一、招标条件
本招标项目宜201H1-8井风险合作项目已由中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司批准建设，项目业主为浙江油田分公司西南采气厂，资金来自 /  （资金来源），出资比例为  /  ，招标人为中国石油天然气股份有限公司浙江油田分公司。项目已具备招标条件，现对该项目进行公开招标。
二、项目概况与招标范围
2.1 项目基本情况
浙江油田宜昌探区开展深层页岩气勘探评价工作十年来，受地质工程复杂影响，未实现勘探评价目的，需要持续试采评价该区块产气潜力，为区域勘探和评价提供决策依据，同时充分利用探区探评井进行零散气销售，提高能源利用率，摸清宜昌地区天然气销售情况。基于此，决定通过招标方式选择具备相关资质与能力的企业，进行风险合作，以全风险模式重启宜201H1-8井的试采评价及销售工作，为宜昌区块进一步开发提供数据支撑和技术储备。
宜201H1-8井与宜探1井同井场，为区内的一口产能评价井，2020年9月完井，完井井深4911.91m，水平段长1221m，水平段优质页岩钻遇率87.9%；压裂施工15段，注入压裂液30110.5m³，支撑剂2547.4t，平均用液强度24.66m³/m，平均加砂强度2.08t/m。压后开井返排测试，开井压力16.3MPa，自开井返排以来，井口压力一直降低，直至井口压力落0，气相一直未突破。2021年9月1下射流泵后，采用射流泵举升排液，射流泵排液48天，累计排液10826方，返排率达34.24%，未见气。12月2开始发现同心管水力射流泵工作异常，诊断发现为油管柱漏失，同时鉴于没有达到效益开发的下限，目前关井暂未开井试采。
为了进一步评估宜201H1-8井的产气潜力，并探索深层低压页岩气井的排水采气工艺，参照宜探1井的全风险总包项目实施模式启动宜201H1-8井的风险总包合作。进一步推进宜昌区块探评井试采销售工作，盘活长期停产井的资源，提高能源利用效率，为宜昌区块后续勘探开发提供重要的数据支撑和技术储备，同时必须保证该井的24小时连续生产，中途不允许关井，并按相关资料录取模板取全取准相关资料参数。
2.2 服务内容：负责宜201H1-8井生产的综合分析、方案编制及试采评价，以及相关手续办理（包括但不限于可研报告、项目立项、安评、环评等）、井场建设、井下作业、采气流程准备及安装、生产管理、产气销售、采出水拉运及处理、安全管理、完工恢复等，以及此过程所需的技术、人员、设备、资金等全部由中标人独立承担。中标人承担在项目实施过程中按照中石油安全生产所规定的所有安全、环保、资金投入风险和事故处理费用（若有）；中标人享有合作期限内该井采出气的销售权，但销售价格和渠道须报经甲方同意，不得扰乱甲方销售市场。
2.3 服务地点：湖北省宜昌地区。
2.4 服务期限：自合同签订之日起三年。
2.5 项目风险总包原则
1.由乙方（承包方）全风险投入，甲方（浙江油田公司）提供气井井筒、井口，现有地面及井下设备和流程可供乙方免费使用，且不对该井最终产气量做承诺和风险承担；乙方（承包方）全风险投入将该井试采组织实施正常，技术实施方案，由乙方自行制定并实施，方案报甲方备案；设备维护、维修、更换等均由乙方负责。
2.实施过程中取得的井的相关基础参数及资料归甲方所有，由乙方自行投入的新工艺，形成的新技术、专利，所有权归乙方所有，允许甲方在本井永久免费使用。
3.现场HSE管理。由甲方依据国家、地方和集团公司、油田公司相关法律法规、制度和标准，给出相应现场HSE管理规范及要求，乙方一次性按标准配备到位，确保现场设备设施的本质安全，同时按照要求建立健全QHSE管理配套制度规程，规范日常生产安全管理；对于相应的HSE管理费用投入，直接纳入项目投入预算，日常管理接受油田公司监督检查，并按要求做好问题隐患整改工作；后期如果是在法规标准要求之外，甲方有要求通过技术或工程手段，提升项目的安全环保管理水平，需要增加额外投入费用的，经双方签字确认后，可再增加至项目一次性投入预算中。
4.关于销售气量计量确认。销售计量仪表由甲方提供，生产计量仪器、仪表由乙方提供；现场使用的所有计量仪器、仪表必须具备有检测资质单位的检测合格报告，贸易交接计量点按标准规范设计安装并经油田公司组织验收后投入使用，同时各项数据（包括但不限于压力、温度、瞬时产气和累计气量）具备远传功能，由甲乙双方每天确认销售量，每月进行现场销售计量签字确认。
5.项目资质办理要求：天然气加工装置运行前，乙方必须在法律法规以及国家、地方有关部门规定内完成为满足天然气加工装置生产运行、安全环保、经营销售所需的各项相关资质和合规手续的办理工作。
6.建立风险合作熔断机制，产出气销售收入首先用于抵扣项目一次性投入成本，若销售收入无法抵扣项目一次性投入成本，此项目亏损，乙方可申请退出或熔断；乙方在约定期内，如果确需结束风险合作，需书面提前一个月提出终止实施申请，待浙江油田公司批复后方可中止合作；同时甲方在风险合作期间，依据标准针对安全环保及生产重大隐患提出的合理整改要求，乙方拒不按标准要求整改的，甲方有权中止风险合作。。
7.风险合作期间，乙方根据现场实际情况，制定应急处置预案，并报甲方审查；乙方负责承担现场发生的一切安全环保及生产事故事件责任，以及外协处置和地方安全环保等各项检查事宜。
8.承包期结束涉及到项目固定投入中包含的设备，经评估后双方协商无偿转给甲方公司所有。
9.本项目合作期限为3年；
10.产气量计算以实际井口产气量为准。
11.商务合作模式及销售价格确定。
单井实施由承销商投入费用，先将试采组织实施正常，并由承销商负责所有产出气销售（即甲方以一定的价格将气销售给乙方，然后由乙方负责对外销售）。具体模式及价格如下：
(1)招标基准底价
以湖北省门站价 1.82 元/方（含 9%增值税）作为招标基准价。
(2)甲方（浙江油田公司）不再进行资金投入，投产前一次性投入和投产后为实现天然气生产销售发生的成本费用由乙方承担。甲方不对该井最终产气量做承诺和风险承担。
(3)乙方必须具备相应资质。
(4)双方贸易计量交接气量，以双方核实的实际销售气量进行结算（销售气量含乙方现场设备、设施用气）。
(5)风险总包要求自合同签订后 1 个月内达到开井试采条件。
12.生产产生污水拉运、处理费补偿
投产后产生的污水由乙方负责环保达标处理，污水拉运和处理费用不超过212.86元/方（宜201H1-8井2020年-2021年气田水转运处理项目合同价格）。
2.6 招标范围：对宜201H1-8井进行产能测试、长期排采及全风险合作模式的产气销售。中标人负责按中标价格和承诺条款支付招标人销售天然气的收益；中标人自行全面负责井的试采方案，试采流程安装及场站建设，以及天然气销售所需临时撬装设备的投资购置、动迁、安装、生产管理等；全面负责天然气场站和销售临时撬装设备的安全环保、合规手续办理、天然气加工销售工作。
2.7 项目标段划分：
□是，划分为 / 标段
☑否
三、投标人资格要求
3.1 资质要求
3.1.1 投标人须是依照中华人民共和国法律在国内注册的法人或其它组织，具备有效的营业执照或事业单位法人证书。须提供合格有效的营业执照或事业单位法人证书扫描件或复印件
3.1.2 投标人须具备安全生产许可证。须提供证书扫描件或复印件
3.2 财务要求
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2022或2023年度经会计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、利润表等复印件（如分公司投标的，须提供总公司经审计的财务会计报表，中国石油天然气股份有限公司所属分公司视同提供），根据提供的财务年度经审计的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。若合同履行中，发现中标人与证明不符，招标人有权单方面解除合同并扣除相应违约金。
3.3 业绩要求
投标人近三年内（2021年1月至投标截止日），具有页岩气钻压试采业绩或页岩气低效井的全风险试采合作项目业绩。注：须提供以投标人名义与合同业主签订的有效合同及合同相应的结算发票（或验收资料）等证明材料的扫描件或复印件，业绩统计以合同签订为准。
3.4 人员要求
3.4.1 项目负责人或安全生产管理人员持有地方行政部门出具的非煤矿山安全管理资格证书。须提供资格证书复印件或扫描件
3.4.2 本项目拟投入人员均须与投标人签订劳动合同，且建立社会养老保险关系。须提供身份证、劳动合同及投标截止前6个月内任意一个月的社保证明材料的扫描件或复印件，证明材料应是社保机构出具的缴纳清单或证明，加盖社保机构单位章（提供具有网上查询专用章的社保证明材料也视为有效）
3.5 信誉要求
①投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站（www.gsxt.gov.cn）列入经营异常名录和严重违法失信企业名单。
②投标人、法定代表人或者负责人未被人民法院在“信用中国”网站列入失信被执行人。
③2021年01月0至投标截止日投标人、法定代表人或者负责人、拟委任的项目负责人在“中国裁判文书网”网站（wenshu.court.gov.cn）查询无行贿犯罪。
④开标当日未被暂停或取消投标资格的。
⑤不满足①至④条款的投标将被否决。
注：以评标时评标委员会在相应网站的查询结果为准
3.6 其他要求：
3.6.1 本次招标不接受联合体投标。
3.6.2 单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得同时参加投标。
3.6.3 投标人需对以下条款做出承诺（须提供承诺书）：
1.自中标通知书发出之日起，当遇国家有关部门调整气价时，双方应提前一个月以书面报告形式向对方提出申请，重新协商签订补充合同后，按调整后的价格结算。
2.自招标人下发销售通知函件之日起一个月内完成场站建设满足供气试运行条件，若建设场站规模不能执行招标人配产计划，不满足全产全销，超场站规模放空气量按照中标价格签认结算并扣除合同违约保证金50万元；未按照承诺日期按时计量销售，未按时投产至投产之日气量按照中标价格签认结算并扣除合同违约保证金50万元。
3.同意本项目采取先款后货的办法结算，每月2前（遇节假日需提前汇入）中标人须按甲方下达月度销售计划足额将次月预付气款汇入招标人指定帐户。若投标人预付气款用完之日，招标人未收到中标人预付气款，招标人有权在预付气款用完之时起停止供气，由此带来的双方经济损失和经营责任，由中标人全部承担，并赔偿招标人经济损失。
4.负责销售站的合规手续办理节点，主要包括场站设计、环评报告批复，安全评价报告批复，压力容器使用登记，防雷检测验收，消防验收以及充装许可证，危险化学品生产许可证、地方政府出具的关于零散气销售管理规范性文件或批复等。
3.6.4 投标人须承诺在中标后及时配合招标人办理浙江油田分公司市场准入和HSE准入，并按照招标人要求及时取得有效准入，否则招标人将不予签订合同，投标人也不得实际发生项目履行行为，同时招标人将按中标候选人排名顺序重新选择中标人。（已办理准入的投标人无需承诺）。
3.6.5 国家法律法规规定的其他情形。
四、招标文件的获取
4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于202月2至203 月注册后查看报名。
4.2招标文件售价为 200 元人民币）。
五、投标截止及开标（网上开标）： 2024 年 03 月 22 日 9 时 0分（北京）。

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