油田水分析

2005-11-14 10:13:03 中国石油网 中油网消息：（通讯员 中心）由研究院试验中心攻关研究开发的毛细管电泳仪水分析新方法获得成功。这一方法的研究开发和成功使用，拓展了油田分析检测技术领域，为促进科研工作、进一步开拓市场开辟了新路。 　　毛细管电泳仪水分析新方法不仅能更精确高效地分析油田水中硫酸根、氟离子、氯离子、溴离子、碘离子、硫离子、硫酸根、磷酸根等阴离子和有机酸，还能快速准确分析油田水中其他十几种无机阴离子和低碳有机酸，提高了油田水阴离子分析的准确度和检测范围，这一分析技术在油气勘探和三次采油中将广泛应用。

最近想分析油田产出水中的聚合物含量，用淀粉-碘化镉法，其中配制淀粉-碘化镉溶液(11g碘化镉，2.5g淀粉/1000ml水)和饱和溴水(25ml纯溴/250ml水)时，淀粉和溴水都不完全溶解，为什么呢？另外，怎么发帖和回帖都不能增加积分？我很想快点增加财富，请斑竹指教！

油田污水主要包括原油脱出水（又名油田采出水）、钻井污水及站内其它类型的含油污水。油田污水的处理依据油田生产、环境等因素可以有多种方式。当油田需要注水时，油田污水经处理后回注地层，此时要对水中的悬浮物、油等多项指标进行严格控制，防止其对地层产生伤害。石油生产单位大部分集中在干旱地区，水资源严重缺乏，如何将采油过程中产生的污水变废为宝，具有十分重要的现实意义。1 油田污水处理技术现状　　油田的水处理工艺，其流程一般为“隔油——过滤”和“隔油——浮选（或旋流除油）——过滤”，即通常称为的“老三套”，其工艺主要是除去废水中的油和悬浮物。在很长一段时间内，此工艺流程被广泛地应用于各油田的采出水处理中，而且效果良好，处理后的水质一般都能达到回注水的要求。　　1.1技术分类　　根据对油田污水处理程度和水质要求的不同，通常将污水处理技术分为一级处理、二级处理和三级处理。一般来说一级处理属于预处理，二级处理能除去90%左右可降解有机物荷90%~95%的固体悬浮物。然而对于重金属毒物和生物难以降解有机物高碳化合物以及在生化处理过程中出现氮、磷难以完全除去，尚需进行三级处理。各级处理技术主要包括重力分离、粗粒化、浮选法、过滤、膜分离以及生物法等十几种方法。　　一、二级处理主要是利用过虑、沉降、浮选方法把污水中的悬浮物除去。去除废水中的矿物质和大部分固体悬浮物、油类等。主要方法包括重力分离、离心分离、过滤、粗粒化、中和、生物处理等方法。这些技术在国内外都比较成熟。　　1.2油田污水处理的一般工艺　　油田污水成分比较复杂，油分含量及油在水中存在形式也不相同，且多数情况下常与其他废水相混合，因此单一方法处理往往效果不佳。同时，因各种力法都有其局限性，在实际应用中通常是两三种方法联合使用，使出水水质达到排放标准。另外，各油田的生产方式、环境要求以及处理水的用途的不同，使油田污水处理工艺差别较大。在这些工艺流程中，常见的一级处理有重力分离、浮选及离心分离．主要除去浮油及油湿固体；二级处理有过滤、粗粒化、化学处理等，主要是破乳和去除分散油；深度处理有超滤、活性炭吸附、生化处理等，主要是去除溶解油。　　1.3膜生物反应器工艺　　膜生物反应器（MBR）是一种由膜分离单元与生物处理单元相结台的新型水处理技术，以膜组件取代二沉池在生物反应器中保持高活性污泥浓度减少污水处理设施占地，并通过保持低污泥负荷减少污泥量。与传统的生化水处理技术相比，MBR具有以下主要特点：处理效率高、出水水质好；设备紧凑、占地面积小；易实现自动控制、运行管理简单。自20世纪80年代以来，该技术愈来愈受到重视，成为研究的热点之一。目前膜生物反应器己应用于美国、德国、法国和埃及等十多个国家，规模从6m3/d至13000m3/d不等。　　在我国，膜生物反应器作为污水再生回用的一项高新技术，其开发与研究也正越来越深入。虽然目前膜生物反应器在我国的实际应用还较少，然而，在水资源日益紧缺的情况下，随着膜技术的发展、新型膜材料的开发以及膜材料成本的逐渐下降，膜生物反应器将会有较好的应用前景。2 污水处理技术分析　　目前，石化行业的碱渣废水处理方法主要有直接处理法、化学处理法和生物氧化法。　　直接处理法有出售、稀释、深井注入和焚烧处理等方法，其中以焚烧法为主，直接处理法容易出现污染转移（大气）或转嫁（其他地方），故受到一定限制。　　化学处理法通常采用湿式空气氧化技术（WAO），即在150~200℃，1.5~10MPa的条件下，利用氧气直接氧化去除碱渣中的硫化物，达到碱渣预处理的目的。碱渣的处理效果受制于氧化反应体系的温度与压力，污染物去除效率越高，相应体系所需的温度与压力也就越高，WAO法高昂的设备投资额度和运行费用使其应用受到限制。　　焚烧和湿式催化氧化都是投资、运行费用非常高的处理技术。相比之下，采用生化技术进行处理，其投资、运行费用都只有湿式催化、焚烧法的几分之一或者几十分之一，运行管理简单，处理效果稳定。　　生物氧化法是采用首先将碱渣进行适度的稀释（10～20倍），控制硫化物在1000～3000mg。L-1，并中和后，利用特殊的生物反应器，使硫细菌在生物反应器中形成生物氧化床，通过生物的作用利用空气中氧气氧化硫化物和酚，从而达到碱渣预处理的目的。生物氧化方式相比具有较好的技术经济价值，而内循环固定生物氧化床技术即IRBAF处理工艺是针对石油炼制和石油化工产品精制过程中产生的废碱渣（汽油、柴油、液态烃等碱渣）开发，大幅度减轻污水处理场的进水负荷，能够有效地氧化处理催化汽油废碱液、液态烃废碱液等高浓度废水，保证了现有污水处理系统的正常运转和达标排放。3 IRBAF处理工艺简介　　内循环固定生物氧化床技术（Enternal Recurrence Fixed Biological Bed缩写IRBAF）是在常温、常压的条件下，利用专属微生物特殊的工艺环境，形成一个高活性生物酶催化氧化床，促使水体中污染物氧化。当BAF反应池经过一定时间的运行，其填料中将产生大量的生物质，当新增生物量床，过多时，会影响水在填料内部的运行，降低处理效率，此时需通过反冲洗将生物床中的过剩生物质脱出。BAF的反冲洗可通过反冲洗自控系统或半自控系统来完成。反冲洗周期视进水COD负荷确定，COD负荷越高，反冲洗周期越短，反之，BAF的反冲洗周期越长。反冲洗采用新型脉冲气水联合反冲洗技术，反冲洗风采用炼油厂的非净化风，反冲洗水采用二级内循环BAF的净化出水，冲出的高浓度泥水混合液自流进入泥水分离池，经沉淀分离后，上层清液循环处理。本工艺产泥量较少，可滞留于泥水分离池，不定期排入净化水车间现有的污泥处理系统。　　IRBAF工艺的特点：（1）高品质填料：生物床采用粘土陶粒，具有较大的比表面积和总孔容积，抗机械磨损强度高，表面粗燥，化学稳定性强。（2）隔离式曝气技术：采用独有的隔离式曝气技术，给反应器充氧的同时，将污水沿曝气管道提升，再经过反应器生物床，形成循环，避免了传统曝气方式对滤料的冲刷，同时由于反应器水体呈内循环状态，每小时可以循环10～20次，增加了滤料内水流速度，增强了污水与生物体之间介质的交换，提高了反应器的处理效能，具有完全混合式反应器的特点，提高了反应器耐有毒物质的能力和抗冲击能力，隔离式的曝气技术改变了传统曝气方式容积利用率低，易形成水流短路的现象，提高了反应器的容积效率和处理效率。（3）独特的气水联合反冲洗方式：IRBAF的反冲洗技术是一种对传统反洗技术的改进，提高了滤料层扰动的强度，提高系统应力中的附加切应力，提高颗粒间的碰撞机会，从而提高系统的反冲洗效果，避免滤料的粘结堵塞，保持反应器的活性，达到稳定处理的目的。（4）自动化程度高：反冲洗是保障系统正常运行的关键，对出水水质、运行周期、运行状况的影响很大，设计系统的整个反冲洗过程由程序控制，自动按次序控制管道上的阀门，减少人力，方便操作。　　对于一直困扰着炼油化工行业污水处理场的碱渣高浓度污水，经过隔油、气浮等物化处理后，再进入内循环固定生物氧化床IRBAF工艺进行生化预处理，能够有效稳定去除大部分COD，减轻后续普通生化处理工艺的处理负荷，提高整个污水处理场的抗冲击能力，出水水质稳定，操作简便、工程造价和运行费用低，必将在炼油石化行业的碱渣高浓度污水处理的领域中得到较广泛的应用。

有一样品（油田护壁剂）可能有季铵盐和聚丙烯酰胺，怎么确证或者分析？！

关于煤的水分的分析——水分测试 水是煤的不利杂质，水吸收煤燃烧产生的热，气化为水蒸气。煤中水分按结合状态可分为游离水和化合水两大类。游离水以吸附、附着等机械方式与煤结合;而化合水则以化合方式同煤中的矿物质结合，是矿物晶格的一部分，如硫酸钙(CaSO4·2H20)、高岭土(A12 03·2Si02·2H20)中的结晶水。煤的工业分析，只测定游离水。游离水按其赋存状态又分为外在水分和内在水分。煤的外在水分是指吸附在煤颗粒表面上或非毛细孔中的水分，在实际测定中是煤样达到空气干燥状态所失去的那部分水。煤的外在水分很容易蒸发，只要将煤放在空气中干燥，直到煤表面的水蒸气压和空气相对湿度平衡即可。煤的内在水分是指吸附或凝聚在煤颗粒内部毛细孔中的水。在实际测定中指煤样达到空气干燥状态时保留下来的那部分水。内在水在常温下不能失去，只有加热到一定温度时才能逸出。内在水分多少与煤的内表面积有关，内表面积越大，内在水分越高。不同变质程度煤的内表面积不同，变质程度愈浅，表面积愈大，其内在水分也愈高。 当煤颗粒中毛细孔吸附的水达到饱和状态时，此时的内在水分达到了最高值，称为煤的最高内在水分。最高内在水分在一定程度上能表示煤的煤化程度及某些煤质特征，可较好地区分低煤阶煤。至于因为开采、洗煤、运输、贮存等客观因素引人的水分，则是外在水分的主要来源。 由于煤粒大小不同，单位重量的表面积也不同。因此，和大气的接触面不同，则水分蒸发的难易也不同。为了使煤中的水分能迅速、1顶利地除去，必须将样品破碎至一定细度。但是，由于外在水分很容易失去。如果过度粉碎，水分就可能大量蒸发损失，结果造成测定数据远远不能表明煤中原有水分的实际含量。因此，为了测定数据能更接近实际情况，煤的工业分析规程规定的标准是先取小于13 mm的煤样，测定外在水分，然后，再粉碎至小于3mm测定内在水分。外在水分和经过换算的内在水分之和，称为应用基全水分(以符号叽表示)。但是，在生产实际中，也不一定全都分别测定，而可以在尽可能做到粉碎样品过程中，外在水分不致大量损失的条件下，将样品直接粉碎至3mm以下，然后，一次测定全水分（水分分析测试）。不论是经过上述哪种过程测定全水分，都因为样品粒度较大(3mm)，水分不可能除尽。所以，为了精密测定及计算绝对干燥(或干燥基)样品的其他成分含量，还必须将风干样品粉碎至0.2mm以下，测定水分。测得的结果称为分析水分(以符号记表示)。因为测定条件不同，所以不能把分析水分解释为就是内在水分。通常分析水分必然稍高于内在水分。这些可在仪器仪表网中找寻水分仪测试来源——仪器仪表网

水分析化学水分析化学格式：PPT大小：0.99 M作者：崔崇威副教授简介：水分析化学的地位及作用 水分析化学分析方法的分类 水质指标与水质标准 取水样、保存、预处理 分析方法的评价体系 标准溶液 [img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=19628]水分析化学[/url]

请问是水分分析仪正确还是水份分析仪正确

目前，国内在防爆区域实现对水中油的自动监测，大多采用的是进口监测设备，或把进口监测设备安装在正压式防爆分析小屋中，实现对生产过程中水中油的自动监测，设备及工程造价50万至120万不等。如此高昂的成本，使得中石油在众多采油厂无法推广应用。同时，从现场使用情况来看，国外的监测设备无法适应国内的水质环境，存在严重的“水土不服"，已安装的监测设备不仅维护成本高、故障率高，而且一旦设备监测装置受到污染就会造成监测装置瘫痪，非专业技术人员无法维护，也无法大面积推进自动监测工作，导致油田生产过程中水中油含量监测工作费时费力，而且监管部门还无法得到真实的数据。 ZDA-OW01型水中油自动监测装置，该装置专为自动监测水中的原油类含量、温度、悬浮物（机杂）而设计，传感器是利用油类物质中多环芳香烃的荧光效应来进行检测的，采用特定波长的高性能UV LED激发水样油类物质中的多环芳香烃，多环芳香烃会相应的发出荧光，分析仪中的高灵敏度光电传感器会捕捉微弱的荧光信号从而转化为油类浓度数值，设备具备无线通讯功能，再将监测值传输到油田数字中心，在监控中心可以实时查看生产过程中的水质含油情况及机杂状况。 系统在研究中重点解决了三个方面的问题：1、是监测方法要简单、易维护、易安装；2、监测设备的清洗及对对突变的恶劣水质要有较强的适应性；3、现场取样、监测、清洗中的防爆问题。一、监测方法及传感器选择： 在传感器选择中我们选择了国家环境监测总站认可的监测方法：紫外荧光法。当光线以一个特定的波长射出（激发态）透过某些化学物质时，这些物质会再反射出一种波长更长的荧光（发射态）。而高精密的光电倍增器可以检测到这种荧光，水中油自动监测装置即利用化学物质这种特性而设计。紫外荧光法作为最快速且具有良好选择性的方法，它可以检测到非常低浓度的水中油，是一种可靠性强、维护量低、测量稳定的监测方法。选择这种传感器不仅适用于油田水中油的监测，也可用于工业生产中低浓度含油废水、炼油厂、化工厂含油水的自动监测。大大提高了装置的使用范围及精度。 悬浮固体物感测器则使用高感度红外线(IR)光学系统(使用波长范围是860mm)穿透悬浮粒子并感测散射（900折射）回来光线强度，以测定水中的粒子浓度。该方法也是国家环境监测总站认可的标准方法，测量精度高，可应用范围广，维护量小。二、监测设备的清洗及对恶劣水质的适应性问题 含油水的自动监测面临最大的问题是，水质成分复杂，监测环境恶劣。要实现完全自动连续、稳定、准确的自动监测，并尽量少的人工干预，做到无人值守。系统的自动清洗成为项目成功的瓶颈。 项目组人员通过大量调研，听取专家意见，最终研制了一种简单易行，设计巧妙的自动清洗装置，射流与清洁涮两种方式结合的自动清洗装置（专利号：ZL 201320645567.5）。该装置配合适用原油的专用清洗剂，再结合自动清洁涮，保证了监测探头在恶劣的监测环境下的自清洁。同时，装置结构设计考虑到极端恶劣的水质对监测设备可能带来的污染，检测部件必须是可以通过简单的方法拆除，并在做简单的人工处理后即可恢复出厂检测状态，继续正常使用。课题组通过巧妙的结构设计，有效的解决了这一问题。保证设备可以委托非专业人员进行维护，并恢复出厂状态。大大提高了现场适应性，减少了维护量及使用成本，得到了油田现场管理人员及领导的一致认可。三、现场取样、监测、清洗中的防爆问题 含油废水在管道输送过程中会产生大量的气体及油气混合物质，安全防爆尤为为重要。因此，在装置设计中必须考虑防爆的问题，考虑油气排放的问题，避免油气集聚带来“闪爆"安全防患。但监测设备由于其特殊的工作原理，有时很难满足防爆要求，而之前采用的分析小屋式防爆，成本高，施工难度大，占地大，无法进行现场安装，也无法大量推广使用。此次，项目组对监测装置在结构与防爆设计得到了中石油安全部门专家的指点，采取了监测部分、控制部分、射流清洗装置、电器部分分离设计，隔离防爆，采样管路也使用防爆控制阀，所有电器采用低压供电，满足防爆要求。同时，项目组对油气问题做了专门设计，确保测量池中油气可以及时排空扩散，保证了测量的准确性及安全性。

仪器仪表网介绍关于煤的水分的分析——水分测试 水是煤的不利杂质，水吸收煤燃烧产生的热，气化为水蒸气。煤中水分按结合状态可分为游离水和化合水两大类。游离水以吸附、附着等机械方式与煤结合;而化合水则以化合方式同煤中的矿物质结合，是矿物晶格的一部分，如硫酸钙(CaSO4·2H20)、高岭土(A12 03·2Si02·2H20)中的结晶水。煤的工业分析，只测定游离水。游离水按其赋存状态又分为外在水分和内在水分。煤的外在水分是指吸附在煤颗粒表面上或非毛细孔中的水分，在实际测定中是煤样达到空气干燥状态所失去的那部分水。煤的外在水分很容易蒸发，只要将煤放在空气中干燥，直到煤表面的水蒸气压和空气相对湿度平衡即可。煤的内在水分是指吸附或凝聚在煤颗粒内部毛细孔中的水。在实际测定中指煤样达到空气干燥状态时保留下来的那部分水。内在水在常温下不能失去，只有加热到一定温度时才能逸出。内在水分多少与煤的内表面积有关，内表面积越大，内在水分越高。不同变质程度煤的内表面积不同，变质程度愈浅，表面积愈大，其内在水分也愈高。 当煤颗粒中毛细孔吸附的水达到饱和状态时，此时的内在水分达到了最高值，称为煤的最高内在水分。最高内在水分在一定程度上能表示煤的煤化程度及某些煤质特征，可较好地区分低煤阶煤。至于因为开采、洗煤、运输、贮存等客观因素引人的水分，则是外在水分的主要来源。 由于煤粒大小不同，单位重量的表面积也不同。因此，和大气的接触面不同，则水分蒸发的难易也不同。为了使煤中的水分能迅速、1顶利地除去，必须将样品破碎至一定细度。但是，由于外在水分很容易失去。如果过度粉碎，水分就可能大量蒸发损失，结果造成测定数据远远不能表明煤中原有水分的实际含量。因此，为了测定数据能更接近实际情况，煤的工业分析规程规定的标准是先取小于13 mm的煤[fo

微水分析，电解液一般多长时间更换一次

求助：建一个油田化学实验室所需准备的试剂及仪器种类，数量，大致价格，哪位大侠可有现成清单供参考？ 用于对油气井酸化压裂涉及到的水和其他液体检测分析，以及压裂液理化性质等试验。 东西不怕多，越全越好 谢谢了。联系方式站内信获取

《水分析化学》作者： 谢协忠 张钰镭 于瑞生编著

分析化学手册之二十二水分析[img]http://www.instrument.com.cn/bbs/images/affix.gif[/img][url=http://www.instrument.com.cn/bbs/download.asp?ID=34606]分析化学手册之二十二水分析[/url]

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有没有做海水水质分析的，好像讨论关于海水分析的帖子不多啊，建议推广下……

大家做水分析时，比如磷含量过高，需要稀释，检测磷需要硝酸—高氯酸消解，是先消解完稀释定容呢？还是先稀释定容后取样来消解？结果影响大吗？欢迎讨论！

http://www.water800.com/jcff/6/gzj051213.pdf水分析常用干燥剂

饮用水分析甲醛测定

我们装置计划上一台气体中的微量水分分析仪，介质主要为碳四，压力为五六公斤 温度为六十度左右，分析结果为ppm级。请各位在线的高手们给些指点，现在我连分析采用什么方法 都有哪些厂家 使用的注意什么都不知道。谢谢各位了

我们用GC-TCD方法做氨气中的水分含量分析，用的是GDX401做固定相，H2为载气。条件如下：柱温110 汽化室130 载气流速20，发现水峰的拖尾比较严重，反复调节效果均不好。请问各位如何解决？

相比香精油 现有几个香水分析感觉峰好小好多

给水排水工程、环境工程专业主干课程 水分析化学

如何分析氯气中的微量水分呢？是气体，还与K-F反应？

发布时间：2008年8月19日 在新疆油田采油一厂红浅区污水处理站，一位员工向人们展示经过处理的一杯污水，杯里的水如同矿泉水一样的清澈透明。该厂安全环保处负责人介绍说，7年间，新疆油田新建了16座工业污水处理装置，累计创造经济效益5亿元以上。 新疆油田是西北地区第一座产油上千万吨的大油田，采油过程中所产生的污水，是油田最大的污染源。10多年前，油田采出水基本不达标，到2000年采出水达标率仅为27％。 为实现石油生产与环境保护和谐发展，1997年该油田组织技术力量，对采出水处理进行大规模技术攻关，决心彻底解决这一油田环保的“顽症”。经过科研人员的不懈努力，2001年“油田采出水离子调整旋流反应污泥吸附法”处理技术研究成功，并很快推广到油田生产中。该项自主创新技术达到国内先进水平，获得国家四项专利，不仅工艺流程简单，运行稳定，还经济实用、适用范围广。 利用这一关键技术，新疆油田公司在各采油作业区，先后建成或改建16座工业污水处理站。到2007年，油田采出水达标率上升到97％，污水处理率由1997年的64．7％提高到100％。同时，外排水由2000年的1500万立方米，下降到2007年600万立方米，一多半的采出水被回注到地下后重新利用。 如今，在油田作业区周围，昔日的污水池已经消逝，经过处理的污水正流向戈壁荒滩，使之变成一片片绿洲。新疆油田每年将600万立方米的再生水，用于浇灌原玛湖古河道，现在这里已经变成了百余平方公里的芦苇区。置身于这片绿色海洋般的芦苇荡中，一派鸟鸣雁飞，芦花绽放的美丽景象。 ——信息来源：新疆日报

工业氨水分析用什么仪器设备？ 工业氨水分析

中新网9月2日电 (能源频道 王槊)9月2日下午，国家海洋局发布公告，称由于康菲公司“两个彻底”没有完成，因此责令蓬莱19-3全油田停注、停钻、停产作业。康菲进展缓慢，未按期完成清理堵漏工作消息中称，8月31日，康菲石油中国有限公司向国家海洋局提交了完成“两个彻底”工作情况的总结报告，国家海洋局充分利用日常监测数据并经过现场核查和专家审查，认定康菲公司“两个彻底”没有完成。依据蓬莱19-3油田溢油事故联合调查组对事故原因、性质和责任所做出的结论，国家海洋局决定采取进一步监管措施，加强对溢油事故处置监督管理。国家海洋局认为，康菲公司在落实“两个彻底”方面初期进度缓慢。截至8月31日，B平台9月2日下午，国家海洋局发布公告，称由于康菲公司“两个彻底”没有完成，因此责令蓬莱19-3全油田停注、停钻、停产作业。附近海域集油罩内液体累计回收总量约305立方米，累计污油量约28升。C平台累计清理海底油基泥浆406.5立方米。但是执法人员经卫星、飞机、船舶、现场远程视频和溢油雷达、水下机器人等现场监视监测核查表明，C平台海床残留油污未彻底清理，附近仍有油花持续溢出，并有油带存在，B平台附近溢油采取集油罩回收的方式，也不是根本措施。因此，对溢油源的彻底封堵没有完成。9月2日，联合调查组一致审议通过了上述对康菲公司“两个彻底”总结报告的审查意见。溢油原因：作业者回注增压作业不正确公告中称，蓬莱19-3油田溢油事故联合调查组在调查分析后初步认为，造成此次溢油的原因从油田地质方面来说，由于作业者回注增压作业不正确，注采比失调，破坏了地层和断层的稳定性，形成窜流通道，因此发生海底溢油。公告称，B平台没有执行总体开发方案规定的分层注水开发要求，B23井长期笼统注水，无法发现和控制与采油井不连通的注水层产生的超压，造成与之接触的断层失稳，发生沿断层的向上窜流，这是B平台附近海域溢油事故的直接原因。此外，B23井注水出现异常，理应立即停注排查，却未果断停注，造成溢油量增加。C平台未进行安全性论证，擅自将注入层上提至接近油层底部，造成C20井钻井过程中接近该层位时遇到高压发生井涌。同时，违反经核准的环境影响报告书要求，C20井表层套管过浅，发生井涌时表层套管下部地层承压过高，造成原油及钻井泥浆混合物侧漏到海底泥砂层，导致C平台附近海底溢油。联合调查组对以上原因分析后认定，由于康菲公司没有尽到合理审慎作业者的责任，蓬莱19-3油田溢油事故属于责任事故。责令蓬莱19-3全油田停产公告称，通过对蓬莱19-3油田溢油事故的全面调查可以认定，康菲公司在蓬莱19-3油田长期油气生产开发中，破坏了该采区断层的稳定性，且截止目前对溢油源的彻底封堵没有完成，如维持现有开发方式可能产生新的地层破坏和新的溢油风险。鉴于这种情况，为防范新的危害，保护渤海海洋生态环境，促进该油田生产实现健康可持续发展，根据《海洋环境保护法》和《防治海洋工程建设项目污染损害海洋环境管理条例》等法规有关规定，国家海洋局责令康菲公司执行以下决定： 一、责令蓬莱19-3全油田停止回注、停止钻井、停止油气生产作业。二、责令康菲公司必须采取有力有效的措施，继续排查溢油风险点、封堵溢油源，并及时清除溢油事故油污。三、重新编制蓬莱19-3油田开发海洋环境影响报告书，经核准后逐步恢复生产作业。四、在实施“三停”期间，康菲公司为开展溢油处置的一切作业应在确保安全、确保不再产生新的污染损害的前提下进行。为保证安全、保护油藏和减轻地层压力而必须实施的泄压作业或为封堵溢油源实施的钻井作业，应抓紧制定可行有效的方案并经合作方中国海洋石油总公司认可，主动接受中国海洋石油总公司的严格监管，确认作业确有必要并保证不再发生新的溢油和其他环境风险。同时将泄压作业等有关处置的方案向社会及时公布，接受公众的监督。五、有关事故处置工作进展的信息，应当在第一时间向国家海洋行政主管部门报告，同时及时向社会公布，接受公众监督。 此外，作业者必须重新修订蓬莱19-3油田总体开发方案，报有关部门批准后方可解除“三停”。海洋局将代表国家进行生态索赔与此同时，针对蓬莱19-3油田溢油事故造成的海洋生态环境损害，根据《海洋环境保护法》关于海洋生态索赔的规定，国家海洋局将代表国家对康菲公司提出生态索赔。目前，相关工作正在进行中。http://www.qq.com/favicon.ico

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