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。

渤海湾盆地某老油田低渗透油藏蒸汽吞吐效果提升技术攻关项目

• 项目针对油田某低渗透砂岩油藏（渗透率80-200mD、渗透率变异系数0.78）蒸汽吞吐10年后出现的单井日产量从12吨递减至4吨、采收率仅18%的困境，核心目标是破解储层非均质性导致的吸汽不均、蒸汽效率低问题，我作为技术负责人统筹方案设计、数值模拟及现场实施全流程。
• 关键挑战包括三点：一是传统均一注汽方案无法适配不同井的吸汽能力，导致30%井位蒸汽浪费；二是仅30%井位有历史吸汽剖面数据，缺乏足够样本预测新井吸汽规律；三是常规CMG-STARS模型未考虑粘土矿物膨胀对渗流的影响，蒸汽腔扩展模拟精度不足。我采用“数值模拟+机器学习+迁移学习”组合策略，用随机森林算法整合邻井测井、岩心数据训练吸汽能力预测模型，再通过迁移学习补全目标井数据；同时在模型中嵌入粘土矿物膨胀系数模块（基于岩心实验获取的蒙脱石含量-膨胀率关系），修正蒸汽腔扩展路径。
• 核心行动：①牵头采集12口典型井岩心数据（渗透率、孔隙度、粘土含量），构建储层非均质性评价体系；②开发“吸汽能力-注汽参数”耦合模型，通过100余组正交试验优化注汽压力（从18MPa降至15MPa）、干度（从75%提至85%）及焖井时间（从48h延至72h）；③现场实施“一周一分析”动态调整机制，每10天采集生产数据更新模型，针对性优化后续注汽方案。
• 项目成果：单井吞吐初期日产量恢复至9.4吨，较优化前提升35%；采收率提高至26%，区块累计增油12.3万吨；方案成本较传统方式降低15%，获油田公司“年度技术创新奖”。我将模型优化后推广至区块剩余15口井，整体效果达标率92%，直接推动该区块开发效益提升20%。

四川盆地某页岩气田水平井分段压裂返排效率提升技术研究与应用项目

• 项目聚焦页岩气田某平台水平井压裂后返排率仅30%、可动烃释放不充分的痛点，目标是解析返排规律、优化压裂工艺以提升单井产能，我作为压裂工艺工程师负责工艺设计、微地震监测分析及现场参数调整。
• 核心难题：一是页岩脆性指数分布不均（25-65），导致裂缝网络复杂性差异大，传统Jones返排经验公式预测误差超20%；二是压裂液残渣含量高（800mg/L），堵塞纳米级孔隙影响返排；三是分段簇间距（15m）设计不合理，引发局部应力集中导致裂缝延伸不充分。我采用“流固耦合模拟+微地震反演+实验验证”方法，用COMSOL建立流固耦合模型分析裂缝-基质流体流动，通过微地震数据反演裂缝网络形态，同时开展压裂液残渣伤害实验（模拟地层条件下残渣对渗透率的堵塞率）。
• 核心行动：①主导构建“脆性指数-裂缝复杂度-返排速率”关联模型，结合微地震统计的裂缝密度修正返排预测公式，误差降至8%以内；②研发新型低伤害压裂液（添加纳米分散剂），将残渣含量降至300mg/L以下，减少孔隙堵塞；③优化分段簇间距至12m，调整施工排量从10m³/min提至12m³/min，改善裂缝均匀性。
• 项目成果：返排率提升至45%，单井初期日产量从2.1万方增至2.7万方，递减率从45%降至32%；累计增气5.1亿方，节省压裂液成本1800万元。该模型被纳入公司页岩气压裂设计规范，推广至3个平台12口井，平均返排率提升12%，我亦因项目贡献晋升为压裂工艺主管，实现从工艺执行到技术引领的成长。

• 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。