负责1000万方/日大型LNG液化项目全周期工艺设计，主导关键单元（制冷循环、BOG处理、脱水）技术方案优化，协同EPC团队解决低温材料适配、流程能效提升及安全风险控制问题，支撑项目实现低成本、高稳定性运行。

• 主导中亚某LNG液化项目工艺包开发，基于ASPEN HYSYS搭建混合冷剂（MRC）制冷循环模型，针对原料气组分波动（甲烷含量85%-92%）优化制冷剂配比（氮气/甲烷/乙烷=5:70:25），结合遗传算法迭代计算，使液化单元功耗从12.8kWh/Sm³降至11.7kWh/Sm³，COP提升8.6%，年节约电费超1200万元。
• 针对BOG再冷凝系统频繁喘振问题，通过CFD模拟分析再冷凝器流场分布，提出‘两级降压+旋流板布液’改造方案：将入口压力从0.8MPa分级降至0.4MPa，增设导流叶片使液体分布均匀度从75%提升至92%，最终BOG回收率从98.2%提高至99.5%，年减少放空量280万方。
• 牵头脱水单元工艺验证，选用13X分子筛（直径1.6-2.4mm，堆密度680g/L）并优化吸附周期（由8小时缩短至6小时），结合在线露点仪（精度±0.1℃）实时反馈，使净化气水露点稳定低于-70℃（原设计-65℃），满足船运LNG接收端严苛要求，避免合同违约风险。
• 主导编制《LNG液化装置工艺安全手册》，基于HAZOP分析识别出3类12项高风险节点（如低温管道冷收缩应力、制冷剂泄漏），提出‘镍基合金管件+柔性膨胀节’组合方案，配合SIL2级安全仪表系统，将装置整体风险矩阵等级从‘中高’降至‘低’，一次性通过DNV GL认证。

承担中小型LNG接收站及瓶组气化站工艺设计，负责工艺模拟、设备选型（压缩机/汽化器）及现场施工技术支持，重点解决高含硫原料气脱硫、BOG高效回收及低温管道保冷失效问题。

• 独立完成50万方/日LNG接收站工艺方案设计，采用‘胺法脱硫（MDEA浓度35%）+膜分离（渗透侧压力0.1MPa）’组合工艺处理含硫原料气（H₂S含量200ppm），使净化气硫含量降至5ppm以下，满足GB/T 17820-2018一类气标准，项目获业主‘优质工程奖’。
• 针对BOG回收率低（仅95%）问题，引入‘喷射器+压缩机串联’回收工艺：利用高压LNG作为动力源驱动喷射器引射低压BOG，将回收压力从0.3MPa提升至0.6MPa后再压缩，使回收率提高至98.5%，年增LNG产量约1.2万吨。
• 参与现场施工技术交底，发现3处低温管道（-162℃）保冷层厚度不足（设计150mm，实测120mm），通过CAESAR II应力分析验证后，提出‘增加铝箔玻璃棉+不锈钢带固定’补救方案，使保冷效果达标（表面温度-50℃，漏热损失降低40%），避免冬季运行时管道结冰风险。
• 编制《LNG气化站操作规程》，明确汽化器切换逻辑（温差＞5℃触发切换）、BOG排放频率（每小时监测一次）及应急流程（SCV跳车时启动备用气化器），使站场非计划停机时间从每月3次降至0.5次，客户满意度提升至98%。

协助完成LNG工艺模拟、基础数据整理及小型项目工艺方案初稿编制，重点学习HYSYS模拟、低温材料特性及工艺安全分析工具，为独立承担项目积累经验。

• 参与某10万方/日LNG液化装置工艺包辅助设计，使用HYSYS搭建氮膨胀制冷循环模型，对比不同膨胀机效率（等熵效率85% vs 88%）对液化率的影响，输出《膨胀机选型建议报告》，为最终采购决策提供数据支撑。
• 负责收集国内外LNG接收站BOG处理典型工艺（再冷凝/直接压缩/火炬燃烧），整理能耗、投资及运行稳定性数据形成对比表，协助团队确定‘再冷凝为主、直接压缩备用’的最优方案，降低初期投资15%。
• 参与低温阀门（-196℃）选型测试，对比3家供应商产品的泄漏率（＜1×10⁻⁶ mbar·L/s）、开关寿命（＞10万次）及材质（316L不锈钢 vs 9Ni钢），编制《低温阀门技术规格书》，确保采购设备满足极寒工况要求。
• 协助完成HAZOP分析会议记录，梳理出‘制冷剂泄漏’‘BOG压缩机喘振’等8项偏差，跟踪整改措施（如增设可燃气体探测器、优化防喘振阀PID参数），推动项目通过安全预评价。

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。

• 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。