负责公司3座沿海LNG接收站全生命周期工艺技术管理，涵盖新建项目工艺包设计、在运行装置性能优化及技术改造，主导解决BOG回收、脱烃单元效率提升、低温设备能耗控制等核心技术问题，工作边界覆盖工艺方案比选、模拟验证、现场调试及技术标准制定。

• 主导完成公司二期200万吨/年LNG接收站工艺包设计，针对南方海域高湿度环境下的BOG生成量波动问题，采用ASPEN HYSYS建立多工况动态模型，提出‘阶梯式再冷凝+余热梯级利用’方案——将再冷凝温度由-162℃动态调整至-158℃（匹配外输压力变化），同步回收压缩机级间热量用于BOG预冷，投运后BOG回收率从98.2%提升至99.6%，年减少天然气放空量1200万方，节约BOG压缩机电耗18%。
• 牵头解决一期脱烃单元（J-T阀节流+吸附法）冬季处理量不足问题，通过HYSYS模拟发现吸附剂床层温差导致穿透时间缩短30%；创新提出‘双吸附塔串联+电伴热分区控制’改造方案，更换高性能分子筛（5A→13X-APG）并优化切换逻辑，冬季外输天然气烃露点稳定低于-100℃（原设计-95℃），处理量从180万吨/年提升至216万吨/年，关键指标达到GB/T 20368-2021一类气标准。
• 推动接收站冷能利用系统升级，针对ORV（开架式汽化器）海水温差利用效率低痛点，引入ORC（有机朗肯循环）余热发电技术，通过EES软件计算最优工质（R245fa），将汽化器出口天然气余热（约3℃温降）转化为电能，配套建设500kW发电机组，年发电量达320万度，降低站内用电成本15%，相关技术申报发明专利1项（已受理）。
• 编制《LNG接收站工艺运行异常处置手册》，建立基于DCS数据的12类典型故障预警模型（如脱烃塔压差突增、BOG压缩机喘振），主导完成12次模拟演练验证，近2年接收站非计划停车次数从年均4次降至0次，关键工艺参数（如压力、温度）波动范围缩小40%。

聚焦中小型LNG液化工厂及卫星站工艺技术开发，负责工艺方案设计、模拟计算及现场调试，重点解决煤层气/页岩气制LNG过程中的杂质脱除、低温分离效率及装置能耗平衡问题，工作边界覆盖从工艺包编制到投料试车的全流程技术支持。

• 作为核心成员完成山西某30万方/日煤层气制LNG项目工艺设计，针对原料气中H2S（≤200ppm）、CO2（≤3%）及重烃（C5+≤1%）杂质，优化‘胺液吸收+膜分离+低温精馏’组合工艺——调整MDEA溶液浓度至45%并增设贫富液换热器，CO2脱除率从98%提升至99.5%，重烃在低温段结晶风险降低60%，项目投产后LNG纯度达99.99%，满足GB/T 17820-2018天然气质量标准。
• 诊断并解决贵州某LNG液化装置能耗偏高问题，通过HYSYS模拟发现制冷循环中混合冷剂（MRC）配比偏差（原设计氮气含量8%→实际12%）导致压缩机功耗增加；重新匹配MRC组分（氮气5%+甲烷35%+乙烷30%+丙烷30%），并优化膨胀机入口温度（由-105℃降至-110℃），装置综合能耗从10.2kWh/方降至8.9kWh/方，年节约电费260万元。
• 参与海上平台撬装式LNG液化装置研发，针对空间限制（单撬尺寸≤8m×6m）开发紧凑式‘预净化+J-T节流+氮气膨胀’工艺，选用板翅式换热器（比表面积≥700m²/m³）和微型离心压缩机，装置体积较传统设计缩小35%，成功应用于南海某边际油田伴生气处理，年回收天然气1.2亿方。
• 建立LNG装置水合物预测模型（基于KVS方程），提出‘注甲醇+电伴热’联合防堵方案，在新疆某低温集输站应用后，冬季管道水合物生成频率从每周2次降至每月0.5次，清管作业频次减少70%，保障连续生产980天无堵塞停机。

协助完成LNG相关工艺设计及现场技术服务，主要负责基础数据收集、模拟计算辅助及调试方案编制，重点学习LNG产业链各环节（净化、液化、储存、气化）工艺逻辑，工作边界覆盖从工艺包校核到投运初期问题跟踪的技术支持。

• 参与某100万方/日LNG接收站预可行性研究，负责整理原料气组分（甲烷92.5%、乙烷3.8%、丙烷2.1%）及环境参数（年最低气温-15℃），使用HYSYS建立简化流程模型，计算液化单元最小功消耗（4.2kWh/方），为经济评价提供关键输入，支撑项目通过集团立项评审。
• 驻场支持天津某LNG卫星站调试，针对气化外输时出口温度波动（±5℃）问题，检查SCADA系统发现气动调节阀PID参数不合理（比例系数0.8→1.2，积分时间30s→20s），调整后温度稳定性提升至±1℃，满足下游电厂供气要求（温度≤-10℃）。
• 编制《小型LNG储罐保冷材料选型指南》，对比珍珠岩（导热系数0.04W/m·K）、泡沫玻璃（0.038W/m·K）及真空绝热板（VIP，0.004W/m·K）的性能与成本，提出‘内罐珍珠岩+外罐VIP’复合保冷方案，应用于3万方LNG储罐，日蒸发率从0.15%降至0.08%，达到国际先进水平。

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。

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。