负责LNG接收站及液化装置全生命周期工艺设计、优化与运维，涵盖工艺方案比选、关键设备参数设定、生产瓶颈诊断及节能降耗技术落地，边界覆盖从前期可行性研究到商业化运营的全阶段技术支持。

• 主导国内某200万吨/年LNG接收站工艺包设计，基于原料气组分（甲烷92.5%、乙烷3.8%、重烃3.7%）特性，采用HYSYS与Aspen HYSYS联合模拟，对比级联式与混合制冷剂（MR）流程后选定双循环混合制冷工艺，通过优化制冷剂配比（氮气15%、甲烷45%、乙烷40%）将液化能耗降至4.2kWh/kg（行业平均4.5kWh/kg），装置年运行负荷率提升至98%。
• 针对接收站BOG（蒸发气）回收效率低（原85%）问题，创新性提出“再冷凝器+氮气膨胀机”耦合方案：利用Aspen Flare System模拟BOG组分及流量波动，调整再冷凝器操作压力至0.6MPa（原0.5MPa），同步增设氮气膨胀机制冷单元（制冷量200kW），将BOG回收率提升至96%，年减少天然气放空量1200万方。
• 牵头小型LNG装置（5万吨/年）模块化工艺设计，基于ASME B31.3规范优化管廊布局，采用3D建模（PDMS）解决模块运输尺寸限制（单模块长≤12m、宽≤3.5m），现场安装周期从180天压缩至150天，施工成本降低18%。
• 推动贫富液换热器（J-T阀前）节能改造，通过EDR热工计算软件重新匹配富液（温度-3℃）与贫液（温度-15℃）温差至8℃（原5℃），结合TRIZ理论改进板片波纹角度（从60°增至75°），换热效率提升22%，装置综合能耗下降15%（年节约标煤2100吨）。

聚焦海外LNG项目工艺技术落地，负责原料气适应性分析、工艺方案经济性比选及生产异常工况诊断，支撑中东、东南亚等地区中小型LNG装置（10-50万吨/年）的工程化实施。

• 主导澳大利亚某30万吨/年煤层气制LNG项目工艺方案编制，针对原料气高氦（0.35%）、高CO₂（4.2%）特性，创新采用“膜分离预氦回收+胺法脱碳+MR液化”组合工艺，氦气纯度达99.995%（满足工业级标准），CO₂脱除率99.8%（低于管道输送阈值50ppm），项目年增收氦气销售额1200万元。
• 解决印尼某LNG装置水合物频繁堵塞（月均2次）问题，基于PR状态方程建立水合物生成预测模型，提出“乙二醇注入量动态调整+节流阀前电伴热”联合控制策略：通过在线分析仪实时监测温度（-10℃→-8℃）、压力（3.5MPa→3.8MPa），将乙二醇浓度从30%提升至35%，堵塞频率降至每季度1次，装置连续运行时间延长至8000小时/年。
• 参与尼日利亚某LNG项目开车调试，针对制冷压缩机喘振问题（频发于负荷30%-50%），运用压缩机性能曲线（H-Q图）分析，调整防喘振阀开度逻辑（响应时间从2s缩短至0.5s），并优化入口过滤器压差报警阈值（从5kPa降至3kPa），喘振次数从开车首月8次降至全周期0次。
• 编制《热带地区LNG装置防腐工艺指南》，基于NACE RP0103标准，针对沿海高盐雾环境（氯离子浓度8000ppm），推荐双相钢（2205）替代304不锈钢用于工艺管道，配合阴极保护系统（电流密度10mA/m²），设备腐蚀速率从0.1mm/年降至0.02mm/年，检修周期延长至8年。

支撑LNG工艺基础研究与实验室验证，聚焦新型制冷剂筛选、预处理工艺优化及小型装置中试，为工业化应用提供数据支撑与理论依据。

• 参与高含硫天然气（H₂S 8%）预处理工艺研发，对比MDEA（甲基二乙醇胺）与DGA（二甘醇胺）吸收剂性能，通过实验室动态评价装置（模拟气速15m/s、温度40℃）测试，筛选出MDEA+环丁砜复合溶液（MDEA浓度35%、环丁砜10%），脱硫率稳定在99.9%（出口H₂S≤1ppm），优于单一MDEA方案（脱硫率99.5%）。
• 负责1000Nm³/d小型LNG中试装置工艺参数采集，搭建PI系统实时监测换热器进出口温度（精度±0.1℃）、压力（精度±0.01MPa）及流量（精度±0.5%），分析发现主换热器冷端温差（-165℃→-155℃）偏大，提出增加一股过冷天然气（温度-170℃）旁路，液化率从82%提升至87%。
• 开展混合制冷剂（MR）配比优化实验，采用正交试验法设计6组工况（氮气5-20%、甲烷30-50%、乙烷20-40%），通过热力学计算（REFPROP软件）对比单位能耗，确定最优配比为氮气12%、甲烷48%、乙烷40%，单位液化能耗较初始方案降低9%（4.6kWh/kg→4.2kWh/kg）。
• 编制《LNG工艺模拟操作手册》，整合Aspen HYSYS与Unisim Design软件操作要点，涵盖从原料气预处理到液化外输的全流程模拟步骤，配套12个典型案例（包括组分波动、设备故障等异常场景），被研究院新人培训列为标准教材。

鄂尔多斯盆地低渗透砂岩油藏剩余油精准预测及开发调整项目

• 鄂尔多斯盆地某低渗透砂岩油藏进入开发后期，单井产量递减率达18%/年，常规测井解释与数值模拟对剩余油分布预测精度仅70%左右，无法支撑高效开发调整。我的职责是统筹地质、工程、生产多维度数据整合，主导构建高精度剩余油预测体系，解决“看不清剩余油在哪”的核心问题。
• 项目难点在于低渗透油藏孔隙喉道细（平均2.1μm）、非均质性强，单一数据源或模型难以捕捉动态剩余油特征。我整合12口老井的铸体薄片、压汞、常规+成像测井数据，以及3年产液量、含水、压力等生产动态数据，形成“静态地质-动态工程”融合数据库；对比随机森林、梯度提升树等5种算法，选择随机森林为基础模型，结合CMG-STARS油藏数值模拟校准参数，解决“模型泛化能力弱”的问题。
• 我主导完成23个关键特征提取（如孔隙度、生产压差、注采对应率），优化随机森林超参数（n_estimators=200、max_depth=10）提升小尺度剩余油识别能力；通过CMG模拟10余种注采方案，与机器学习结果交叉验证，修正模型偏差，形成“数据驱动+物理模拟”混合预测方法。
• 项目成果显著：剩余油饱和度预测精度提升至89%，指导5口调整井射孔层位优化，初期日产油从1.2吨增至2.8吨，单井年增油1500吨，区块年增油6.2万吨；该体系推广至公司3个同类区块，年新增产值1.2亿元，我因此获公司“年度技术攻关一等奖”，成为部门核心技术骨干。

渤海湾海上稠油热采井井筒腐蚀结垢防控技术优化项目

• 渤海湾某海上稠油热采区块（蒸汽吞吐开发）因井筒腐蚀结垢严重，油管腐蚀速率达0.15mm/月、结垢层厚2.3mm，导致检泵周期仅8个月，单井年作业成本60万元。我的职责是从材料、工艺、监测三方面优化，解决“井筒寿命短、维护成本高”的生产痛点。
• 难点在于海上高温高压（井底150℃、18MPa）环境下，蒸汽中的Cl-、H2S加速管材腐蚀，高矿化度地层水易结垢。我首先开展材料腐蚀实验，测试316L、超级13Cr、镍基合金等5种材料在模拟蒸汽中的腐蚀速率；其次与第三方机构合作优化缓蚀剂配方，调整注入剂量；最后设计井筒在线监测系统，实时掌握腐蚀结垢状态。
• 我主导材料筛选，发现超级13Cr不锈钢腐蚀速率仅0.025mm/月，远低于316L的0.14mm/月，推动全井段替换为超级13Cr；将缓蚀剂注入剂量从10ppm提至15ppm，结合定期通井降低结垢；安装光纤光栅传感器，实现温度、压力、腐蚀速率实时传输，提前预警风险；协同生产部门将蒸汽干度从75%提至80%，减少冷凝水腐蚀。
• 项目成效突出：井筒腐蚀速率降至0.03mm/月，结垢速率降40%，检泵周期延长至18个月，单井年节省成本45万元，12口井累计年省540万元；该技术纳入公司海上稠油井筒管理标准，我借此晋升部门主管，开始主导更大规模的海上项目技术管理，实现了从“专项执行”到“体系化管理”的成长。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。