负责100万方/天大型LNG液化工厂全流程工艺设计、关键设备选型及运行优化，主导解决低温流程瓶颈问题，支撑项目从FEED到机械竣工的技术落地。

• 主导印尼某100万方/天LNG液化项目工艺包开发，基于APCI改良型混合制冷剂（MFC）流程，通过HYSYS模拟优化制冷剂配比（N2/CH4/C2H6摩尔比调整至0.5:85:14.5），解决高温工况下制冷效率衰减问题，装置能耗较传统流程降低12%（实测4200kJ/kg LNG），达国际一类装置能效标准。
• 针对BOG回收率不足（初始设计85%）的痛点，创新提出“压缩机增压+膜分离耦合”工艺：增设两级往复式BOG压缩机（入口压力0.1MPaG提压至1.2MPaG），配套有机聚合物中空纤维膜组件（渗透率≥500GPU），将BOG回收率提升至92%，年减少天然气放空量约1800万方，对应碳减排2.6万吨CO₂e。
• 牵头板翅式换热器（CWHE）设计校核，运用Aspen EDR软件模拟管束流阻与换热量，优化翅片间距（从3.2mm缩减至2.8mm）及流道分配（液氮/天然气流量比调整至1:4.3），使换热器温差均匀性提升20%，单台设备年运行维护成本降低18万元。
• 建立液化装置动态仿真模型（基于gPROMS），模拟冬季原料气组分波动（甲烷含量从92%降至88%）对流程的影响，提出“预处理单元增加膜法脱水+胺液吸收塔串联”改造方案，保障装置在原料气波动±5%范围内稳定运行，全年非计划停车次数从3次降至0次。

承担中小型LNG液化装置工艺设计与现场调试，解决水合物生成、脱酸单元效率低等问题，推动装置从设计验证到商业运营的全周期技术闭环。

• 开发20万方/天撬装化LNG液化工艺包，集成丙烷预冷+混合工质制冷技术（C3-MRC），采用模块化设计将设备占地面积压缩至800㎡（较传统设计减少25%），满足海上平台/偏远气田紧凑布置需求，项目获中国LNG行业技术创新三等奖。
• 针对调试阶段原料气含硫量超标（H₂S浓度150ppm）导致胺液再生塔负荷过高问题，通过Aspen HYSYS模拟胺液循环量（从80m³/h提升至110m³/h）与贫富液换热器效率（传热系数从250W/(m²·K)提至320W/(m²·K)），同步优化再生塔回流比（1.8→2.2），使净化气硫含量稳定低于6mg/m³，满足GB/T 17820-2018一类气标准。
• 解决低温管道水合物堵塞难题：分析管输天然气温压曲线（-162℃/0.3MPaG），确定水合物生成临界点（露点-170℃），在工艺包中增设“超声波除垢+乙二醇注入（浓度30%）”双防护措施，装置连续运行周期从180天延长至365天，年减少清管作业4次，节约人工及物料成本约50万元。
• 编制《液化装置操作手册》《应急处置预案》等技术文件12份，主导完成3次大检修工艺验证，提出“板翅式换热器抽芯清洗频率从2年/次调整为3年/次”优化建议，单次检修成本降低12万元，相关经验被纳入公司标准化操作流程（SOP）。

协助完成LNG液化工艺模拟、基础数据整理及可行性研究报告编制，支撑前期技术论证与项目立项。

• 使用Aspen Plus搭建天然气液化简化模型（包含预处理、制冷、液化、储存单元），完成3种主流流程（APCI、Cascade、PRICO）能耗对比分析（单位能耗分别为4150/4500/4800kJ/kg LNG），为项目选择APCI流程提供数据支撑，该结论被纳入可行性研究报告并通过集团评审。
• 参与新疆某煤层气制LNG项目原料气组分分析（CH₄=85-90%, CO₂=5-8%, N₂=3-5%），运用HYSYS模拟CO₂提浓工艺（膜分离+胺液吸收组合），确定膜组件截留率（≥90%）与胺液循环量（40m³/h），使净化气CO₂含量降至3%以下，满足液化装置进料要求。
• 整理国内外LNG接收站关键设备参数（如卸料臂、BOG压缩机、再冷凝器），建立包含12类设备的数据库，标注材质（304L不锈钢/9%镍钢）、设计压力（0.8-1.6MPaG）等参数，为后续项目设备选型提供参考，缩短同类项目前期调研时间40%。
• 协助完成项目环评报告工艺部分编写，重点说明BOG回收、废气焚烧（RTO处理效率99%）、废水零排放（蒸发塘+膜浓缩）等环保措施，项目最终通过省级环保评审，取得环评批复文件。

渤海湾盆地XX凹陷老油田纳米复合驱提高采收率项目

• 项目背景：XX凹陷某老油田开发35年，综合含水率达92%，传统注水开发采收率仅38%，剩余油呈“分散状+层间滞留”特征，亟需突破高含水期提产瓶颈。我的核心职责是主导项目全生命周期技术管控——从剩余油精准刻画、技术方案设计到现场实施优化，目标是将区块采收率提升5%以上，单井产量恢复至开发初期70%。
• 关键难题与技术：一是储层为正韵律厚油层，底部高渗条带导致注入水窜流，波及效率不足40%；二是23%的老井套管因腐蚀出现变形，无法实施分层注水。我通过CMG-STARS数值模拟构建了100万网格的三维精细油藏模型，结合油藏工程方法量化剩余油饱和度分布（误差<5%）；针对套管问题，引入碳纤维增强复合材料修复技术（强度达300MPa，耐温120℃），配合自主研发的智能分层注水工具（分注精度±2%，支持远程调控）。
• 核心行动与创新：牵头地质、油藏、工程多学科团队，开展12口井的剩余油饱和度测试，优化纳米驱油剂配方——将纳米SiO₂粒径从50nm缩小至20nm，表面修饰亲油基团，使洗油效率提升15%；制定“套管修复+分层注水+纳米驱”组合工艺，现场实施中实时监测注入压力、含水率变化，动态调整注采参数6次，解决了优势通道窜流问题。
• 成果与价值：项目实施2年，区块采收率提升至43.2%（超目标3.2pct），单井日产量从1.2吨增至1.8吨（+50%），累计增油12万吨，直接创造经济效益5800万元。碳纤维套管修复技术使单井修复成本降低25%，智能分层注水工具在区块推广15口井，成为老油田稳产的核心技术模板。我个人主导了方案设计与关键技术选型，攻克了高含水期水窜与套管损坏的行业共性问题。

四川盆地侏罗系页岩气水平井体积压裂优化项目

• 项目背景：四川盆地某侏罗系页岩气区块初期开发的10口水平井，单井EUR仅1.2亿方，核心问题是储层脆性指数低（平均45）、天然裂缝密度小（<0.5条/米），传统分段压裂难以形成有效缝网。我的职责是负责压裂工艺地质-工程一体化优化，目标是单井EUR提升20%，压裂成本控制在1800万元/井以内。
• 关键难题与技术：储层岩石力学性质弱，水力压裂易引发裂缝闭合，支撑剂返排率超30%；天然裂缝不发育，缝网改造体积仅0.3 m³/t。我采用地震AVO属性与测井脆性指数融合的方法，建立了“脆性-裂缝”双参数甜点预测模型，识别出3个有利压裂段；优化压裂液配方——引入低伤害瓜尔胶（粘度保留率>80%）+纳米级陶粒支撑剂（粒径100目，抗破碎率>95%），降低裂缝闭合压力20%。
• 核心行动与创新：分析区块50口井的地质数据，划分出4类压裂响应类型，针对性设计工艺（如脆性低的井采用前置酸预处理，溶解碳酸盐矿物提高脆性）；现场试验8口井，利用微地震监测裂缝扩展形态，调整支撑剂浓度（从2.0 kg/L降至1.5 kg/L）和泵注速率（从5 m³/min提至7 m³/min），平衡了缝网复杂度与施工效率。
• 成果与价值：优化后的工艺使单井EUR提升至1.56亿方（+30%），支撑剂返排率降至18%，压裂成本降低12%（至1580万元/井）。项目支撑了区块后续30口井的规模化开发，累计新增可采储量4.5亿方。我个人主导了地质-工程一体化优化，形成了适用于该区块的“甜点识别+工艺定制”体积压裂技术体系，填补了区域页岩气高效开发的技术空白。

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。