吉林油田川南天然气勘探开发分公司2025-2027年度零散气井试采天然气橇装lng回收利用项目
· 2025-03-20
招标编号：2025CDFWGK0006
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，实际开展回收时间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（系统视频储存时间不少于30天）、应急水处理系统（喷淋、冷却、稀释作用）、在线监测仪（CO2、H2O）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：
一标段：不含硫化氢井(3万方/天＜井口产气量≤6万方/天），金额26890万元。
二标段：不含硫化氢井(6万方/天＜井口产气量≤10万方/天），金额28540万元。
三标段：不含硫化氢井(10万方/天＜井口产气量≤20万方/天），金额9510万元。
四标段：不含硫化氢井(20万方/天＜井口产气量≤30万方/天），金额7950万元。
五标段：含硫化氢井(3万方/天＜井口产气量≤6万方/天）），金额31230万元。
六标段：含硫化氢井(6万方/天＜井口产气量≤10万方/天），金额32940万元。
七标段：含硫化氢井(10万方/天＜井口产气量≤20万方/天），金额10870万元。
八标段：含硫化氢井(20万方/天＜井口产气量≤30万方/天），金额9070万元。
各标段框架合同工作量按实际中标人数量平均分配。
投标人可同时最多兼投3个标段，可兼投兼中。（投标超过3个标段的投标人，否决全部投标）
招标人不承诺、不保证任何中标人的工作量，具体以实际发生为准；结算时按实际委托项目结算。
招标人有权根据中标人的服务质量、场站建设质量、运维能力水平、现成设备情况和招标人生产急需情况适当调整工作量。
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 |
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