负责200万吨/年大型LNG液化工厂全生命周期工艺设计、运行优化及关键技术问题攻关，涵盖工艺方案制定、核心设备选型、能耗管控及操作稳定性提升。

• 主导液化工厂工艺包开发，基于ASPEN HYSYS搭建全流程模型，创新性引入混合冷剂（MR）组分动态优化算法（氮气/甲烷/乙烷/丙烷配比），结合遗传算法寻优，将单位能耗从初始设计的10.2kWh/kgLNG降至9.1kWh/kgLNG，年节约运行成本约1800万元；同步完成工艺包HAZOP分析，识别高风险节点12项并提出改进措施，获业主技术评审A级评价。
• 解决投产后BOG（蒸发气）回收率不足问题（初期仅85%），通过PI系统采集3个月实时数据，建立BOG生成速率与储罐压力（0.6-1.2kPa）、环境温度（-15℃~35℃）的动态关联模型，调整再冷凝系统操作压力至0.6MPa（原0.5MPa），优化离心压缩机频率至45Hz，将回收率提升至97%，年减少BOG直接排放量1200万方，降低VOCs排放风险。
• 牵头脱酸单元（MDEA胺液）工艺改进，针对原料气重烃含量高（C2+占比1.8%）导致胺液发泡问题，引入在线密度监测（精度±0.001g/cm³）与界面张力分析（范围30-50mN/m），调整贫富胺液换热器温差至8℃（原5℃），增设活性炭过滤器（过滤精度1μm），使胺液发泡频率从每月3次降至0.5次，装置可用率提升至99.2%，胺液补充周期延长至6个月（原3个月）。
• 负责高压工艺管道水力分析（PIPESIM模拟），识别出高压泵出口管线摩阻过高（压降1.8MPa），通过优化管径（Φ150mm→Φ180mm）及弯头曲率半径（R=1.5D→R=3D），将压降降至1.2MPa，泵扬程需求降低300kPa，单泵年耗电量减少45万度，年节约电费约32万元。

参与100万吨/年LNG接收站及中小型液化工厂工艺设计，负责天然气预处理、BOG回收及脱酸单元工艺计算，支撑项目技术可行性论证与现场投产调试。

• 核心参与100万吨/年LNG接收站工艺设计，主导BOG处理系统（压缩→再冷凝）工艺计算，采用HYSYS模拟外输量30%-100%波动工况下的BOG生成量（范围5-15t/h），确定配置4台（3用1备）离心式压缩机（流量12t/h，压力1.2MPa），匹配再冷凝器换热面积2500㎡，投用后BOG处理能力达12t/h，满足最大工况需求并通过性能考核。
• 优化天然气预处理流程，针对原料气H2S含量波动（0.1%-0.5%），调整MDEA胺液循环量为850m³/h（原700m³/h），增设贫胺液缓冲罐（容积50m³），使净化气H2S含量稳定低于6mg/Nm³（国标≤20mg/Nm³），避免下游液化单元分子筛催化剂中毒风险，保障装置长周期运行。
• 负责工艺管道材料选型，依据NACE MR0175标准，对含H2S介质管线（如酸气管道）选用13CrMo44材质（硬度≤248HB），替代原316L不锈钢，经30天高温高压腐蚀挂片试验验证，年腐蚀速率从0.15mm降至0.02mm，管道更换周期延长至15年（原5年），降低全生命周期维护成本约400万元。
• 参与HAZOP分析与SIL定级，识别液化装置进料泵密封失效（SIL2）风险，提出增设双机械密封（冲洗方案Plan53B）+在线泄漏监测系统（精度0.1mL/h），配合仪表团队完成联锁逻辑设计（压力＞0.8MPa触发停机），项目投产至今未发生因泵密封失效导致的非计划停车。

协助完成LNG工艺设计基础工作及小型装置现场技术支持，涵盖数据整理、投产调试及操作手册编制，支撑项目落地与团队技术积累。

• 协助完成50万吨/年LNG液化工厂工艺包基础数据整理，收集原料气组分（甲烷92.3%、乙烷3.1%、丙烷1.2%）、环境参数（年最低-15℃）等200+项数据，建立不确定性数据库（标注±2%误差范围），为工艺模拟提供可靠输入，缩短模拟调试时间15天，获项目组“数据处理能手”称号。
• 现场支持首套10万吨/年小型LNG装置投产调试，针对制冷循环压力异常（高压14MPa→设计12MPa），使用便携式色谱仪（检测限0.1ppm）分析出入口组分，发现重烃分离器效率低（仅85%），清洗滤芯并调整气液比至3:1，压力恢复正常，装置提前7天投产，业主发函致谢。
• 编制《LNG工艺操作手册》（初稿12万字），梳理液化单元、BOG处理单元关键操作参数（如膨胀机转速8000-12000rpm、再冷凝器液位30%-70%），结合现场经验补充12项异常工况处理流程（如压缩机喘振→快速开大回流阀至80%），手册被公司作为新员工培训核心教材使用。
• 参与技术标编制，负责工艺方案章节撰写，对比PRICO（能耗10.5kWh/kgLNG）、Cascade（能耗9.8kWh/kgLNG）两种工艺在10-50万吨/年规模下的经济性（投资成本+12%），为公司投标东南亚2个小型LNG项目提供技术决策支持，助力中标合同额超3亿元。

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。

• 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。