1. 招标条件

本招标项目已按要求履行了相关报批及备案等手续，资金来源已经落实。项目已具备招标条件，现对该项目进行公开招标。

2. 项目概况与招标范围

2.1项目基本情况介绍：

2.1.1项目内容：吉林油田川南天然气勘探开发分公司勘探开发气井位于四川省自贡市境内，所勘探开发井气层见到良好的气显示，部分井具备零散气试采LNG回收利用条件，经吉林油田公司批准，同意零散气井试采天然气LNG回收利用招标。

2.1.2招标范围：为了解气井稳产能力，最大限度利用好资源，同时为气田开发方案编制提供依据，计划对气井进行试采，由于条件限制管网无法建设，因此，将对单井（平台）预测产气量5-30万方/天的气井在试采气期间，应用橇装LNG设备进行加工回收。试采气回收实际运行时，需按照招标人要求的试气制度组织生产，以便录取评价资料。回收设备处理规模需要根据单井实际产量确定，实际开展回收和处理规模均存在不确定性，橇装LNG设备液化处理规模要求在3-30万方/天。

2.2服务范围

2.2.1投标人需提供完整的橇装LNG装置设备，设备包括但不限于：井口气预处理设备（井口地面安全截断系统、节流阀、除砂器、分离器、注醇泵、水套炉等）、原料气净化设备（脱酸、脱汞、脱水、硫磺回收设备等）、液化设备设施（冷剂压缩机、冷箱、B0G压缩机等），公用工程设备（燃气发电机、空氮设备、装车臂、放散管等），服务包括但不限于：装置设计处理规模、橇块数量、规格尺寸及重量、平面布置图、公用工程配置等。所提供全套橇装LNG生产装置及其配套公用工程设施，原料气调压计量、脱碳、脱水、液化、BOG回收、产品充装（配备3-4个鹤管充装臂）、公用工程（含仪表风系统、制氮系统、循环水或空冷器、发电机烟气余热回收系统、脱盐水、天然气发电机、供配电系统、燃气系统、放散系统等）、自控系统（PLC/DCS、SIS/ESD、FGS）、视频监控系统（系统视频储存不少于30天）、应急水处理系统（喷淋、冷却、稀释作用）、在线监测仪（CO2、pO）及可燃（有毒有害）气体检测报警装置等系统和设备。并按照招标人确认的回收方案负责安装、调试，按技术要求生产合格的LNG；负责与当地政府协调及其它涉及到的该项目建设及运维过程中的全部事项并承担全部费用；当原料气含硫化氢则负责硫化氢处理及硫磺回收。如含重烃，应增加相关脱烃工艺设备（应满足达到1#稳定轻烃要求）及临时储存设施、充装设施，费用包含在本次招标控制价内，重烃由招标人负责回收拉运。

2.2.2 投标人需按照中国石油吉林油田川南天然气勘探开发分公司相关要求自行处置生产过程中产生的“三废”（不含采出液），做好化学品及危险化学品的管理和防渗措施，做好废油、含油废棉纱等危险废物搜集及处置措施，不得在站内储存钢瓶包装的制冷剂；做好噪音治理，噪音排放满足现行国家标准GB 3096-2008《声环境质量标准》环境噪声和GB 12348-2008《工业企业厂界环境噪声排放标准》工业企业厂界环境噪声排放要求。

2.2.3投标人负责生产装置区门岗、生产区域围栏隔离、门禁、逃生门等相应的设施。

2.2.4投标人负责提供试采气井场地勘察、测量、总图布置及橇装LNG回收装置的初步设计、安全设施设计、施工图设计、竣工资料，按招标人组织的审查、评估意见进行整改实施；自通知进入目标试采井井场施工之日起计算工期。

2.2.5投标人负责橇装设备的日常生产、LNG充装、LNG槽车检查（包括充装前后检查、车辆有效性管理、人员资质验证）、带压下油管前后井口工艺改造、运行管理及所有设备的维护保养及检维修工作，LNG槽车调度、司机押运员进场安全培训、充装计量管理、环境保护等主体责任。提供装置操作人员和所用耗材（包括但不限于胺液、冷剂、润滑油、分子筛、活性炭及设备配件等）。

2.2.6投标人负责橇装装置的安装调试、日常生产、LNG充装、运行管理及所有设备的维护保养及检维修工作，提供装置的操作人员和所有的材料（包括但不限于胺液、冷剂、润滑油、分子筛、活性炭及设备配件等），并负责LNG槽车充装检查。

2.2.7投标人负责编制符合招标人要求的装置生产运行的管理制度、操作规程、应急预案等管理文件。

2.2.8投标人负责橇装LNG装置的搬迁、运输、设备基础预制、安装、接地网预埋、站场碎石铺装、场地硬化、充装区拦蓄区布设，负责搬迁过程中的一切协调和费用。

2.2.9投标人自行解决在合同履行期间的生产生活用水、生活用电、员工生活及住宿等。

2.2.10单井试采气回收结束后，根据业主时限要求，完成全套设备的搬迁和新建设施拆除。如场站在钻前硬化范围外建设的（包括临时用地为投标人征地的），中标人负责搬迁后场站新建设施拆除和土地复垦。

2.2.11在合同签订后，整个项目在中标人管理和控制下，因中标人原因导致安全环保事故，中标人承担事故主体责任；给招标人和第三方造成人身伤害和财产损失的，由中标人承担赔偿责任。

2.2.12因不可抗力发生事故并导致生产损失、人身财产损害的，招标人、中标人双方应相互配合，尽力采取补救措施，避免损失进一步扩大。中标人的设备损坏及停工损失，应由中标人承担。

2.2.13中标人负责LNG场站发生紧急情况时的应急救援工作及不可预见事项。

2.2.14中标人在场站运行期间，如使用燃料气作为生产动力（不含生活用电），需要满足相应投标承诺，超出承诺的部分，招标人须进行考核，同时需向招标人支付全部燃料气的费用；如使用网电作为生产动力（不含生活用电），需要满足相应投标承诺，超出承诺的部分，招标人须进行考核，同时需向招标人支付全部燃料气和网电费用。生活用电费用由中标人自行承担。

2.2.15中标人负责聘请有资质单位按规范对采出液进行化验，并出具检测报告。

2.2.16中标人需按招标人提供的零散气井情况编制橇装LNG生产回收利用方案；按招标人确认的方案协助办理当地政府要求的LNG橇装站的合规性手续（包括但不限于：安评、环评、职评、充装许可或充装资质核查、安全专篇报审、应急预案报备）等手续，费用由中标人支付；负责协助招标人办理提供的井场及井场外项目所需场地租赁及场地修垫，费用由中标人支付。招标人可以根据生产运行需求，有第一选择权开展上述手续办理工作。如招标人提供上述部分或全部手续时，需要在加工费中按照招标人实际发生费用进行足额抵扣。

2.2.17 为了有效减少场站数量，确保安全高效生产运行，招标人按照生产需求，有权利组织相邻单井建设输气管道集中生产，提高场站处理规模。中标人须负责全部建设项目，包括但不限于：项目各项手续办理（安评、环评、安全设施设计、职业健康评价、水保、路由规划、征地放线、应急救援、移动式压力容器追溯系统合规性咨询技术服务和其他不可遇见项目等）、管道建设（按照招标人建设标准完成建设）、临时占地补偿及协调(包括民扰协调）、单井集输站和LNG场站建设、各单井集输站和LNG场站的运维管理等全部事项，加工费执行集中生产后相应规模的中标结果。场站撤出后，招标人有第一选择权回收所建设的输气管道产权；如招标人未回收管道产权，中标方须完成管线撤出的全部工作量和相关手续。

2.2.18 橇装装置在重新承担生产任务前由招标人按相关要求开展相应评价，评价合格方可复用。

2.3标段（标包）划分：

本次招标为2025-2027年度零散气井试采天然气橇装LNG回收利用项目框架招标，项目预估金额157000万元（含税）。划分8个标段：

2.4工期（服务期或交货期）：本次招标有效3年，即自框架合同签订之日起3年。招标人与中标人签订框架合同。具体实施时，招标人结合中标人中标排名下达单井回收任务书。具体合同“一井一签”。单井合同需在框架期内签订，服务期限直到任务完成。

2.5施工地点（服务地点或交货地点）：四川省自贡市吉林油田川南天然气勘探开发分公司气田开发区块内。

2.6质量标准：详见主要技术要求或技术方案

2.7计划投资：157000万元（含税）。

2.8招标组织模式：框架协议招标。

2.9本次招标设置最高投标限价如下，超过最高投标限价的投标将予以否决。

标段	日配产规模	计量单位	加工费单价(含税)
一标段（不含硫）	3万＜日产量≤6万	元/吨LNG	1485
二标段（不含硫）	6万＜日产量≤10万	元/吨LNG	1455
三标段（不含硫）	10万＜日产量≤20万	元/吨LNG	1260
四标段（不含硫）	20万＜日产量≤30万	元/吨LNG	1170
五标段（含硫）	3万＜日产量≤6万	元/吨LNG	1725
六标段（含硫）	6万＜日产量≤10万	元/吨LNG	1695
七标段（含硫）	10万＜日产量≤20万	元/吨LNG	1440
八标段（含硫）	20万＜日产量≤30万	元/吨LNG	1335

以上价格含税，为完成本项服务所产生的所有费用（不含采出液拉运和处理），包括但不限于：税费、测量勘察费、设计费、设备使用费、设备搬迁费、设备折旧费、动力费、辅料费、人工费、维修费、安全投入、环保费、办公费、拉运道路拓宽与维护费、管理费、及企业利润等所有费用。超过最高投标限价的投标将予以否决。本次招标不接受选择性报价，不接受具有附加条件的报价。

若因招标人原因造成装置单井累计运行不足4320小时的，则由招标人承担搬迁费用，按实际工作量进行结算，最高不超过435000元（含税）；若招标人再次分配工作量，则不计取该部分费用。因中标人设备、人员或管理等原因造成装置累计运行不足4320小时，招标人不支付该部分费用。

3. 投标人资格要求

3.1投标人具备合格有效的统一社会信用代码的营业执照。

3.2本次招标不接受代理商投标、不接受联合体投标，严禁转包、转委托。

以下工作允许投标人分包给具有相应资质的单位承担：

3.2.1工程设计：设计单位具备石油天然气（海洋石油）行业（气田地面、管道输送）专业工程设计乙级及以上，并持有特种设备设计许可证（工业管道GC1级）。

3.2.2制造：制造单位需提供有效的中华人民共和国特种设备生产许可证（许可项目：压力容器制造，许可级别：D级及以上）。

3.2.3安装：持有特种设备压力管道GC1级安装改造维修许可证。

备注：若涉及分包，投标人须承诺在单井合同签订前须提供设计及施工单位有效资质证书；若不涉及分包，投标人须在投标文件中提供以上资质扫描件。

3.3投标人持有安全监管部门核发的危险化学品经营许可证（许可范围包含：天然气）。

3.4人员资格和要求：

3.5投标人提供公司针对该项目的主要负责人、技术负责人、安全负责人的聘用合同和任命文件（加盖投标人公章），并提供投标截止前1个月及以上社保证明。

3.6投标人应具有橇装回收装置运维队伍现场负责人、安全管理员、工艺技术员、设备技术员、电仪等主要人员（不含操作人员）应不少于7人；运维队伍现场负责人应具有石油天然气、化工、安全等相关专业大专及以上学历或相关专业中级及以上职称；运维队伍现场负责人、安全管理员应具有有效的安全生产知识和管理能力考核合格证；安全管理员、工艺技术员、设备技术员应具有大专及以上学历。备注：以上人员均须具备井控培训合格证、HSE培训合格证、含硫井需具有硫化氢防护培训合格证或承诺在合同签订前取得以上相关证件（如在合同签订前未取得该证件，招标人有权取消其中标资格，其工作量顺延至下一中标人）。

3.7投标人的现场操作人员不少于15人，且具有井控培训合格证、HSE培训合格证、五至八标段须具有硫化氢防护培训合格证（以上人员须具备高中及以上学历或中等及以上职业教育水平）；每个场站配置不少于3个班组，每班组具有有效的移动式压力容器充装证（R2）3个；每班组具有有效的工业锅炉司炉证（G1）1个；每班组具有有效的电工作业证2个。备注：毕业证原件扫描件、操作证等相关证明材料。

3.8负责特种设备管理的人员还须取得特种设备安全管理证。备注：提供证件原件扫描件。

3.9投标人须承诺如需更换运维人员，须书面征得招标人同意，更替或新入职人员经招标人和管理方验证资格、开展培训、考核合格后，完成任命及地方部门备案方可替换。

3.10机具设备要求：

投标人至少须提供一套自有主要成套设备，出厂年限须在以内，提供能证明成套设备年限的资料。招标人有权在合同签订前对中标候选人的设备进行现场查验，成套设备年限如与投标时证明年限不符，其投标保证金将不予退还，并取消中标资格。主要成套设备包括：脱碳（脱酸）橇、脱水橇、冷箱、冷剂压缩机、发电机组橇、脱烃橇、五至八标段须具备脱硫橇。证明材料：投标人需提供采购合同、发票原件扫描件或电子发票。

3.11业绩要求:

近年（2022年1月至投标截止）已完成或正在实施不少于一个类似项目。类似项目:一至四标段运维队伍须要具有LNG处理装置业绩；五至八标段运维队伍须具有（1）LNG处理装置业绩及单井硫化氢脱硫运维业绩（2）含硫井LNG处理装置业绩；以上两项业绩具备一项即可。业绩证明材料：提供合同扫描件及业主单位出具的加盖公章的业绩证明材料。备注：若投标人提供业绩证明包含投标人分（子）公司的业绩，需要提供投标人与投标人分（子）公司的隶属关系证明。若为投标人子公司，投标人需对子公司持股比例51%以上。满足上述条件投标人所提供业绩认定为有效业绩。

3.12财务要求：投标人为资不抵债的，投标将被否决。

需提供经审计的财务证明资料：投标人须具有良好的银行资信和企业信誉，没有处于被责令停业、财产被接管、冻结、破产或其他关、停、并、转状态。投标人须提供2023年的经会计师事务所或审计机构审计的财务会计报表，包括资产负债表、现金流量表、利润表等扫描件或复印件；投标人成立晚于上述规定年份的，应提供成立以来年度的财务状况表。根据提供的财务年度资产负债表或财务报告测算，该投标人为资不抵债的，或者无法提供以上资料的，投标将被否决。

3.13信誉要求：

注册后查看4. 招标文件的获取

4.1凡有意参加投标者，请于2025年3月214:00:00至2025年3月223:59:59（北京，下同）……下载电子招标文件。

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