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。

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。