心行动与创新：1）牵头完成区块100余口井的精细地层对比与测井解释，建立高分辨率三维地质模型（网格精度从50m细化至10m）；2）创新性将LSTM模型嵌入CMG-STARS，将模拟计算时间从72小时缩短至8小时，渗透率场预测误差从15%降至5%；3）主导搭建注采实时优化平台，设置“注水量-压力-含水率”联动预警机制，实现注采参数每日自动调整。
• 量化成果：项目实施2年，区块采收率提升至23%（较之前提高5个百分点），单井月均产量从1.2t/d增至1.34t/d（增长11.7%），年增油量达1.2万吨，降低无效注水成本8%（约1200万元）。我个人主导的“机器学习修正油藏模拟参数”方法被纳入公司智能开发标准流程。

鄂尔多斯盆地延长组致密砂岩气藏（SY区块）水平井分段压裂效果评价与优化

• 项目背景：SY区块为致密砂岩气藏（渗透率0.1-1mD），水平井分段压裂是核心开发方式，但不同井段压裂效果差异大（有效率仅65%），传统评价依赖现场微地震监测（成本高、滞后），无法支撑快速优化。核心目标是建立“低成本、高精度”的压裂效果评价体系，明确关键影响因素，优化后续布井与压裂参数。我的职责是负责压裂数据整合、效果评价模型构建及方案优化建议。
• 解决的关键难题：1）压裂裂缝扩展模拟精度低——传统有限元模型未考虑天然裂缝与地应力场耦合；2）微地震数据与生产数据关联困难——缺乏统一的数据分析框架。技术上采用“微地震反演+油藏数值模拟+贝叶斯不确定性分析”方法，通过整合微地震事件点与测井、生产数据，反演裂缝形态，再用贝叶斯网络量化各参数（簇间距、压裂液粘度、支撑剂浓度）对产量的影响。
• 核心行动与创新：1）收集整理区块120口水平井的微地震、测井、生产数据，建立“压裂-生产”关联数据库；2）创新性开发“微地震事件密度-单井产量”定量关系模型，识别出簇间距≤15m、支撑剂浓度≥300kg/m³为最优参数组合；3）引入贝叶斯网络分析，量化天然裂缝密度对压裂效果的不确定性影响（贡献度达35%），建议后续井位避开高裂缝密度区。
• 量化成果：优化后的压裂方案使区块压裂有效率提升至75%（增长10个百分点），单井估算最终可采储量（EUR）从1800万m³增至1940万m³（增长7.8%），后续30口新井部署成本降低15%（约900万元）。我主导的“微地震-生产数据关联评价方法”成为公司致密气藏压裂优化的常用工具。

• 因痛心于年轻人对历史的疏离，我在B站创立「古人脱口秀」栏目，用职场梗解构历史事件（如《雍正皇帝的KPI保卫战》）。通过设计「颠覆认知-史料佐证-现代共鸣」三幕剧本模板，单期视频最高收获1.7万条弹幕互动。
• 两年间栏目播放量突破180万，作品被多地中学选为教学素材。这段经历磨砺出将学术内容转化为大众语言的能力，也让我理解到真实用户反馈才是创作者的指南针。