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。

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。