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。

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。

• 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。