安全截断装置及井口安全阀控制系统招标公告（华北石油管理局有限公司2025）
内容：
22大类井口安全截断装置及井口安全阀控制系统采购（储气库）
招 标 公 告
招标编号：HBYT-ZBZX-WZZB-2025-0281
一、 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（资金来源）已落实，具备招标条件。
二、项目概况与招标范围
2.1 招标范围：22大类井口安全截断装置及井口安全阀控制系统采购（储气库），2个标包共7项物资。该项目物资估算金额 221.56 万元。
2.2 交货时间：按用户单位要求自合同订立之日起60日内一次性交清。
2.3 交货地点：卖方送货至河北廊坊华北石油管理局储气库项目部指定地点。
2.4 标包划分：本项目划分为2个标包，
第一标包：控制系统，1项物资；
第二标包：截断装置，6项物资。
2.5其他内容详见招标文件。
三、投标人资格条件 本项目不接受联合体投标，采取资格后审方式，合格投标人应满足以下条件：
1.具备合格有效法人（或其他组织）营业执照的制造商。
2.实缴资本500万元人民币及以上；（实缴资本，以在国家企业信用信息公示系统中查询为准，网址http://www.gsxt.gov.cn）
3.第二标包投标人必须具有所投产品合格有效的型式试验报告；
4.法律、行政法规规定的其他条件。
四、招标文件的发售与获取 4.1 招标文件发售时间：有效时间2025-05-3020:00:00至2025-06-0920:00:00(北京时间）。 4.2 招标文件售价：200元人民币(含税）每标包，除招标人原因项目终止或购买招标文件不足3家且未开标的可退还招标文件购买费用以外，其它情况售出不退！
4.3 招标文件的获取 4.3.1请在文件发售期内通过中国石油电子招标投标交易平台报名及购买招标文件。 4.3.2购买招标文件需安装昆仑银行支付控件，订单支付成功后，需点击支付界面订单后边的“获取订单状态”同步订单状态。 4.3.3交费成功后，既视为招标文件已经售出，潜在投标人可下载招标文件电子文档。
五、投标文件的递交 5.1递交投标文件截止时间为：2025-06-2008:00:00 （北京时间，24小时制）。 5.2递交方式：通过中国石油电子招标投标交易平台网上递交。 5.3投标人需在截止时间之前完成投标文件的编制、签名、加密、上传及验签操作。递交截止时间前未能成功上传投标文件，投标将被拒绝。 5.4 投标保证金:第一标包3万元（叁万元）人民币；第二标包1万元（壹万元）人民币。
六、开标 开标时间： 2025-06-2008:00:00（北京时间，24小时制）。 开标方式： 通过中国石油电子招标投标交易平台，网上进行。
七、技术支持 投标人注册、UKey办理、信息变更的办理及投标操作咨询 中油物采信息技术有限公司 服务电话: 4008800114-语音导航转-电子招标平台
八、招标人及招标机构信息 招 标 人：华北石油管理局有限公司 地 址：河北省任丘市
招标机构：华北石油管理局有限公司招标中心 地 址：河北省任丘市建设中路1号勘探开发研究院西侧100米 联系 人：徐女士（请在工作时间联系--8:00:00至17:30:00） 电 话：0317-2705073 电子邮件：el_xuch@petrochina.com.cn
招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。
附件2：合同模板.docx
投标人须知20240902.zip
附件1：技术规格书.rar
（招标文件）22大类井口安全截断装置及井口安全阀控制系统采购（储气库）.pdf
合同编号：机电设备买卖合同合同名称：买方：与卖方：签订时间：年月日签订地点：河北省任丘市目录条款页码一、合同标的及质量要求1二、设备包装2三、设备运输和保险2四、设备交付3五、合同价款及支付方式4六、到货验收5七、安装、测试、初验、试运行及终验6八、双方的一般权利义务7九、质量保修9十、备品备件10十一、履约保证10十二、税费10十三、保密10十四、知识产权11十五、不可抗力11十六、违约责任12十七、合同的变更与解除12十八、完整性13十九、修订13二十、适用法律及争议解决13二十一、通知14二十二、合同效力及其他约定14二十三、附件14买方：住所：统一社会信用代码：法定代表（负责）人：卖方：住所：统一社会信用代码：法定代表（负责）人：根据《中华人民共和国民法典》及相关法律法规的规定，双方本着自愿、平等、公平、诚实信用的原则，就设备买卖事宜协商一致，订立本合同，以资共同遵守。1、合同标的及质量要求合同标的本合同的标的为（“设备”）。质量要求设备的技术和设计标准必须符合中国有关法律法规的规定，并且应满足标准。卖方应从生产商或指定生产商采购符合法律规定及双方约定的标准及技术参数的设备，提供产品合格证明，并对设备的质量负责。卖方是代理商，应当提供相应生产商的授权销售证明。卖方应保证提供的设备（含零配件、随机工具等）均为全新、未经使用，且表面和内部均无瑕疵。卖方应保证本合同软件不存在影响设备正常运行的软件缺陷。其他约定：//。2、设备包装包装标准：本合同中约定的设备包装必须符合国家规定的包装标准，货物必须使用适于【空运/陆运/海运】的原厂标准出厂包装。包装必须坚固，适宜于长途运输、搬运、防湿、防潮、防锈、防蚀、防震荡。包装物及标识的具体要求：包括松散配件在内的所有包装箱应由卖方做出标记，显著标明下列内容：合同号、货物名称及件数、运输标记、收货人、目的地、箱号、毛重／净重、尺寸（长X宽X高）。按运输中包装物的特性及不同要求，包装还应标明“小心轻放”，“此面向上”，“保持干燥”等中文字样。如果包装箱内设备较重或体积较大，卖方应在包装箱上用行业贸易中通用的运输标志标出其重心位置和起吊位置，便于装卸和搬运。如果卖方供应的设备属于易燃、易爆、有毒、有腐蚀性、有放射性的危险设备，则应按国家有关危险设备规定对危险物品妥善包装，作出危险物的标志和标签，并将有关危险物品的名称、性质和防范措施书面材料提交买方。每个包装箱应由卖方附装箱单。除双方另有约定外，上述设备包装费用由卖方承担。其他要求：//。3、设备运输和保险运输方式：本合同下设备运输方式为。货运信息：设备发送地点：。设备到达(交付)地点：。收货人名称：。装运时间：。卖方交货时间：。装运条款：应执行以下第项条款。买方应按照本合同约定签订运输合同，以便货物按时运至目的地。卖方应按照本合同约定签订运输合同，确保货物按时运至目的地。卖方自行装运的，应按照本合同约定将设备运至目的地，并承担设备交付前的全部风险和费用。因卖方的原因导致设备在运输过程中受损的，卖方应赔偿因此给买方造成的直接损失。装运通知：按第方式通知。如因卖方未按时发出装运通知造成买方无法安排通关和接收设备等相关事宜，买方由此受到的所有损失和产生的所有费用应由卖方承担。卖方应于装运前将详细包装情况和所采取的保护措施书面通知买方，买方有权自收到该通知之日后可要求卖方改变包装方式或采取其他保护措施，卖方应按照买方要求改变包装方式或采取保护措施。卖方应于完成设备装运后发出装运通知，将装运详细情况通知买方。卖方根据水运、陆运或空运等运输方式，应向保险公司投保，保险费已包括在合同总价中，保险期限应至少涵盖设备发运至买方签发《初检合格证书》的期间。4、设备交付卖方应在本合同生效后向买方提供供货进度表，并经买方确认后提供设备。卖方应保证全部设备成套发运，其特殊安装工具材料应与设备同时到货。双方将共同对到达地点的设备和技术文件（包括产品合格证、供货清单、省（市）质量监督部门出具的验收报告、原产地证明等）按照本合同第六条进行核对和查验，并将根据核对和查验结果共同签署到货证明。本合同项下设备的所有权和风险将在卖方所交付的设备、材料和技术资料验收合格之日转移至买方。在交付设备时，卖方应同时向买方提供设备出厂测试记录、质量合格证和产地证明，以及涉及该等设备安装、测试、运行等方面的技术文件。如果卖方交付的设备不足本合同中确定的数量，买方有权完全拒收已交付货物/接受已交付货物并要求卖方在特定时间内补足交货不足部分。卖方之补足交货不足部分应被视作本合同项下的延迟交货，买方有权根据本合同约定要求卖方承担违约责任。。卖方分批交付设备的，卖方对其中一批设备不交付或者交付不符合约定，致使该批设备不能实现合同目的的，买方有权就该批设备解除合同；卖方不交付其中一批设备或者交付不符合约定，致使今后其他各批设备的交付不能实现合同目的的，买方有权就该批以及今后其他各批设备解除本合同；买方如果就其中一批设备解除合同，该批设备与其他各批设备相互依存的，有权就已经交付和未交付的各批设备解除合同。其他：//。5、合同价款及支付方式本合同价款总计为人民币元（大写：）包含/不包含%增值税。本合同项下设备及相关配件、辅件的价格包括含运杂费、包装费、装卸费、指导安装调试费等交付用户使用的全部费用，设备单价明细见本合同附件。双方确认，合同价款按如下支付：一次性付款。自全部设备终验测试合格，卖方向买方开具了符合国家规定的增值税专用发票后日内，买方应向卖方支付合同总价款的%，剩余合同价款%的金额作为质量保证金。分期付款：1.双方确定供货进度表后//日内，由买方向卖方支付合同总价款的//%（共计人民币//元）作为本合同的【定金/订金】；2.自全部设备到达现场（如果设备系分批交付的，则应在卖方交付最后一批设备后），且卖方向买方提供了相关文件（买方签发的全部到货证明、注明付款金额的到货付款通知书、等额增值税发票等）后的三十（30）日内，买方应向卖方支付至合同总价款的//%：3.自全部设备初验测试合格，且卖方向买方提供了相关文件（买方签发的《初验合格证书》、注明付款金额的初验付款通知书、等额增值税发票等）后三十（30）日内，买方应向卖方支付至合同总价款的//%：4.自全部设备终验测试合格，且卖方向买方提供了相关文件（买方签发的《终验合格证书》、注明付款金额的终验付款通知书、等额增值税发票等）后三十（30）日内，买方应向卖方支付至合同总价款的//%：剩余合同价款//%的金额作为质量保证金。双方约定的其他合同价款支付方式：//。质量保证金的返还。质量保修期届满无质量问题后，买方应在办理手续后支付（无利息），金额为扣除依据本合同第九条第3款而应扣减的质量保修期内的维修费用后的余额。卖方提交单证的数量及内容应完整准确。如因卖方未按本合同约定提供单证致使买方不能通关及接收设备，买方由此受到的所有损失和产生的所有费用应由卖方承担。本合同项下的价款应支付至卖方指定的下述银行账户，卖方应对其指定的下列账户信息的真实性、安全性、准确性负责。收款人：开户行：账号：6、到货验收买方将对卖方所交付的所有设备在本合同第三条规定的设备到达地点开箱验收，卖方应当派遣其检验员到现场参加开箱检查，其费用将由卖方自行承担。如果卖方不能在开箱检验日参加开箱检验，将被视为委托买方检验并认同买方单方开箱检验的结果，检验的法律效力等同于双方检验。在开箱验收的过程中，如发现设备有短缺、损坏或不符合本合同及其附件规定的情形，双方应作详细的记录并签字。买方有权选择要求卖方减少合同价格、更换、修理或补充。如卖方未能在交货期内更换、修理或补充合同设备，则被视为迟延交付，卖方应承担违约责任。因更换，修理或补充设备所发生的所有运输费、风险和检验费用均将由卖方承担。买方有权自行指定商检机构对卖方依据本合同及其附件的规定所交付的所有设备进行商检。如果商检发现设备存在问题，则商检费用由卖方承担。买方发现已交付验收合格设备的任何隐蔽性缺陷，买方有权要求卖方免费纠正和更换该缺陷设备，卖方应当承担由此所产生的损失。如果未能就验收结果达成一致，双方同意以【河北省质量技术监督局认可的检验机构（离合同履行地最近的检验机构）】出具的鉴定结论作为验收依据。其他：//。7、安装、测试、初验、试运行及终验一般规定双方将根据本合同及安装、测试及验收操作指南规定的进度和分工进行从设备的安装、测试到验收的各项工作。双方将在本合同的有效期内，各指定一名代表负责处理与本合同有关的技术事务，其工作计划将由双方代表协商制定。当发现技术问题或就技术问题发生争议时，双方代表应分析原因、分清责任并协商解决。设计、安装、调试及验收期间的工作进度、发现的问题、每天的主要工作及解决方法均须记录在工作日志上。工作日志每天的记录将由双方代表签字确认，双方保留一份。测试和验收应符合本合同及其附件规定的技术规范参数和标准并满足初验及终验验收程序及测试标准。本条约定的初验和终验应由双方共同进行，如果卖方不能在检验日期参加检验，将被视为委托买方进行检验，并认可其检验结果。因卖方的原因进行设备或部件更换、部件维修所发生的费用，包括部分设备或部件运出买方工作地维修和运回买方工作地的费用将由卖方承担。如果上述检修及更换部件的工作在买方的工作地进行，卖方技术人员可以使用已交付的备件，但所有费用，包括备件费和人工费等将由卖方承担。同时，卖方应在最终验收结束前把与使用的已交付的备件相同的备件交还给买方。初验初验测试将根据本合同及其附件规定的时间，在设备经安装、测试与开通并稳定运行后进行。除非买方另行同意与卖方共同确定初验测试的方案及其日期，初验测试的方案及其日期将由买方确定并通知卖方。买方代表将于设备及服务初验测试合格后签发《初验合格证书》。试运行及终验测试卖方对买方在试运行期间按照操作手册进行设备的操作及维护应提供及时的技术支持。除非买方另行同意与卖方共同确定终验测试的方案及其日期，终验测试的方案及其日期将由买方确定并通知卖方。买方代表将于设备及服务终验测试合格后签发《终验合格证书》。如果初验/终验测试未能达到本合同及其附件规定的全部参数和指标要求以及性能，卖方应负责解决存在的问题。解决存在的问题并再次进行初验/终验测试的费用将由卖方承担。如因卖方的原因使得设备及服务经【两（2）次】初验或终验测试后仍未能通过验收，则买方有权解除本合同，退还已收取的合同价款并赔偿买方因此而遭受的损失。其他：//。8、双方的一般权利义务买方的权利义务要求卖方按照本合同确定的时间、地点、数量、价格、质量标准交付设备。卖方或其委托的第三方将设备交付收货人之前，买方有权要求卖方中止运输、变更到达地或变更收货人，由此而导致的运输或储存费用变动的，按照多退少补的原则处理。要求卖方按照本合同第二条的约定妥善包装设备。买方有权根据本合同第六条的约定，就卖方提供设备存在的所有瑕疵通知卖方，并要求卖方承担相应的赔偿、更换、修理或补充责任。买方有权在设备出厂前派遣技术人员前往卖方工厂进行厂验和参与出厂测试。买方检验人员届时对设备表示的任何意见，均不代表买方对设备质量的认可。按约定支付设备价款。买方有权委派代表入驻卖方工厂监督设备的制造。买卖双方有关驻场监造的事项，依照《驻场监造协议》的约定执行。买方有权委任买方的授权代表，在本合同有效期内决定与本合同履行有关的事项。买方及买方的授权代表以外的任何第三方对卖方及卖方的授权代表作出的意思表示对本合同当事人均无约束力。其他：//。卖方的权利义务按照约定的时间、质量标准交付设备，并向买方发出到货通知，办理相应的交接手续。对易燃、易爆、有毒、有腐蚀性、有放射性的危险物品，应按国家有关危险物品的运输规定进行妥善保管，作出危险物的标志和标签，并采取有效措施保证设备安全，避免环境污染。应就双方约定的某种设备和备品备件保持足够库存，以确保买方对该设备的必要使用量。卖方保证拥有设备的完整所有权（对设备中涉及/包括的部分第三方软件，卖方已取得其权利人合法有效授权，并有权转许可给买方使用），具有提供设备及安装、技术支持等服务的本合同规定的履约能力。卖方承诺，其出售的设备为全新的，适合本合同的目的并符合本合同及其规定的技术规格和质量标准。卖方承诺，向买方提供的一切文件、数据、资料均真实、准确、合法和有效，并依据本合同向买方交付相关技术资料。卖方应及时参加设备安装、调试后的验收。否则，由此而造成的设备不能按期投入正常运行的责任，应由卖方承担。为了保证买方在购买设备后对其能够进行正确的操作、管理、保养、维修甚至是改进，卖方有义务向买方有关人员提供全面而良好的技术指导和技术培训，以确保设备的正常运转。如买方委派代表入驻卖方工厂监督设备的制造，卖方应为买方驻厂代表的现场工作提供必要的支持和协助。卖方有权委任卖方的授权代表，在本合同有效期内决定与本合同履行有关的事项。卖方应对其授权代表的行为承担责任。其他：//。9、质量保修卖方保证对所提供设备提供保修。质量保修期为设备验收合格之日起年。保修期内，卖方提供免费保修服务，设备出现任何毁损、故障以及任何其他可能或者已经影响该设备的通常用途的情形，卖方均应负责该设备的修复，恢复使用。此外，卖方应负责在修理该设备期间，根据具体情况，向买方提供替代设备或部件，以确保满足买方的正常使用，否则，卖方应赔偿买方因此遭受的一切损失。若卖方未能按照前款约定及时开始或完成维修工作，买方可聘请第三方完成该等工作，相应的费用从质量保证金中扣除，质量保证金不足以支付该等维修费用的，不足部分应由卖方承担。在质量保修期结束后，卖方应协助买方完成对设备及设备的运行状况的全面检修，检修后确认设备处于良好运行状态的，买方签发《质量保证金返还单》。10、备品备件卖方保证向买方提供买方所需的设备备件，对设备备品备件的采购数量提供建议，并保证该建议的准确性和合理性。若卖方决定停止生产某种备品备件，应至少提前【6】个月以书面的方式通知买方，以使买方有机会购买足够数量的该种备品备件。卖方保证其向买方提供的备品备件的价格将不高于本合同及其附件中规定的该备品备件的成交价。11、履约保证卖方应在本合同生效时，向买方提交相当于合同价款//%的【履约保证金/履约保函】作为本合同生效的前提条件。履约保函应为由买方认可的中国境内国有商业银行或股份制商业银行开具的一份受益人为买方的无条件的、不可撤销的履约保函。12、税费买卖双方依据中国法律和规定，承担本合同的签订、履行及占有使用中应由双方各自承担并缴纳的有关税费。主管政府部门向卖方征收的与本合同有关的或在本合同履行过程中向卖方征收的所有税费，按照中国有关部门的规定，需要由买方代扣代缴的，买方将按有关规定从应支付给卖方的款项中预扣并代扣代缴。13、保密双方对因订立和履行本合同所知悉的对方商业秘密互负保密义务。未经对方书面同意，一方不得以任何形式将其所知悉的对方商业秘密泄露给第三方，一方违反本约定应承担违约责任。本合同的变更、解除、履行完毕等不影响本条款的效力，在发生上述情形下，双方仍应履行保密义务。保密期限为自合同生效之日起年。14、知识产权卖方确认，卖方基于本合同的约定向买方提供的设备（包括硬件和软件）的知识产权是卖方合法拥有或经合法授权的权利，不会侵犯任何第三方的合法知识产权。因知识产权侵权引发的一切法律后果由卖方自行承担。对于卖方拥有知识产权的与设备配套的软件，卖方保证在交付设备前或交付设备同时向买方提供由卖方签署的授权使用证明；对卖方不拥有知识产权的设备软件，卖方提供由拥有知识产权的厂商签署的授权使用证明。买方将有权持续并不受干扰地享有和使用卖方向其提供的设备软件，且除本合同约定的应支付的设备款项外，买方不必就使用上述软件而另外交纳任何其他费用。如果买方因按照本合同的约定享有和使用卖方提供的软、硬件设备以及相应的技术、方法、手段而侵犯任何第三方的合法权利，或因此涉入诉讼、索赔或其他司法程序，卖方均需承担全部费用及因此给买方造成的一切损失。15、不可抗力本合同所称不可抗力事件指合同当事人不能预见、不能避免、不能克服的客观情况，包括但不限于地震、水灾、雷击、雪灾等天灾，战争、恐怖袭击、内乱、严重威胁健康或安全的情形，火灾、极端恶劣天气。由于不可抗力原因，使双方或任何一方不能履行合同义务时，应采取有效措施，尽量将损失降低到最低程度。并在不可抗力发生后及时通知对方，并在合理期限内向对方提供有效证明文件。因不可抗力致使合同无法按期履行或不能履行所造成的损失由双方各自承担。一方未尽通知义务或未采取措施避免、减少损失的，应就扩大的损失承担相应的赔偿责任。如果因不可抗力的影响致使本合同中止履行，双方均有权终止本合同。当一方因上述原因终止本合同时，应当以书面的方式通知另一方。通知送达另一方时本合同终止。16、违约责任在检验、验收和质量保修期内，如发现设备存在质量瑕疵或不符合合同约定，买方有权对由此发生的一切损失和费用向卖方提出索赔，卖方应承担赔偿责任。除不可抗力外，如因卖方原因造成迟延交货，每迟延交货1日，卖方应向买方支付相当于迟延交付的设备总价的%的违约金。上述违约金的支付不解除卖方的交货责任。如果卖方未能在约定的交货期内按时交货，如该等违约金不足以弥补买方因此遭受的损失，卖方还应赔偿买方因此遭受的一切损失。如果迟延交货超过日，则买方有权解除本合同。在买方解除本合同的情况下，卖方应退还买方已支付全部款项及自付款之日起至返还之日间的利息（按中国人民银行同期贷款利率计算），并按照上述约定支付违约金。若卖方未能在交付设备之前或交付设备时提供系统所有软件的知识产权授权许可使用证明文件，买方有权拒付货款直至卖方提供所有证明文件或解除本合同，卖方应按延迟交货违约金计算方式向买方支付违约金。若买方未能按本合同约定的期限、金额、方式向卖方支付价款的，每逾期1日，应向卖方按照逾期未付的价款的%的标准承担违约责任。买方有权从合同价款的任何一笔付款中直接扣除卖方应付给买方的违约金或赔偿金。其他：//。17、合同的变更与解除卖方严重违反其在本合同项下的义务或责任，经买方催告后仍未改正的，买方有权书面通知卖方全部或部分解除本合同。买方严重违反其在本合同项下的义务或责任，经卖方催告后仍未改正的，卖方有权书面通知买方全部或部分解除本合同。本合同全部或部分终止并不免除违约方应承担的违约责任。卖方破产或因其他原因丧失清偿能力，在不损害或影响买方的任何行动权利和已采取或将采取的对买方补救措施的条件下，买方可在任何时候书面通知卖方终止合同而无须向卖方作任何补偿。18、完整性本合同提及的并附于本合同的附件是本合同的组成部分，且与本合同约定具有同等法律效力，本合同及其附件构成完整协议，并取代双方先前就本合同标的做出的一切口头及书面协议、传真和会议纪要。19、修订任何对本合同的补充和条款的修改，都应经双方协商一致后，由双方授权代表签署书面协议。20、适用法律及争议解决本合同的订立、解释、履行及效力均受中国法律管辖。凡因执行本合同发生的与本合同有关的一切争议，双方应首先友好协商解决。如果仍无法通过协商解决争议，则应通过以下第a种方式解决争议：提交沧州仲裁委员会在河北省沧州市按照申请仲裁时该会有效的仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决为终局裁决，对双方都有约束力。仲裁费用（包括但不限于律师费、仲裁费、鉴定费、交通食宿费和其他费用）由败诉方承担。将争议诉至法院通过诉讼方式解决。诉讼费用（包括但不限于律师费、仲裁费、鉴定费、交通食宿费和其他费用）由败诉方承担。提交双方的共同上级单位协调解决。在仲裁/诉讼/协调期间，除提交仲裁或诉讼的争议事项外，双方应继续履行本合同及本合同附件的其他内容。21、通知任何与本合同有关的通知应以书面形式作出，由本合同一方以专人递送、传真、电子邮件、邮递方式发出。任何通知一经送达即行生效。各方的联络及通讯方法以各方的下列信息为准：卖方：地址：电话：传真：邮箱：收件人：联系人：买方：地址：电话：传真：邮箱：收件人：联系人：22、合同效力及其他约定本合同的履行地为。本合同自双方【法定代表人/负责人】或其授权代表签字并加盖【单位公章/合同专用章】，【履约保证金/履约保函】之日起生效。本合同有效存续期内，卖方应严格防控各类商业贿赂行为。一经发现，买方有权单方面解除本合同，并要求卖方赔偿买方因合同解除所造成的损失。未经双方一致同意，任何一方不得将本合同项下的任何权利、义务转让与任何第三方。本合同未尽事宜，由买卖双方另行协商。对于本合同项下的任何修改、补充及变更，均应由本合同的双方协商一致并以书面形式作出，与本合同具有同等法律效力。本合同一式份，卖方执份，买方执份，各份具有同等法律效力。其他：//。23、合同附件：附件一：设备明细及技术标准附件二：安装、测试及验收操作指南附件［*］：......（以下无正文）（本页为《机电设备买卖合同》（编号：）的签字页）买方：（公章或合同专用章）法定代表人/负责人/委托代理人签字：卖方：（公章或合同专用章）法定代表人/负责人/委托代理人签字：附件一：设备明细及技术标准附件二：安装、测试及验收操作指南附件三：机电设备买卖协议履约保函格式附件四：《质量保证金返还单》格式附件五：《验收合格付款通知书》格式附件六：《驻场监造协议》井口安全截断装置技术规格书苏49地下储气库新钻注采定向井井口安全截断装置技术规格书1总则1.1主要内容本技术规范对华北油田苏49地下储气库新钻注采定向井的井口安全截断装置的技术要求和采购数量做出规定。本技术规格书是对单井井口安全截断装置及其相关附件提出的最低技术要求，但不能免除供货商的任何责任，更不能免除政府授权机构对产品的各种要求。对本技术条件的要求没有响应的部分，均被视为认可。对有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如未对本技术条件提出偏离，将被视为供货商提供的产品符合本技术条件。如有偏离都必须清楚地表示在投标文件“偏离表”中。1.2适用对象本技术要求适用于华北油田苏49地下储气库新钻注采定向井的井口安全截断装置。2井口安全截断装置技术要求2.1标准及规范供货商除应按照通用技术规格书中列出的标准和规范外，还应在投标文件中提供在本工程中所采用的标准和规范的清单，并应保证其版本为最新版本。*（1）SY/T7603石油天然气钻采设备井口安全控制系统*（2）APISpec6A21版井口装置和采油树设备规范*（3）APISPEC14D井口地面安全阀&海上平台地面安全2.2使用的工况条件2.2.1工程环境条件该段地区属温带、暖温带大陆性季风气候。冬季寒冷干燥少雪，春季干旱少雨多风，夏季炎热多雨常沥涝，秋季天气晴朗少阴雨，四季分明，寒暑悬殊，冬夏长，春秋短，沿线所经地区年日照时数2400～2700小时，全年太阳辐射总量4647×106～5526×106J/m2，1月平均温度-4.5～-2.5℃，7月平均温度25.8～26.8℃，无霜期205～220天，年平均降水量500～550mm，干燥度1.3～1.5，属北方长日照地区，蒸发量大于降水量。降水多集中在6至9月份，春旱夏涝、晚秋时又旱的情况经常发生。表1主要气象数据表气温(℃)年平均气温11.5历年最高气温40.2历年最低气温-29.6地温(℃)年平均地温0.8m处13.01.6m处13.3最冷月平均地温0.8m处2.21.6m处6.2降水量(mm)平均(mm)508.7历年最大(mm)832.1历年最小(mm)84.3风速平均风速(m/s)2.8最大风速(m/s)40.0最大冻深(m)0.66覆冰厚度（mm）10污秽等级（级）Ⅳ雷暴日数（d/a）29.4主要断裂及地震基本烈度：霸州市地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。永清县地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。2.2.2工程环境参数（1）苏49储气库气层顶部埋深4700m，地层温度154℃，气藏原始地层压力48.92MPa，改建储气库后设计运行压力（地层压力）29～48.5MPa。（2）基本参数设计运行地层压力：29～48.5MPa；设计单井日注气量：北、南部30×104m3/d；中部35×104m3/d；设计单井日采气量：北、南部32～50×104m3/d；中部48～80×104m3/d；注气期井口压力预测：北、南部25.5MPa～40MPa；中部24.2MPa～39.1MPa；采气期井口压力预测：北、南部12.3～28.6MPa；中部12.1～29.3MPa；采气期井口温度预测：北、南部84.1～93.9℃；中部99.6～108.7℃井底温度：154℃；井口环境温度：-29～41℃；预测井口、温度压力如下表所示：表2北部和南部新钻注采井注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa38.454.74236.832.522.127.119.823.919.7产(注)气量，104m33038504032井口压力，MPa25.540.028.624.523.114.618.713.015.412.3井口温度，°C//93.993.990.490.484.184.184.984.9表3中部新钻注采井井口温度压力注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa33.851.543.13833.924.128.922.124.420.3产(注)气量，104m33554805848井口压力，MPa24.239.129.325.223.114.619.614.015.312.1井口温度，°C//107.4107.4108.7108.799.699.6101.4101.4（3）流体性质数据注入气为陕京来气，其成分组成如下表所示：表4陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46采出CO2、H2S气体含量预测：表5CO2含量预测年份CO2含量(摩尔分数，%)年份CO2含量(摩尔分数，%)20231.702720322.243620241.762820332.277420251.822920342.305720261.88320352.331820271.943120362.355720282.003220372.377420292.063320382.396920302.123420392.414220312.1835表6H2S含量预测年份H2S含量(mg/m3)采气初采气末20236.651.520246.65120256.650.62026550.22027549.82028549.42029448.92030448.52031448.12032447.7（4）采出油品物性：表7采出原油检测结果分析日期20℃密度(g/cm3)50℃密度(g/cm3)100℃密度(g/cm3)50℃粘度(mpa.s)含水量(%)含盐量(mg/L)2021.03.110.8221 凝固点(℃)含硫量(%)沥青质+胶质(%)含蜡量(%)初馏点(℃) 0.05 （5）采出水性质：表8采出水检测结果取样地点分析日期PH值(mg/L)阳离子Na+K(mg/L)阳离子Mg(mg/L)阳离子Ca(mg/L)阴离子Cl(mg/L)阴离子SO4(mg/L)阴离子HCO3(mg/L)阴离子CO3(mg/L)阴离子OH(mg/L)微量元素I(mg/L)微量元素B总矿化度水型苏492020.12.036.53583127.11303.88567.7219.9508.514040氯化钙型苏49K-4X2021.03.1662019.479.3582.2423397.4305.17316.2氯化钙型苏49K-4X2020.12.0365132.2294.32392.5163.8305.121850.6氯化钙型苏49K-P52015.04.10106125.54890.42977.8677.28091.313261.52.819336.2碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.2710.58293.420.579.23970.4541.89439.826521.52.824997.1碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.278836.11.311.2317.621.61416.3132.60.62.32736.7碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.278.5574734.356.52977.8812.76742.713261.32.817697碳酸氢钠型（6）套管主要参数及井身结构如下所示：表9新钻注采井井身结构设计表（仅供参考）套管程序井段长度，m钢级尺寸，mm壁厚，mm扣型表层套管0~600600J-5550812.69偏梯技术套管0~34503450N80273.111.43气密D177.8mm尾管3250~48071557P110177.812.65气密4807~5057250P110-3Cr177.812.65气密D114.3mm尾管+筛管5007~505750P110114.37.37长圆~5169112P110114.38.56长圆D177.8mm尾管回接0~2900290095S177.810.36气密2900~3250350P110177.810.36气密参考《苏桥储气库群扩容达产二期初步设计钻井工程》D508mm×600m-·←D660.4mm×601mt分级箍：馆陶底以上100m回接：D177.8mmD273.1mm×3450m：-D346.1mm×3452mD177.8mm进潜山1-2m:D241.3mm进潜山1-3mD114.3mm套管+筛管D149.2mm井底图1苏49储气库新钻注采井井身结构设计示意图（7）采用41/2″（壁厚6.88mm）超级13Cr-110钢级抗硫气密封油管。（8）井口安全截断装置使用寿命不少于30年。2.3井口安全截断装置技术要求及规格*2.3.1主要技术规格（1）井口安全截断装置尺寸：41/16″；（2）工作压力：70MPa（10000psi）；液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）；（3）温度等级：P-U；（4）耐腐蚀材料等级：FF；（5）符合APISpec6A21版PSL-3GPR2要求。（注：PSL-3G的补充名称）*2.3.2技术及性能要求（1）井口安全截断装置必须满足气密封性要求，能适应长期循环注采气的工况条件（如温度、压力、配产、腐蚀性气体等），使用寿命不少于30年。（2）井口安全截断装置关断时间≤4秒。（3）井口安全截断装置阀体为整体模锻锻造，以及阀座和阀板之间为全金属密封，不需加注密封脂；使用双向浮动密封阀门，密封等级达到APISpec6A21版气密封性要求。（4）选用70MPa(10000psi)井口安全截断装置，各法兰密封槽及密封钢圈等本体密封部位必须采用防腐不锈钢材料，耐温P-U级，材料级别FF。液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）。（5）阀门应为平行反向单闸板的双阀座结构，双向密封，双向流动，阀腔内压可自动泄压。阀门设计应有防止污物在阀门半开半关时进入阀腔的措施。（6）阀座和闸板的密封表面，要求具有优良的耐腐蚀性、耐磨损性、耐高温性、抗折性和抗冲击性。表面硬度不低于HRC45，能有效的耐介质的冲刷。（7）应在阀座尾部增设防细微杂质沉淀特殊结构，保证阀门的阀座尾部不积垢，使阀门的开关力矩不会随使用时间增长而增大，操作扭矩符合相关标准。（8）阀杆的密封应采用自紧式密封以有效的防止泄漏，密封材料应考虑抗硫措施。（9）按照APISpec6A21版PSL-3GPR2标准要求对部件进行压力和功能试验，并应进行水下整体气压产品安全试验。（10）井口安全截断装置与采气树配套使用，各项性能参数（材料等级、压力等级、尺寸参数、连接法兰等）必须与对应井的采气树性能参数保持一致。（11）井口安全截断装置与管线连接的焊颈法兰能够实现连接并保持气密性。*3供货要求3.1供货范围井口安全截断装置的供货范围应包括：井口安全截断装置（含执行机构）、两侧法兰密封连接所需螺栓、螺母、钢圈及其它配套附件、1/2NPT”F接头等（包括各附加密封包一套）。3.2供货商要求（1）供货商应在签订合同时提供对产品质量、可靠性、使用寿命、技术服务与相关责任的承诺。（2）供货商采用的产品需在投标文件、签订合同及随货时提供详细清单并经购买方批准。（3）供货商（包含分包商）应在投标文件及签订合同时提供具体服务机构地址、服务工程师配备数量、维修能力等说明，其国内常设服务机构应能够提供足够的备品备件和技术服务。3.4供货产品要求（1）供货商所提供产品及其附件所选用的材料和零件应该是全新的、不存在任何影响性能的缺陷，所提供产品必须是全新未使用过的。（2）购买方使用井口安全截断装置时发生性能不合格等质量问题和运输中出现问题，供货商应赔偿由此带来的所有损失和费用。（3）供货商应从工程长期运行的角度来统筹设计、选择、制造和供应，应利用目前最适当的技术确保井口安全截断装置的安全可靠运行。（4）裸露的密封面应加以保护，防止在运输过程中受到机械损伤。（5）所有装置试验后和贮存与运输前，应排放干净和润滑。（6）运输前，零件和装置裸露的金属表面应涂上50℃以下不会变成流体的防锈层。（7）单件密封垫环在贮存和运输时应装箱或包装。3.5供货资料要求（1）供货商需按以下要求提交证书类副本六份：①供货商应在投标文件及签订合同时提供设备制造商的APISpec6A21版PR2PSL-3规格的认证证书及满足PSL-3G气密封测试证明材料。②供货商需随货提供井口安全截断装置的整体水下气压密封产品安全检验报告（包含检测流程、步骤、标准、方法及检测内容和数据的详细记录）、验收合格证及产品质量合格证。③供货商需随货提供井口安全截断装置的原产地证明。（2）供货商需按以下要求提交图纸说明类副本六份：①供货商需在签订合同及随货提供井口安全截断装置的详细技术参数、详细结构图（含尺寸）、附件或配件、易损件和密封件的清单，并在详细结构图中说明。②供货商需随货提供井口安全截断装置的详细安装说明书、操作使用说明书、维护手册（若为英文版需提供中文对照版，且所使用单位应提供国际标准单位）。③随货提供装箱清单。4采购清单4.1说明本清单仅包括井口安全截断装置（含执行机构）及附加密封包。4.2供货数量表10井口安全截断装置清单名 称单井用量单井采购量井数总采购量井口安全截断装置（含执行机构）1144密封包11444.3备品备件及特殊工具供货商应提供产品在投产试运行及确保质保期内产品正常运行所必需的备品备件及专用工具，且含在本次报价中。5技术服务及验收5.1工厂验收（1）工厂测试必须按照APISpec6A21版PSL-3GPR2的要求进行，如果制造商的标准比API标准更严格，则应按照制造商的标准进行。（2）供货商应根据本规格书有关规范进行工厂测试，证明设备的性能完全符合该产品质量检验标准，并随货提交一式三份完整、具有签署及日期的、装订成册的质量检验报告。（3）外观检测单井地面安全系统出厂时要做外观检测，检查内容包括：井口安全截断装置的设备型号、名称、特性标牌是否正确，外观是否有瑕疵，外形尺寸和安装尺寸与提供的安装图纸是否相符等。（4）监督及检验：①为确保井口安全截断装置能够达到设计及制造要求，购买方派技术人员前往井口安全截断装置的制造及组装工厂所在地进行生产过程监督及出厂验收。在制造及组装工厂所在地所发生的费用由供货商承担。②供货商应确保所提供井口安全截断装置已通过气压密封测试，购买方若委托第三方进行生产过程监督及检验，所发生相关费用由供货商承担。（5）对工厂试验的验收并不意味可以解除在保证井口安全截断装置的规定工作条件下的性能方面对供货商的要求。而检查本身也不会减轻供货商所负有的任何责任。5.2现场验收（1）设备到达现场后，供货商需派出代表配合购买方进行现场开箱清点，在货物检验中若发现破损、短缺、不符合技术要求等方面的质量问题，由供货商负责更换，并将更换的设备运抵现场。（2）在现场具备测试条件时或在保修期以内购买方以书面形式通知供货商进行现场服务时，供货商在24小时内派代表到购买方现场，负责测试、调试。（3）测试、调试完成后，由业主组织最终验收，验收应按照APISpec6A21版进行。*5.3培训及服务供货商负责对井口安全截断装置井口安全截断装置供货范围所涉及的技术服务，包括现场技术讲解、技术交底、现场检验、现场调试、现场技术服务、操作培训等。5.4售后服务（1）质量保证期：自现场安装、测试、调试完成并最终验收合格之日起至少24个月。（2）供货商在井口安全截断装置安装、测试、调试、投产过程及质保期内进行免费技术服务，协同解决有关技术问题。质保期内服务包括但不限于以下内容：①在质保期内档产品出现故障或性能不能满足时，供货商应按照购买方要求排出故障，直到产品正常运行；②质保期内，当产品需要维修或更换配件时，供货商需派遣有经验的技术服务人员到场进行技术支持；③在现场具备调试条件后或在质保期内购买方以书面（或电话、微信等）形式通知供货商进行现场服务时，供货商应在4小时内做出答复，24小时内做出相应应对方案，并派遣服务人员到场维护。④质保期内，供货商负责对业主提出的质量疑问做出书面答复，确属质量问题，供货商及时采取保护措施且免费更换。（3）质保期后，对所提供产品出现的问题，供货商有责任进行免费技术指导。质保期外服务包括但不限于以下内容：①现场发生故障或疑问，购买方以书面（或电话、微信等）形式联系供货商，供货商在6小时内响应。②若有需要供货商可提供现场技术服务，在24小时内派技术人员到达现场。井口安全截断装置技术规格书顾辛庄、苏1地下储气库界面监测井井口安全截断装置技术规格书1总则1.1主要内容本技术规范对华北油田顾辛庄、苏1地下储气库界面监测井的井口安全截断装置的技术要求和采购数量做出规定。本技术规格书是对单井井口安全截断装置及其相关附件提出的最低技术要求，但不能免除供货商的任何责任，更不能免除政府授权机构对产品的各种要求。对本技术条件的要求没有响应的部分，均被视为认可。对有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如未对本技术条件提出偏离，将被视为供货商提供的产品符合本技术条件。如有偏离都必须清楚地表示在投标文件“偏离表”中。1.2适用对象本技术要求适用于华北油田顾辛庄、苏1地下储气库界面监测井（适用于霸21井、苏7井）的井口安全截断装置。2井口安全截断装置技术要求2.1标准及规范供货商除应按照通用技术规格书中列出的标准和规范外，还应在投标文件中提供在本工程中所采用的标准和规范的清单，并应保证其版本为最新版本。*（1）SY/T7603石油天然气钻采设备井口安全控制系统*（2）APISpec6A21版井口装置和采油树设备规范*（3）APISPEC14D井口地面安全阀&海上平台地面安全2.2使用的工况条件2.2.1工程环境条件该段地区属温带、暖温带大陆性季风气候。冬季寒冷干燥少雪，春季干旱少雨多风，夏季炎热多雨常沥涝，秋季天气晴朗少阴雨，四季分明，寒暑悬殊，冬夏长，春秋短，沿线所经地区年日照时数2400～2700小时，全年太阳辐射总量4647×106～5526×106J/m2，1月平均温度-4.5～-2.5℃，7月平均温度25.8～26.8℃，无霜期205～220天，年平均降水量500～550mm，干燥度1.3～1.5，属北方长日照地区，蒸发量大于降水量。降水多集中在6至9月份，春旱夏涝、晚秋时又旱的情况经常发生。表1主要气象数据表气温(℃)年平均气温11.5历年最高气温40.2历年最低气温-29.6地温(℃)年平均地温0.8m处13.01.6m处13.3最冷月平均地温0.8m处2.21.6m处6.2降水量(mm)平均(mm)508.7历年最大(mm)832.1历年最小(mm)84.3风速平均风速(m/s)2.8最大风速(m/s)40.0最大冻深(m)0.66覆冰厚度（mm）10污秽等级（级）Ⅳ雷暴日数（d/a）29.4主要断裂及地震基本烈度：霸州市地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。永清县地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。2.2.2顾辛庄储气库工程环境参数（1）顾辛庄储气库高点埋深约3160m，地层温度108℃，气藏原始地层压力33.1MPa，改建储气库后设计运行压力（地层压力）28.5～34MPa。（2）基本参数设计运行地层压力：28.5～34MPa；库内注采井井口压力：12.1MPa～31.85MPa；采气期井口温度预测：72.3～76.8℃；井底温度：108℃；井口环境温度：-29～41℃；预测井口、温度压力如下表所示：表2库内注采井注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期末期地层压力，MPa28.5343428.5井底压力，MPa35.339.826.318.7产(注)气量，104m33535最大单井日产油，t/3.827.4最大单井日产水，m3/12.641.1井口压力，MPa27.931.8519.412.1井口温度，°C//72.376.8（3）流体性质数据注入气为陕京来气，其成分组成如下表所示：表3陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46表4近年来井口气体检测情况表分析日期N2C1CO2C2C3IC4NC4IC5NC52021.09.0999.3790.0560.3720.0030.0280.0540.0610.020.012C61C62C63C7+相对密度平均分子量空气含量(%)H2S含量(ppm)0.0030.0060.0040.0050.969628.12（4）采出水性质：表5采出水检测结果分析日期PH值(mg/L)阳离子Na+K(mg/L)阳离子Mg(mg/L)阳离子Ca(mg/L)阴离子Cl(mg/L)阴离子SO4(mg/L)阴离子HCO3(mg/L)阴离子CO3(mg/L)阴离子OH(mg/L)微量元素I(mg/L)微量元素B总矿化度水型2020.12.03620.65.311.326.12152.6217.7碳酸氢钠型（5）套管主要参数及井身结构如下所示：表6界面监测井（霸21井）井身结构设计表名称规格(mm)钢级壁厚(mm)内径(mm)抗内压(MPa)下入深度(m)水泥返深(m)固井质量表层套管339.73247.01技术套管244.5P110、N8011.99220.53144.911702.02合格油层套管177.8P110、N809.19159.423390.67457合格尾管127N807.55111.92897.1-3659.86表层套管：D339.73mmx247.01m一水泥返深：457.00m一水泥返深：1702.20m—D127mm悬挂器：2897.10m技术套管：D244.5mmx3144.91m油层套管：D177.8mmx3390.67m3396.4m9.6m/1层3406.0m3413.0m砂面：3416.77m8.0m/1层3421.0m灰面：3473.22m尾管：D127mmx3659.86m完钻井深：3659.86m图1顾辛庄储气库界面监测井（霸21井）井身结构示意图（7）采用27/8″（壁厚5.51mm）3Cr-80钢级气密封油管。2.2.3苏1储气库工程环境参数（1）苏1潜山凝析气藏，储集层位下古生界奥陶系，储集岩为碳酸岩。该潜山为一带油环的凝析气藏，潜山中部埋深3978m，原始地层压力为41.2MPa，地层温度为136℃；（2）基本参数：地层压力：23MPa～41MPa；库内注采气井井口压力：13.9MPa～32.7MPa；库内注采井井口温度：78.6～82.8℃(采气）；井底温度：136℃；环境温度：-29～41℃；库内注采井井口、温度压力如下表所示：表2库内注采井生产运行基本参数表注采方案注气采气初期末期初期末期地层压力，MPa23414123井底压力，MPa24.641.939.119.4注（采）气量，104m3/d2535单井日产油，t///16单井日产水，m3///7井口压力，MPa18.332.731.813.9井口温度，°C//78.682.8（3）注入气为陕京来气，其成分组成如下表所示：表3陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46表4近年来井口气体检测情况表分析日期N2C1CO2C2C3IC4NC4IC5NC52021.09.090.74486.9951.8286.9292.1980.3770.4920.1380.117C61C62C63C7+相对密度平均分子量空气含量(%)H2S含量(ppm)0.0350.0460.0360.0710.649618.84（4）套管主要参数及井身结构如下所示：表5界面监测井（苏7井）井身结构设计表名称规格(mm)钢级壁厚(mm)内径(mm)下入深度(m)水泥返深(m)固井质量表层套管339.7J5510.92317.86143.1地面合格技术套管244.5P110/N8011.05/10.03/11.99222.4/224.4/220.522820.32875合格油层套管177.8P110/N8011.51154.8216.31455.4合格10.36157.12241.311.51154.84089.13尾管127N809.19108.642973709.68合格表套D339.7mmX143.1m水泥返深875.0m水泥返深1455.mD127.0mm×3709.68m一油套177.8mmX4089.13m4089.2m32.4m/3层4137.0m一灰面4275.57mD127mmX4297.0m灰面4362.35m完钻井深4400.0m图1苏1储气库界面监测井（苏7井）井身结构示意图（7）采用27/8″（壁厚5.51mm）3Cr-110钢级气密封油管。2.3井口安全截断装置技术要求及规格*2.3.1主要技术规格（1）井口安全截断装置尺寸：29/16″；（2）工作压力：70MPa（10000psi）；液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）；（3）温度等级：P-U；（4）耐腐蚀材料等级：CC；（5）符合APISpec6A21版PSL-3GPR2要求。（注：PSL-3G的补充名称）*2.3.2技术及性能要求（1）井口安全截断装置必须满足气密封性要求，能适应长期循环注采气的工况条件（如温度、压力、配产、腐蚀性气体等），使用寿命不少于30年。（2）井口安全截断装置关断时间≤4秒。（3）井口安全截断装置阀体为整体模锻锻造，以及阀座和阀板之间为全金属密封，不需加注密封脂；使用双向浮动密封阀门，密封等级达到APISpec6A21版气密封性要求。（4）选用70MPa(10000psi)井口安全截断装置，各法兰密封槽及密封钢圈等本体密封部位必须采用防腐不锈钢材料，耐温P-U级，材料级别CC。液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）。（5）阀门应为平行反向单闸板的双阀座结构，双向密封，双向流动，阀腔内压可自动泄压。阀门设计应有防止污物在阀门半开半关时进入阀腔的措施。（6）阀座和闸板的密封表面，要求具有优良的耐腐蚀性、耐磨损性、耐高温性、抗折性和抗冲击性。表面硬度不低于HRC45，能有效的耐介质的冲刷。（7）应在阀座尾部增设防细微杂质沉淀特殊结构，保证阀门的阀座尾部不积垢，使阀门的开关力矩不会随使用时间增长而增大，操作扭矩符合相关标准。（8）阀杆的密封应采用自紧式密封以有效的防止泄漏，密封材料应考虑抗硫措施。（9）按照APISpec6A21版PSL-3GPR2标准要求对部件进行压力和功能试验，并应进行水下整体气压产品安全试验。（10）井口安全截断装置与采气树配套使用，各项性能参数（材料等级、压力等级、尺寸参数、连接法兰等）必须与对应井的采气树性能参数保持一致。（11）井口安全截断装置与管线连接的焊颈法兰能够实现连接并保持气密性。*3供货要求3.1供货范围井口安全截断装置的供货范围应包括：井口安全截断装置（含执行机构）及其配套附件，连接采气树的一侧提供法兰密封连接所需螺栓、螺母、钢圈，连接生产管线的一侧安装好盲法兰（包括盲法兰、螺栓、螺母、钢圈），1/2NPT”F接头等（包括附加密封包一套）。3.2供货商要求（1）供货商应在签订合同时提供对产品质量、可靠性、使用寿命、技术服务与相关责任的承诺。（2）供货商采用的产品需在投标文件、签订合同及随货时提供详细清单并经购买方批准。（3）供货商（包含分包商）应在投标文件及签订合同时提供具体服务机构地址、服务工程师配备数量、维修能力等说明，其国内常设服务机构应能够提供足够的备品备件和技术服务。3.4供货产品要求（1）供货商所提供产品及其附件所选用的材料和零件应该是全新的、不存在任何影响性能的缺陷，所提供产品必须是全新未使用过的。（2）购买方使用井口安全截断装置时发生性能不合格等质量问题和运输中出现问题，供货商应赔偿由此带来的所有损失和费用。（3）供货商应从工程长期运行的角度来统筹设计、选择、制造和供应，应利用目前最适当的技术确保井口安全截断装置的安全可靠运行。（4）裸露的密封面应加以保护，防止在运输过程中受到机械损伤。（5）所有装置试验后和贮存与运输前，应排放干净和润滑。（6）运输前，零件和装置裸露的金属表面应涂上50℃以下不会变成流体的防锈层。（7）单件密封垫环在贮存和运输时应装箱或包装。3.5供货资料要求（1）供货商需按以下要求提交证书类副本六份：①供货商应在投标文件及签订合同时提供设备制造商的APISpec6A21版PR2PSL-3G规格的认证证书。②供货商需随货提供井口安全截断装置的整体水下气压密封产品安全检验报告（包含检测流程、步骤、标准、方法及检测内容和数据的详细记录）、验收合格证及产品质量合格证。③供货商需随货提供井口安全截断装置的原产地证明。（2）供货商需按以下要求提交图纸说明类副本六份：①供货商需在签订合同及随货提供井口安全截断装置的详细技术参数、详细结构图（含尺寸）、附件或配件、易损件和密封件的清单，并在详细结构图中说明。②供货商需随货提供井口安全截断装置的详细安装说明书、操作使用说明书、维护手册（若为英文版需提供中文对照版，且所使用单位应提供国际标准单位）。③随货提供装箱清单。4采购清单4.1说明本清单仅包括井口安全截断装置（含执行机构）及附加密封包。4.2供货数量表7井口安全截断装置清单名 称单井用量单井采购量井数总采购量井口安全截断装置（含执行机构）1122密封包11224.3备品备件及特殊工具供货商应提供产品在投产试运行及确保质保期内产品正常运行所必需的备品备件及专用工具，且含在本次报价中。5技术服务及验收5.1工厂验收（1）工厂测试必须按照APISpec6A21版PSL-3GPR2的要求进行，如果制造商的标准比API标准更严格，则应按照制造商的标准进行。（2）供货商应根据本规格书有关规范进行工厂测试，证明设备的性能完全符合该产品质量检验标准，并随货提交一式三份完整、具有签署及日期的、装订成册的质量检验报告。（3）外观检测单井地面安全系统出厂时要做外观检测，检查内容包括：井口安全截断装置的设备型号、名称、特性标牌是否正确，外观是否有瑕疵，外形尺寸和安装尺寸与提供的安装图纸是否相符等。（4）监督及检验：①为确保井口安全截断装置能够达到设计及制造要求，购买方派技术人员前往井口安全截断装置的制造及组装工厂所在地进行生产过程监督及出厂验收。在制造及组装工厂所在地所发生的费用由供货商承担。②供货商应确保所提供井口安全截断装置已通过气压密封测试，购买方若委托第三方进行生产过程监督及检验，所发生相关费用由供货商承担。（5）对工厂试验的验收并不意味可以解除在保证井口安全截断装置的规定工作条件下的性能方面对供货商的要求。而检查本身也不会减轻供货商所负有的任何责任。5.2现场验收（1）设备到达现场后，供货商需派出代表配合购买方进行现场开箱清点，在货物检验中若发现破损、短缺、不符合技术要求等方面的质量问题，由供货商负责更换，并将更换的设备运抵现场。（2）在现场具备测试条件时或在保修期以内购买方以书面形式通知供货商进行现场服务时，供货商在24小时内派代表到购买方现场，负责测试、调试。（3）测试、调试完成后，由业主组织最终验收，验收应按照APISpec6A21版进行。*5.3培训及服务供货商负责对采气井口供货范围所涉及的技术服务，包括现场技术讲解、技术交底、现场检验、现场调试、现场技术服务、操作培训等。5.4售后服务（1）质量保证期：自现场安装、测试、调试完成并最终验收合格之日起至少24个月。（2）供货商在井口安全截断装置安装、测试、调试、投产过程及质保期内进行免费技术服务，协同解决有关技术问题。质保期内服务包括但不限于以下内容：①在质保期内档产品出现故障或性能不能满足时，供货商应按照购买方要求排出故障，直到产品正常运行；②质保期内，当产品需要维修或更换配件时，供货商需派遣有经验的技术服务人员到场进行技术支持；③在现场具备调试条件后或在质保期内购买方以书面（或电话、微信等）形式通知供货商进行现场服务时，供货商应在4小时内做出答复，24小时内做出相应应对方案，并派遣服务人员到场维护。④质保期内，供货商负责对业主提出的质量疑问做出书面答复，确属质量问题，供货商及时采取保护措施且免费更换。（3）质保期后，对所提供产品出现的问题，供货商有责任进行免费技术指导。质保期外服务包括但不限于以下内容：①现场发生故障或疑问，购买方以书面（或电话、微信等）形式联系供货商，供货商在6小时内响应。②若有需要供货商可提供现场技术服务，在24小时内派技术人员到达现场。单井安全阀控制系统技术规格书单井安全阀控制系统技术规格书1.1总则1.1.1.1主要内容本技术规范对华北油田苏桥地下储气库扩容达产二期工程单井安全阀控制系统的技术要求和采购数量做出规定。本技术规格书是对单井安全控制系统及其相关附件提出的最低技术要求，但不能免除供货商的任何责任，更不能免除政府授权机构对产品的各种要求。对本技术条件的要求没有响应的部分，均被视为认可。对有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如未对本技术条件提出偏离，将被视为供货商提供的产品符合本技术条件。如有偏离都必须清楚地表示在投标文件“偏离表”中。1.2.1.2适用对象本技术要求适用于华北油田苏桥地下储气库扩容达产二期工程单井安全阀控制系统。2安全控制系统技术要求2.1标准及规范供货商除应按照通用技术规格书中列出的标准和规范外，还应在投标文件中提供在本工程中所采用的标准和规范的清单，并应保证其版本为最新版本。（1）GB50236现场设备、工业管道焊接工程施工规范*（2）SY/T7603石油天然气钻采设备井口安全控制系统（3）API14A井下安全阀设备规范（4）APIRP14B井下安全阀系统的设计、安装、维修和操作（5）APIRP14C海上生产平台地面安全系统的分析、设计、安装和测试（6）API1104管道及相关设施焊接标准（7）APIRP574管道系统组件检验推荐作法2.2使用的工况条件（1）基本参数设计运行地层压力：29～48.5MPa；设计单井日注气量：北、南部30×104m3/d；中部35×104m3/d；设计单井日采气量：北、南部32～50×104m3/d；中部48～80×104m3/d；注气期井口压力预测：北、南部25.5MPa～40MPa；中部24.2MPa～39.1MPa；采气期井口压力预测：北、南部12.3～28.6MPa；中部12.1～29.3MPa；采气期井口温度预测：北、南部84.1～93.9℃；中部99.6～108.7℃井底温度：154℃；井口环境温度：-30～41℃；预测井口、温度压力如下表所示：表1北部和南部新钻注采井注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa38.454.74236.832.522.127.119.823.919.7产(注)气量，104m33038504032井口压力，MPa25.540.028.624.523.114.618.713.015.412.3井口温度，°C//93.993.990.490.484.184.184.984.9表2中部新钻注采井井口温度压力注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa33.851.543.13833.924.128.922.124.420.3产(注)气量，104m33554805848井口压力，MPa24.239.129.325.223.114.619.614.015.312.1井口温度，°C//107.4107.4108.7108.799.699.6101.4101.4（2）流体性质数据注入气为陕京来气，其成分组成如下表所示：表3陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46采出CO2、H2S气体含量预测：表4CO2含量预测年份CO2含量(摩尔分数，%)年份CO2含量(摩尔分数，%)20231.702720322.243620241.762820332.277420251.822920342.305720261.88320352.331820271.943120362.355720282.003220372.377420292.063320382.396920302.123420392.414220312.1835表5H2S含量预测年份H2S含量(mg/m3)采气初采气末20236.651.520246.65120256.650.62026550.22027549.82028549.42029448.92030448.52031448.12032447.7（3）采出油品物性：表6采出原油检测结果分析日期20℃密度(g/cm3)50℃密度(g/cm3)100℃密度(g/cm3)50℃粘度(mpa.s)含水量(%)含盐量(mg/L)2021.03.110.8221 凝固点(℃)含硫量(%)沥青质+胶质(%)含蜡量(%)初馏点(℃) 0.05 （4）采出水性质：表7采出水检测结果取样地点分析日期PH值(mg/L)阳离子Na+K(mg/L)阳离子Mg(mg/L)阳离子Ca(mg/L)阴离子Cl(mg/L)阴离子SO4(mg/L)阴离子HCO3(mg/L)阴离子CO3(mg/L)阴离子OH(mg/L)微量元素I(mg/L)微量元素B总矿化度水型苏492020.12.036.53583127.11303.88567.7219.9508.514040氯化钙型苏49K-4X2021.03.1662019.479.3582.2423397.4305.17316.2氯化钙型苏49K-4X2020.12.0365132.2294.32392.5163.8305.121850.6氯化钙型苏49K-P52015.04.10106125.54890.42977.8677.28091.313261.52.819336.2碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.2710.58293.420.579.23970.4541.89439.826521.52.824997.1碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.278836.11.311.2317.621.61416.3132.60.62.32736.7碳酸氢钠型苏49K-P52015.03.278.5574734.356.52977.8812.76742.713261.32.817697碳酸氢钠型（5）套管主要参数及井身结构如下所示：表8新钻注采井井身结构设计表（仅供参考）套管程序井段长度，m钢级尺寸，mm壁厚，mm扣型表层套管0～600600J-5550812.69偏梯技术套管0～34503450N80273.111.43气密D177.8mm尾管3250～48071557P110177.812.65气密4807～5057250P110-3Cr177.812.65气密D114.3mm尾管+筛管5007～505750P110114.37.37长圆～5169112P110114.38.56长圆D177.8mm尾管回接0～2900290095S177.810.36气密2900～3250350P110177.810.36气密参考《苏桥储气库群扩容达产二期初步设计钻井工程》（6）安全控制系统使用寿命不少于30年。*2.3安全控制系统技术要求及规格2.3.1控制对象（代号1WS）用于对单井的井口安全截断装置（SSV）和井下安全阀（SCSSV）进行有效有序的控制（井下安全阀和井口安全截断装置控制参数以最终采购结果为准，以下技术参数为最低技术指标）：2.3.1.1井口安全截断装置控制参数关阀压力开阀压力工作压力800-1500psi,通常情况下，维持压力为1200psi左右。压力达到1000psi以上时，安全阀（截断装置）开始启动；达到3000psi时全开；在压力下降到1000psi时开始关闭；控制系统最高承压需达到6000psi（减压阀后端压力，溢流值可调）。2.3.1.2井下安全阀控制参数井底无压力时,井下安全阀最小开启压力是600psi,最大全开压力是2000psi。当井底无压力时，打到600psi时安全阀阀板开始开启（此时未全打开）。压力到2000psi时阀板完全开启。井下安全阀处有压力时分2种情况：井下压力小于4000psi，安全阀打开的最小压力=井下压力+2000psi+500psi～1000psi（附加值），安全阀打开的最大压力=井下压力+额定工作压力；井下压力大于4000psi，安全阀打开的最小压力=4000psi+2000psi+500psi～1000psi（附加值），安全阀打开的最大压力=4000psi+额定工作压力；井下安全阀液压控制系统最高承压10000psi。2.3.2控制要求（类型代号AHR）（1）逻辑自动控制、单井就地控制；（2）远程控制；（3）中控室显示井下安全阀和井口安全截断装置的状态。2.3.3控制逻辑2.3.3.1安全阀（截断装置）关断条件（1）自动关断安全阀（截断装置）：①遇紧急状态，自动关断井口安全截断装置和井下安全阀；②发生火灾时，自动关断井口安全截断装置和井下安全阀；③在采气树遭到破坏时，自动关断井口安全截断装置和井下安全阀；④在井口压力异常时，自动关断井口安全截断装置；⑤井场逃生处设置总应急关断安全阀（截断装置）开关（ESD），同一井场一键关断（响应自控系统逻辑自动关断安全阀）。（2）人工控制关断安全阀：人工实现就地/远程关断井口安全截断装置和井下安全阀。2.3.3.2安全阀（截断装置）打开条件井口安全截断装置及井下安全阀必须在安全隐患（或事故）解除后井筒及地面管线压力恢复正常时才能打开。打开安全阀（截断装置）必须在现场操作开阀，不得采用远程控制打开安全阀（截断装置）。2.3.3.3安全阀（截断装置）开关程序必须采用有序开关安全阀（截断装置），开关程序如下：关阀程序：先关井口安全截断装置，后关井下安全阀（井下安全阀采用延时关闭，延时时间在4～8秒，间隔时间可调）；开阀程序：按照操作规程，先开井下安全阀，后开井口安全截断装置。2.3.4安全控制系统组成及技术要求2.3.4.1组成及相关技术要求每口单井设一套独立的安全控制系统，单井控制系统由单井操作盘、单井高低压力先导阀、易熔塞、电磁阀、压力变送器(带压力显示)、连接附件（单井控制盘至井口安全截断装置和井下安全阀的连接管件、管嘴）组成。（1）单井控制盘的设计、制造、安装、测试执行标准APIRP14A/14B/14C，液压管路配管执行标准ANSI/APIRP574-2009、API1104、GB50236-2011，压力容器的制造执行标准ASME（ASMEVIII锅炉及压力容器规范.AmericanSocietyofMechanicalEngineers美国机械工程师学会）。单井操作盘的防护等级不低于IP65。（2）单井控制盘为整个控制系统提供洁净液压源，盘内设有手动（Y）+电动（DY）驱动方式（手动、电动自动补压两种方式可独立运行及切换）、储油(回油)箱、过滤器、蓄能器、电磁阀、压力变送器（带独立接地）、过压保护及必要的压力、液位就地指示仪表等，具体应满足如下功能：控制系统采用低压控制，高压驱动。控制系统包括2个手动液压泵（1个完好即可保证正常工作）、1个电动液压泵、过滤器、液压油储存罐（底部应设有排污口，出油口距底部应有一定高度，顶部带有单向放气阀）、液压回油罐、温度补偿器（机械式）、超驰阀、高低压一体化先导阀、易熔塞（安装在采气树上）、电磁阀、机械式阀位指示和液压不锈钢管等所需部件。阀位指示颜色显示装置采用非旋转结构，避免出现卡顿，采用伸缩式变色结构。手动泵选用316材质。卡套接头具有ASMEF1387认证，投标时提供证书资料。调压阀带自排放功能，投标时提供选型资料。执行机构配套液压管路的高压泄压阀，确保采用手动液压泵不会使液压缸发生破裂，并有20%的安全裕度。配套信号液压管路的高压泄压阀，确保信号液压管路不会发生超压。供货商需在签订合同时提供手动泵的的操作力矩和排量，减少操作人员的工作强度，保证首次投产打压应在100次内完成，日常关断后打压不超过50次。设有就地关井/复位按钮，关井按钮按下后，立即关闭井口安全截断装置，井口安全截断装置关闭后延时4～8秒后，关闭井下安全阀。设有易熔塞，当单井发生火灾易熔塞破裂时，能自动关断井口安全截断装置(SSV)，关阀时间不大于4S，然后延迟4S后关断井下安全阀，延迟时间可根据用户要求进行调整。易熔塞耐温为120℃。易熔塞安装高度与采气树顶部高度相同。设有高低压一体化先导阀，当采气管线压力高于或低于设定点时，自动关闭井口安全截断装置。关阀时间不大于4S。高低压先导阀与管线连接通径应不小于1/2”，低压设定点在3MPa、高压设定点在41MPa。高低压先导阀处设有就地压力指示表。高低压先导阀经过隔离测试阀直接安装在井口生产管线的水平管段上，隔离测试阀及与管嘴连接所需变扣接头由供应商根据业主要求提供，执行标准ASMEB16.5CLASS2500RJ。隔离测试阀随高低压先导阀配套供货，隔离测试阀必须采用带泄放阀的针阀（带排放附件、卡套式终端接头、不锈钢引压管、管嘴等），通径不小于1/2”。高低压先导阀信号为液压信号。耐压等级不低于阀门的耐压等级。设有单井远程关断电磁阀功能，井口安全截断装置关断电磁阀2台，井下安全阀关断电磁阀2台，接受集注站控制室的关断指令，对井口安全截断装置和井下安全阀进行远程关断，安全阀（截断装置）关阀时间不大于4S，控制信号为24VDC。当无电压时(电压为0VDC)，相应安全阀（截断装置）关断。仅进行关阀操作，不进行开阀操作。远程关断电磁阀应设有手动控制功能，可以将远程关断功能进行屏蔽，在屏蔽状态下应有明显的标识。电磁阀功率不大于5W。提供必要的温度补偿功能。设有蓄能器,蓄能器需在-25～50C的温度范围、日环境温度变化25C的温度范围内仍能保证液压系统压力稳定；蓄能器入口应安装截止阀和泄压阀，同时具备手动泄压功能，蓄能器应能使用充氮装置进行充气。（3）在每台安全阀（截断装置）液压驱动管路上安装压力变送器，用以指示安全阀（截断装置）的阀位状态，供货商在签订协议时向购买方提供安全阀（截断装置）完全关闭时的液压管路最高压力，当液压驱动管路内的压力不高于该值时，则认为井下安全阀和井口安全截断装置完全关闭。从控制室发出关断信号到安全阀（截断装置）液压驱动管路压力下降到上述压力（即认为安全阀/截断装置完全关闭）所需时间为关阀时间。压力变送器输出信号为4～20mAHART两线制标准信号，精度0.1%，安全等级SIL2，将信号传送至井口仪表间RTU，变送器24VDC供电由RTU供给，带现场显示，电气接口1/2NPT内螺纹。压力变送器需单独预留接地线路。（4）单井控制盘外设防爆接线盒，所有远程控制信号、压力变送器、ESD/TSE压力状态信号均通过接线盒内的端子接线。防爆接线盒上至少留2个1”NPT，2个3/4NPT内螺纹电缆进线口。业主负责提供RTU至单井操作盘的电缆及保护管；供货商提供接线图，并负责电磁阀、压力变送器等到防爆接线盒的电缆、防爆软管、热镀锌钢管等的安装。（5）电磁阀、压力变送器及进出安全控制柜的线路接口应为隔爆型，防爆箱格兰采用316SS或黄铜镀镍，防爆等级不低于ExdIICT4；电磁阀性能等级不低于ASCO，具有国际权威机构（TUV、EXIDA、BV等）颁发的SIL3认证；单井控制盘防护等级不低于IP65。（6）控制盘内所有液压元件、压力、液位仪表必须有较高的过压能力和过压保护功能。（7）液压输出压力可调：压力范围为3600～10000psi。（8）控制系统压力等级：压力范围为80～350psi。（9）液压系统所用液压油能保证系统在环境温度范围内保持一致的工作性能，并且对温度变化不敏感，即热膨胀系数小。所采用的液压油规格为：ESSOJ26，如果供货商有性能优于此规格的液压油，须向购买方推荐，由购买方确定是否采用。需对液压管路进行压力就地指示，压力表的精度不低于1.0级。（10）安全阀（截断装置）驱动源为液压信号，井口安全截断装置液压管线为3/8寸不锈钢管，井下安全阀液压管线为1/4寸不锈钢管。（11）当安全阀（截断装置）关闭后，必须由人工复位，方能进行开阀操作。在人工复位前，井口安全截断装置和井下安全阀均不能开启。（12）需对液压管路进行压力就地指示。（13）储油(回油)箱采用内置式，容积不小于两倍用油总量，具备现场液位指示功能。（14）井下安全阀关闭时，液压油不能回到系统里，需提供回油箱。（15）液压管路必须固定，需要埋地敷设，应穿管保护，保护管需采用镀锌钢管，并予以固定。单井控制柜内具备伴热（独立开关、显示状态）功能，且便于操作查看（无需打开防爆接线盒）；高低压导阀及附属阀件保温，避免冻堵。（16）在正常生产条件下，系统能实现至少一个月内不需补压。（17）控制系统具有紧急关断功能（ESD），当发生意外事件时，按下ESD阀，可关断井口安全截断装置SSV和井下安全阀SCSSV（延时关断）。（18）井口液压油需满足温度-30℃~120℃。2.3.4.2材质要求（1）与介质接触的部件须满足实际工况条件的各项要求，包括耐压、耐温、抗腐蚀、防雨、防砂、防爆、防雷电等。（2）安全控制系统为露天安装，盘柜外壳、防爆接线盒采用不锈钢材质，并配钢化玻璃防护门，满足防爆及所有气象条件要求，控制柜柜体应具备防雨功能。（3）单井安全控制盘采用316SS不锈钢材质；所有的引压管路及接头均采用316SS材质的不锈钢TUBE管；防爆箱采用304SS不锈钢材质。2.3.4.3铭牌要求（1）表面颜色执行中石油标准设计规范（2）铭牌①固定在柜体的外壳上的铭牌应刻有位号、型号和防爆等级等内容。②铭牌的材料应是防腐蚀的金属。③装置表面应清洁、光滑。④操作面板(盘)，应有永久性汉字标识，至少包括以下内容：1)产品名称；2)产品型号；3)低压和高压回路压力（各回路有不同额定工作压力时需要标注）；4)功率；5)易熔塞熔化温度；6)出厂编号；7)产品井号或位号；8）出厂日期9）制造商信息。2.3.4.4安装位置要求单井控制盘安装位置：距离井口3m以上不超过8m。*3供货要求3.1供货范围单井安全控制系统的成套供货范围应包括：单井操作盘、单井高低压力先导阀、易熔塞、电磁阀、压力变送器、连接附件（单井控制盘至井口安全截断装置和井下安全阀的连接管件、管嘴）等3.2供货界面（1）单井操作盘的安装由供货商提供相关的安装材料并负责安装、固定。业主负责控制电缆、通讯电缆及电力电缆采购，管沟施工、电缆的连接、管线及电缆埋地和水泥基础。（2）单井操作盘至井口安全截断装置和井下安全阀的连接、保护套管的敷设、保护工作由供货商完成，供货商应随货提供所有的连接管路和连接件，包括防爆挠性管、Y型防爆密封盒及水溶性填料、镀锌管及液压管线保护盒等。（3）高低压先导阀安装、连接由供货商根据业主要求提供；生产管线上的管嘴由业主提供并焊接。（4）隔离测试阀及与管嘴连接所需变扣接头、压力表由供货商随货提供，该阀门应由双阀组成，且该阀门材质最低为双相不锈钢。（5）井下安全阀和井口安全截断装置分别提供1/4寸液压管线和1/2”FNPT的液压控制接口；供货商需随货提供井下安全阀液压系统液压管路与该接口之间的卡套接头、压力表、屏蔽阀，提供井口安全截断装置液压系统液压管路与该接口之间的卡套接头。3.3供货商要求（1）供货商应在签订合同时提供对产品质量、可靠性、使用寿命、技术服务与相关责任的承诺。（2）供货商采用的产品需在投标文件、签订合同及随货时提供详细清单并经购买方批准。（3）供货商（包含分包商）应在投标文件及签订合同时提供具体服务机构地址、服务工程师配备数量、维修能力等说明，其国内常设服务机构应能够提供足够的备品备件和技术服务。3.4供货产品要求（1）供货商所提供产品及其附件所选用的材料和零件应该是全新的、不存在任何影响性能的缺陷，所提供产品必须是全新未使用过的。（2）购买方使用安全控制系统时发生性能不合格等质量问题和运输中出现问题，供货商应赔偿由此带来的所有损失和费用。（3）供货商应从工程长期运行的角度来统筹设计、选择、制造和供应，应利用目前最适当的技术确保安全控制系统的安全可靠运行。（4）文件暴露的密封面应加以保护，防止在运输过程中受到机械损伤。3.5供货资料要求（1）在接到订单后两周内，供货商应提交下列图纸的六份副本：①标有参考号和材料规范的所有部件的详细剖面图。②标明全部尺寸和特征的装配图。（2）供货商应向购买方随货提供以下证书的六份副本：①元器件及配件的原产地证明。②验收合格及产品质量合格证。③相关的制造和测试标准（若为英文版需提供中文对照版）。④按照有关标准制造的控制盘所用材料化学分析和机械特性相关的工厂测试证书，包括测试时间和压力记录的控制盘测试证书。⑤所有仪表首检证书。⑥逻辑控制图、液压系统图、电气原理图、仪表控制接线图和设备材料配置表，并且要标明生产地。⑦货物安装、使用和维护手册（若为英文版需提供中文对照版）。⑧装箱清单。2.4采购清单2.1.4.1说明本清单仅包括单井安全阀控制系统总成。2.2.4.2供货数量设备名称压力等级单位单井采购数量井数总采购数量备注单井安全阀控制系统10000psi套188含全套材料、配件序号配件名称规格单位数量1电动泵不低于0.9L/min,10000psi件82高压手动泵10000psi件83低压手动泵不低于5000psi件84液体减压阀 入口10000psi,出口50～6000psi,316SS件85液体减压阀 入口5000psi,出口5～150psi，316SS件86溢流阀5000～10000psi,316SS,件87溢流阀3500～4500psi316SS件88溢流阀50～300psi,316SS,件89压力表φ63,0～10000psi,轴向面板安装,充油,316L,接口1/4"MNPT件1610压力表φ63,0～6000psi,轴向面板安装,充油,316L,接口1/4"MNPT件1611压力表φ63,0～230PSI,轴向面板安装,充油,316L,接口1/4"MNPT件1612压力表0-10000PSI，配合屏蔽针阀安装，充油，316L，接口1/4"MNPT，用于井边屏蔽井下安全阀后仍可显示液控压力件1613屏蔽针阀10000PSI,1/4"NPT，用于井边屏蔽井下安全阀液控压力，接1/4"MNPT压力表及1/4"液控管线件1614电磁阀125psi,24VDC,二位三通,液体,常闭,316SS,防爆ExdIICT4,接口1/4"FNPT,电接口1/2"FNPT,TUV/EXIDA认证，安全等级SIL3件3215中继阀150psi，液体,两位三通,316SS,红色手柄件816150psi，液体,两位三通,316SS,黑色手柄件817Interface valve 10000psi,二位三通,液控,常闭件82.3.4.3售后材料配件及专用工具供货商应提供产品在投产试运行及确保质保期内产品正常运行所必需的售后材料配件及专用工具，在质保期内随售后服务提供，且含在本次报价中。5技术服务及验收5.1工厂验收供货商应根据本规格书有关规范进行工厂测试，证明设备的性能完全符合该产品质量检验标准，并随货提交一式三份完整、具有签署及日期的、装订成册的质量检验报告。工厂测试必须按照APIRP14A/14B/14C及SY/T7603-2020的要求进行，如果制造商的标准比API标准更严格，则应按照制造商的标准进行。供货商必须对所供系统进行100%的试验和检验，其内容至少应包括：1)压力表测试（包括校验校准）；2)外观检验；3)保压试验；1.5倍工作压力下的泄漏测试；4)逻辑及功能测试。（1）监督及检验为确保安全控制系统能够达到设计及制造要求，购买方派技术人员前往安全控制系统制造及成套组装工厂所在地进行生产过程监督及出厂验收。在制造及成套组装工厂所在地所发生的费用由供货商承担。（2）外观检测单井安全控制系统出厂时要做外观检测，检查内容包括：单井安全控制系统设备型号、名称、特性标牌是否正确，外观是否有瑕疵，外形尺寸和安装尺寸与提供的安装图纸是否相符等。（3）设备到达现场后，供货商需派出代表配合购买方进行现场开箱清点，在货物检验中若发现破损、短缺、不符合技术要求等方面的质量问题，由供货商负责更换，并将更换的设备运抵现场。（4）设备安装完成应进行现场测试，须测试合格后验收。现场测试至少应包括以下内容：1)外观检验；2)保压试验；1.5倍工作压力下的泄漏测试；3)逻辑及功能测试。5.2现场验收（1）在现场具备安装调试条件后或在保修期以内购买方以书面（或电话、微信等）形式通知供货商进行现场服务时，供货商在24小时内派代表到购买方现场，负责安装调试。（2）设备安装调试完成后，由业主组织最终验收，验收应按照APIRP14A/14B/14C、GB50093进行。（3）准许购买方的检查人员进入制造厂并给予必要的方便和资料使其能圆满地完成检查。（4）对工厂试验的验收并不意味可以解除在保证单井安全控制系统的规定工作条件下的性能方面对供货商的要求。而检查本身也不会减轻供货商所负有的任何责任。*5.3培训及服务供货商负责对安全控制系统供货范围所涉及的技术服务，包括现场技术讲解、技术交底、现场检验、现场安装、现场试压、现场技术服务、操作培训等。5.4售后服务（1）质量保证期：自现场测试、安装、调试完成并最终验收合格之日起至少24个月。（2）供货商在安装、井口试验、投产过程及质保期内进行免费技术服务，协同解决有关技术问题。质保期内服务包括但不限于以下内容：①在质保期内档产品出现故障或性能不能满足时，供货商应按照购买方要求排出故障，直到产品正常运行；②质保期内，当产品需要维修或更换配件时，供货商需派遣有经验的技术服务人员到场进行技术支持；③在现场具备安装调试条件后或在质保期内购买方以书面（或电话、微信等）形式通知供货商进行现场服务时，24小时内做出相应应对方案，并派遣服务人员到场维护。④质保期内，供货商负责对业主提出的质量疑问做出书面答复，确属质量问题，供货商及时采取保护措施且免费更换。（3）质保期后，对所提供产品出现的问题，供货商有责任进行免费技术指导。质保期外服务包括但不限于以下内容：①现场发生故障或疑问，购买方以书面（或电话、微信等）形式联系供货商，供货商在6小时内响应。②若有需要供货商可提供现场技术服务，在24小时内派技术人员到达现场。井口安全截断装置技术规格书苏4、苏49地下储气库界面监测井井口安全截断装置技术规格书1总则1.1主要内容本技术规范对华北油田苏4、苏49地下储气库界面监测井的井口安全截断装置的技术要求和采购数量做出规定。本技术规格书是对单井井口安全截断装置及其相关附件提出的最低技术要求，但不能免除供货商的任何责任，更不能免除政府授权机构对产品的各种要求。对本技术条件的要求没有响应的部分，均被视为认可。对有关安全、环保等强制性标准，必须满足其要求。如未对本技术条件提出偏离，将被视为供货商提供的产品符合本技术条件。如有偏离都必须清楚地表示在投标文件“偏离表”中。1.2适用对象本技术要求适用于华北油田苏4、苏49地下储气库界面监测井（适用于苏4-1井、苏49井）的井口安全截断装置。2井口安全截断装置技术要求2.1标准及规范供货商除应按照通用技术规格书中列出的标准和规范外，还应在投标文件中提供在本工程中所采用的标准和规范的清单，并应保证其版本为最新版本。*（1）SY/T7603石油天然气钻采设备井口安全控制系统*（2）APISpec6A21版井口装置和采油树设备规范*（3）APISPEC14D井口地面安全阀&海上平台地面安全2.2使用的工况条件2.2.1工程环境条件该段地区属温带、暖温带大陆性季风气候。冬季寒冷干燥少雪，春季干旱少雨多风，夏季炎热多雨常沥涝，秋季天气晴朗少阴雨，四季分明，寒暑悬殊，冬夏长，春秋短，沿线所经地区年日照时数2400～2700小时，全年太阳辐射总量4647×106～5526×106J/m2，1月平均温度-4.5～-2.5℃，7月平均温度25.8～26.8℃，无霜期205～220天，年平均降水量500～550mm，干燥度1.3～1.5，属北方长日照地区，蒸发量大于降水量。降水多集中在6至9月份，春旱夏涝、晚秋时又旱的情况经常发生。表1主要气象数据表气温(℃)年平均气温11.5历年最高气温40.2历年最低气温-29.6地温(℃)年平均地温0.8m处13.01.6m处13.3最冷月平均地温0.8m处2.21.6m处6.2降水量(mm)平均(mm)508.7历年最大(mm)832.1历年最小(mm)84.3风速平均风速(m/s)2.8最大风速(m/s)40.0最大冻深(m)0.66覆冰厚度（mm）10污秽等级（级）Ⅳ雷暴日数（d/a）29.4主要断裂及地震基本烈度：霸州市地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。永清县地震动峰值加速度为0.1g～0.15g，相当于抗震设防烈度VII度区。2.2.2苏4储气库工程环境参数（1）苏4潜山凝析气藏，产气层位为古生界奥陶系峰峰组和上马家沟组，平均气层中部深度4700m，原始地层压力47.9MPa，原始地层温度156℃，气藏盖层为古生界石炭～二叠系，厚度达1000余米。（2）基本参数地层压力：28MPa～48MPa；库内新钻井井口压力预测：11.94MPa～39.78MPa；库内新钻井井口温度：71.103～93.126℃(采气）；井底温度：156℃；环境温度：-29～41℃；库内新钻井预测井口、温度压力如下表所示：表2基本参数表(仅供参考)方案高 部 位中 低 部 位南 部注气采气注气采气注气采气初期末期初期末期初期末期初期末期初期末期初期末期地层压力，MPa284848282848284828484828井底流压，MPa34.7952.2543.3318.9132.250.5745.2923.0532.250.5745.2823.03产(注)气量104m3/d505050504040404030303030日产油量，m3/d//030//020//018日产水量，m3/d//05//015//015井口压力，MPa25.1939.7832.311.9423.1038.2634.1615.7823.1238.3133.9715.84井口温度，°C//93.126//82.747//71.103注:依据《苏4储气库扩容达产初步设计注采工程方案》（3）苏4储气库的注入气均是陕京来气，注入气为干气。表3陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46表4近年来井口气体检测情况表分析日期2022.12.152022.02.242022.01.18N20.5991.0210.493C192.77590.63492.181CO21.4981.7261.596C23.8224.7034.248C30.8111.1180.894IC40.1430.2040.161NC40.1750.2610.199IC50.0590.0940.071NC50.0440.0740.053C610.0140.0330.021C620.020.0380.026C630.0130.0270.017C7+0.0260.0670.039相对密度0.60340.62040.6086平均分子量17.517.9917.65空气含量(%)H2S含量(ppm)151110（4）采气井采出油品物性如下表所示：表5近年来采出油情况表分析日期20℃密度(g/cm3)50℃密度(g/cm3)100℃密度(g/cm3)50℃粘度(mpa.s)含水量(%)含盐量(mg/L)凝固点(℃)含硫量(%)沥青质+胶质(%)含蜡量(%)初馏点(℃)2020.12.220.85230.07（5）采气井采出水性质如下表所示：表6采出水物性参数表分析日期PH值(mg/L)阳离子Na+K(mg/L)阳离子Mg(mg/L)阳离子Ca(mg/L)阴离子Cl(mg/L)阴离子SO4(mg/L)阴离子HCO3(mg/L)总矿化度水型2020.12.03650.34.742.262.84.9203.4368碳酸氢钠（6）套管主要参数及井身结构如下所示表7界面监测井（苏4-1井）井身结构设计表套管类型规格钢级壁厚内径下入深度固井质量水泥返深表层套管339.70J559.65320.43201.82合格地面技术套管244.48P11011.9220.683320.78合格2373.4油层套管177.8P1109.19159.424458.75合格1114.4尾管127.00P1109.19108.624258.39-5048合格4313.0表层套管：D339.7mmx201.82m水泥返深：1114.4m水泥返深：2373.4mD244.48mmx3320.78mD127mm悬挂器：4258.39m水泥返深：4313.00mD177.8mmx4458.75m生产井段：4480.6m-4593.8m灰面：4944.68m生产井段：4970.0m-4990.0m人工井底：5030.17mD127mmx5048.00m完井深度：5050.00m图1苏4储气库界面监测井（苏4-1）井身结构示意图（7）采用27/8″（壁厚5.51mm）超级13Cr-110钢级抗硫气密封油管。2.2.3苏49储气库工程环境参数（1）苏49储气库气层顶部埋深4700m，地层温度154℃，气藏原始地层压力48.92MPa，改建储气库后设计运行压力（地层压力）29～48.5MPa。（2）基本参数设计运行地层压力：29～48.5MPa；库内新钻井井口压力预测：北、南部25.5MPa～40MPa；中部24.2MPa～39.1MPa；库内新钻井井口压力预测：北、南部12.3～28.6MPa；中部12.1～29.3MPa；库内采气期井口温度预测：北、南部84.1～93.9℃；中部99.6～108.7℃井底温度：154℃；井口环境温度：-29～41℃；库内新钻井预测井口、温度压力如下表所示：表2北部和南部新钻注采井注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa38.454.74236.832.522.127.119.823.919.7产(注)气量，104m33038504032井口压力，MPa25.540.028.624.523.114.618.713.015.412.3井口温度，°C//93.993.990.490.484.184.184.984.9表3中部新钻注采井井口温度压力注采运行参数项目注 气采 气初期末期初期高峰期中后期末期地层压力，MPa2948.548.544443737323229井底压力，MPa33.851.543.13833.924.128.922.124.420.3产(注)气量，104m33554805848井口压力，MPa24.239.129.325.223.114.619.614.015.312.1井口温度，°C//107.4107.4108.7108.799.699.6101.4101.4（3）流体性质数据注入气为陕京来气，其成分组成如下表所示：表4陕京线天然气组份组分C1C2C3iC4nC4iC5nC5C6+N2CO2上限（mol%）95.071.910.280.040.040.020.010.070.212.37下限（mol%）96.192.170.40.070.070.030.010.060.490.46采出CO2、H2S气体含量预测：表5CO2含量预测年份CO2含量(摩尔分数，%)年份CO2含量(摩尔分数，%)20231.702720322.243620241.762820332.277420251.822920342.305720261.88320352.331820271.943120362.355720282.003220372.377420292.063320382.396920302.123420392.414220312.1835表6H2S含量预测年份H2S含量(mg/m3)采气初采气末20236.651.520246.65120256.650.62026550.22027549.82028549.42029448.92030448.52031448.12032447.7（4）采出油品物性：表7采出原油检测结果分析日期20℃密度(g/cm3)50℃密度(g/cm3)100℃密度(g/cm3)50℃粘度(mpa.s)含水量(%)含盐量(mg/L)2021.03.110.8221凝固点(℃)含硫量(%)沥青质+胶质(%)含蜡量(%)初馏点(℃) 0.05 （5）采出水性质：表8采出水检测结果分析日期PH值(mg/L)阳离子Na+K(mg/L)阳离子Mg(mg/L)阳离子Ca(mg/L)阴离子Cl(mg/L)阴离子SO4(mg/L)阴离子HCO3(mg/L)2020.12.036.53583127.11303.88567.7219.9508.5阴离子CO3(mg/L)阴离子OH(mg/L)微量元素I(mg/L)微量元素B总矿化度水型14040氯化钙型（6）套管主要参数及井身结构如下所示：表9界面监测井（苏49井）井身结构设计表名称规格(mm)钢级壁厚(mm)内径(mm)下入深度(m)水泥返深(m)固井质量表层套管339.72J559.65320.43211.8120技术套管244.48P11011.05/10.03222.38/224.423019.46144.4合格油层套管177.8P11011.51/9.19/11.51154.78/159.42/154.784752.013241.8合格尾管127.0P1109.19108.624566.41-51224566.41合格水泥返深：20.00m一水泥返深：144.40m表层套管：D339.73mmx211.81m技术套管：D244.48mmx3019.46m一水泥返深：3241.80mD127mm悬挂器：4566.41m一水泥返深：4566.41m油层套管：D177.8mmx4752.01m4846.0m111.6m/25层5027.0m灰面：5053.80m尾管：D127mmX5122.00m完钻井深：5250.00m图1苏49储气库界面监测井（苏49井）井身结构示意图（7）采用27/8″（壁厚5.51mm）超级13Cr-110钢级抗硫气密封油管。2.3井口安全截断装置技术要求及规格*2.3.1主要技术规格（1）井口安全截断装置尺寸：29/16″；（2）工作压力：70MPa（10000psi）；液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）；（3）温度等级：P-U；（4）耐腐蚀材料等级：FF；（5）符合APISpec6A21版PSL-3GPR2要求。（注：PSL-3G的补充名称）*2.3.2技术及性能要求（1）井口安全截断装置必须满足气密封性要求，能适应长期循环注采气的工况条件（如温度、压力、配产、腐蚀性气体等），使用寿命不少于30年。（2）井口安全截断装置关断时间≤4秒。（3）井口安全截断装置阀体为整体模锻锻造，以及阀座和阀板之间为全金属密封，不需加注密封脂；使用双向浮动密封阀门，密封等级达到APISpec6A21版气密封性要求。（4）选用70MPa(10000psi)井口安全截断装置，各法兰密封槽及密封钢圈等本体密封部位必须采用防腐不锈钢材料，耐温P-U级，材料级别FF。液压系统压力等级不低于35MPa（5000psi）。（5）阀门应为平行反向单闸板的双阀座结构，双向密封，双向流动，阀腔内压可自动泄压。阀门设计应有防止污物在阀门半开半关时进入阀腔的措施。（6）阀座和闸板的密封表面，要求具有优良的耐腐蚀性、耐磨损性、耐高温性、抗折性和抗冲击性。表面硬度不低于HRC45，能有效的耐介质的冲刷。（7）应在阀座尾部增设防细微杂质沉淀特殊结构，保证阀门的阀座尾部不积垢，使阀门的开关力矩不会随使用时间增长而增大，操作扭矩符合相关标准。（8）阀杆的密封应采用自紧式密封以有效的防止泄漏，密封材料应考虑抗硫措施。（9）按照APISpec6A21版PSL-3GPR2标准要求对部件进行压力和功能试验，并应进行水下整体气压产品安全试验。（10）井口安全截断装置与采气树配套使用，各项性能参数（材料等级、压力等级、尺寸参数、连接法兰等）必须与对应井的采气树性能参数保持一致。（11）井口安全截断装置与管线连接的焊颈法兰能够实现连接并保持气密性。*3供货要求3.1供货范围井口安全截断装置的供货范围应包括：井口安全截断装置（含执行机构）及其配套附件，连接采气树的一侧提供法兰密封连接所需螺栓、螺母、钢圈，连接生产管线的一侧安装好盲法兰（包括盲法兰、螺栓、螺母、钢圈），1/2NPT”F接头等（包括各附加密封包一套）。3.2供货商要求（1）供货商应在签订合同时提供对产品质量、可靠性、使用寿命、技术服务与相关责任的承诺。（2）供货商采用的产品需在投标文件、签订合同及随货时提供详细清单并经购买方批准。（3）供货商（包含分包商）应在投标文件及签订合同时提供具体服务机构地址、服务工程师配备数量、维修能力等说明，其国内常设服务机构应能够提供足够的备品备件和技术服务。3.4供货产品要求（1）供货商所提供产品及其附件所选用的材料和零件应该是全新的、不存在任何影响性能的缺陷，所提供产品必须是全新未使用过的。（2）购买方使用井口安全截断装置时发生性能不合格等质量问题和运输中出现问题，供货商应赔偿由此带来的所有损失和费用。（3）供货商应从工程长期运行的角度来统筹设计、选择、制造和供应，应利用目前最适当的技术确保井口安全截断装置的安全可靠运行。（4）裸露的密封面应加以保护，防止在运输过程中受到机械损伤。（5）所有装置试验后和贮存与运输前，应排放干净和润滑。（6）运输前，零件和装置裸露的金属表面应涂上50℃以下不会变成流体的防锈层。（7）单件密封垫环在贮存和运输时应装箱或包装。3.5供货资料要求（1）供货商需按以下要求提交证书类副本六份：①供货商应在投标文件及签订合同时提供设备制造商的APISpec6A21版PR2PSL-3G规格的认证证书。②供货商需随货提供井口安全截断装置的整体水下气压密封产品安全检验报告（包含检测流程、步骤、标准、方法及检测内容和数据的详细记录）、验收合格证及产品质量合格证。③供货商需随货提供井口安全截断装置的原产地证明。（2）供货商需按以下要求提交图纸说明类副本六份：①供货商需在签订合同及随货提供井口安全截断装置的详细技术参数、详细结构图（含尺寸）、附件或配件、易损件和密封件的清单，并在详细结构图中说明。②供货商需随货提供井口安全截断装置的详细安装说明书、操作使用说明书、维护手册（若为英文版需提供中文对照版，且所使用单位应提供国际标准单位）。③随货提供装箱清单。4采购清单4.1说明本清单仅包括井口安全截断装置（含执行机构）及附加密封包。4.2供货数量表8井口安全截断装置清单名 称单井用量单井采购量井数总采购量井口安全截断装置（含执行机构）1122密封包11224.3备品备件及特殊工具供货商应提供产品在投产试运行及确保质保期内产品正常运行所必需的备品备件及专用工具，且含在本次报价中。5技术服务及验收5.1工厂验收（1）工厂测试必须按照APISpec6A21版PSL-3GPR2的要求进行，如果制造商的标准比API标准更严格，则应按照制造商的标准进行。（2）供货商应根据本规格书有关规范进行工厂测试，证明设备的性能完全符合该产品质量检验标准，并随货提交一式三份完整、具有签署及日期的、装订成册的质量检验报告。（3）外观检测单井地面安全系统出厂时要做外观检测，检查内容包括：井口安全截断装置的设备型号、名称、特性标牌是否正确，外观是否有瑕疵，外形尺寸和安装尺寸与提供的安装图纸是否相符等。（4）监督及检验：①为确保井口安全截断装置能够达到设计及制造要求，购买方派技术人员前往井口安全截断装置的制造及组装工厂所在地进行生产过程监督及出厂验收。在制造及组装工厂所在地所发生的费用由供货商承担。②供货商应确保所提供井口安全截断装置已通过气压密封测试，购买方若委托第三方进行生产过程监督及检验，所发生相关费用由供货商承担。（5）对工厂试验的验收并不意味可以解除在保证井口安全截断装置的规定工作条件下的性能方面对供货商的要求。而检查本身也不会减轻供货商所负有的任何责任。5.2现场验收（1）设备到达现场后，供货商需派出代表配合购买方进行现场开箱清点，在货物检验中若发现破损、短缺、不符合技术要求等方面的质量问题，由供货商负责更换，并将更换的设备运抵现场。（2）在现场具备测试条件时或在保修期以内购买方以书面形式通知供货商进行现场服务时，供货商在24小时内派代表到购买方现场，负责测试、调试。（3）测试、调试完成后，由业主组织最终验收，验收应按照APISpec6A21版进行。*5.3培训及服务供货商负责对采气井口供货范围所涉及的技术服务，包括现场技术讲解、技术交底、现场检验、现场调试、现场技术服务、操作培训等。5.4售后服务（1）质量保证期：自现场安装、测试、调试完成并最终验收合格之日起至少24个月。（2）供货商在井口安全截断装置安装、测试、调试、投产过程及质保期内进行免费技术服务，协同解决有关技术问题。质保期内服务包括但不限于以下内容：①在质保期内档产品出现故障或性能不能满足时，供货商应按照购买方要求排出故障，直到产品正常运行；②质保期内，当产品需要维修或更换配件时，供货商需派遣有经验的技术服务人员到场进行技术支持；③在现场具备调试条件后或在质保期内购买方以书面（或电话、微信等）形式通知供货商进行现场服务时，供货商应在4小时内做出答复，24小时内做出相应应对方案，并派遣服务人员到场维护。④质保期内，供货商负责对业主提出的质量疑问做出书面答复，确属质量问题，供货商及时采取保护措施且免费更换。（3）质保期后，对所提供产品出现的问题，供货商有责任进行免费技术指导。质保期外服务包括但不限于以下内容：①现场发生故障或疑问，购买方以书面（或电话、微信等）形式联系供货商，供货商在6小时内响应。②若有需要供货商可提供现场技术服务，在24小时内派技术人员到达现场。中国石油22大类井口安全截断装置及井口安全阀控制系统采购（储气库）招标文件招标编号：，HBYT-ZBZX-WZZB-2025-0281招标人：，华北石油管理局有限公司项目负责单位：华北石油管理局有限公司物资分公司招标实施单位：华北石油管理局有限公司招标中心2025年05月30日目录第一章招标公告第二章投标人须知投标人须知前附表1.总则2.招标文件3.投标文件4.投标5.开标6.评标7.合同授予8.纪律和监督9.是否采用电子招标投标10.需要补充的其他内容第三章评标办法（综合评估法）评标办法前附表详细评审1.评标方法2.评审标准3.评标程序第四章合同条款及格式第五章供货要求第六章投标文件格式一、投标函二、承诺书三、报价明细表四、商务和技术偏差表五、投标人基本情况简介六、近年财务状况表（无需提供）七、近年完成的同类业绩情况表（如有）八、正在供货和新承接的业绩情况表（无需提供）十、制造商授权书（无需提供）十一、投标产品技术性能详细描述（须提供）十二、技术支持资料（如有）十三、技术服务和质保期服务计划（如有）十四、技术服务方案（如有）十五、投标人的HSE管理及响应（须提供）十六、其他资料（如有）第一章招标公告一、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（资金来源）已落实，具备招标条件。二、项目概况与招标范围2.1招标范围：22大类井口安全截断装置及井口安全阀控制系统采购（储气库），2个标包共7项物资。该项目物资估算金额221.56万元。2.2交货时间：按用户单位要求自合同订立之日起60日内一次性交清。2.3交货地点：卖方送货至河北廊坊华北石油管理局储气库项目部指定地点。2.4标包划分：本项目划分为2个标包，第一标包：控制系统，1项物资；第二标包：截断装置，6项物资。2.5其他内容详见招标文件。三、投标人资格条件本项目不接受联合体投标，采取资格后审方式，合格投标人应满足以下条件：1.具备合格有效法人（或其他组织）营业执照的制造商。2.实缴资本500万元人民币及以上；（实缴资本，以在国家企业信用信息公示系统中查询为准，网址http://www.gsxt.gov.cn）3.第二标包投标人必须具有所投产品合格有效的型式试验报告；4.法律、行政法规规定的其他条件。四、招标文件的发售与获取4.1招标文件发售时间：有效时间2025-05-3020:00:00至2025-06-0920:00:00(北京时间）。4.2招标文件售价：200元人民币(含税）每标包，除招标人原因项目终止或购买招标文件不足3家且未开标的可退还招标文件购买费用以外，其它情况售出不退！4.3招标文件的获取4.3.1请在文件发售期内通过中国石油电子招标投标交易平台报名及购买招标文件。4.3.2购买招标文件需安装昆仑银行支付控件，订单支付成功后，需点击支付界面订单后边的“获取订单状态”同步订单状态。4.3.3交费成功后，既视为招标文件已经售出，潜在投标人可下载招标文件电子文档。五、投标文件的递交5.1递交投标文件截止时间为：2025-06-2008:00:00（北京时间，24小时制）。5.2递交方式：通过中国石油电子招标投标交易平台网上递交。5.3投标人需在截止时间之前完成投标文件的编制、签名、加密、上传及验签操作。递交截止时间前未能成功上传投标文件，投标将被拒绝。5.4投标保证金:第一标包3万元（叁万元）人民币；第二标包1万元（壹万元）人民币。六、开标开标时间：2025-06-2008:00:00（北京时间，24小时制）。开标方式：通过中国石油电子招标投标交易平台，网上进行。七、技术支持投标人注册、UKey办理、信息变更的办理及投标操作咨询中油物采信息技术有限公司服务电话:4008800114-语音导航转-电子招标平台八、招标人及招标机构信息招标人：华北石油管理局有限公司地址：河北省任丘市招标机构：华北石油管理局有限公司招标中心地址：河北省任丘市建设中路1号勘探开发研究院西侧100米联系人：徐女士（请在工作时间联系--8:00:00至17:30:00）电话：0317-2705073电子邮件：el_xuch@petrochina.com.cn招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。第二章投标人须知投标人须知前附表条款号条款名称编列内容1.1.2招标人见招标公告1.1.3招标实施单位见招标公告1.1.4招标项目名称见招标公告1.1.5工程项目名称/1.2.1资金来源及比例投资，100%1.2.2资金落实情况见招标公告1.3.1招标范围见招标公告1.3.2交货期见招标公告1.3.3交货地点见招标公告1.3.4质量标准所供产品质量合格，详见第五章供货要求。1.4.1投标人资质条件、能力、信誉见招标公告1.4.2是否接受联合体投标不接受□接受，应满足下列要求：联合体资质按照联合体协议约定的分工认定。1.4.3投标人不得存在的其他情形详见本章1.4.31.9.1投标预备会不召开。□召开，召开时间：召开地点：1.9.2投标人在投标预备会前提出问题时间：/形式：/1.10.1分包不允许□允许，分包内容要求：分包金额要求：对分包人的资质要求：1.11.1实质性要求和条件见第三章评标办法（形式评审标准、资格评审标准、响应性评审标准）及招标公告或投标邀请书中投标人资格要求。1.11.3其他可以被接受的技术支持资料/2.1构成招标文件的其他资料/2.2.1投标人要求澄清招标文件时间：投标人认为招标文件存在歧视性条款或需要招标人澄清回复的，应在投标截止期10日以前一次性全部提出。形式：在中国石油电子招标投标平台上提出澄清，包括word格式和加盖公章的PDF格式文件□邮件发送书面澄清2.2.2招标文件澄清发出的形式在中国石油电子招标投标平台上发出澄清□邮件发送书面澄清2.2.3投标人确认收到招标文投标人自行登录中国石油电子招标投标交易平台，及时查收阅读澄清条款号条款名称编列内容2.2.3件澄清文件。2.3.1招标文件修改发出的形式在中国石油电子招标投标平台上发出澄清□邮件发送书面澄清2.3.2投标人确认收到招标文件修改投标人自行登录中国石油电子招标投标交易平台，及时查收阅读修改文件。2.4投标人对招标文件的异议时间：投标截止时间10日前，一次性全部提出。形式：在中国石油电子招标投标平台上提出澄清。澄清内容以word版和加盖公章的PDF版的形式提出□邮件发送书面澄清3.2.3最高投标限价□无有，最高投标限价（单价）详见第五章供货要求。3.2.4投标报价的其他要求1.投标报价不含13%增值税，含运杂费、包装费、装卸费、指导安装调试费等交付用户使用的全部费用；2.投标人的投标报价（单价）超出规定的最高投标限价（单价）的，其投标将被否决。3.本项目是以不含税的投标总报价来进行评审，所以价格文件物料明细表中各行物资报价的税率统一填写为0；税率未按0填写的投标报价将以评标委员会修正后的不含税评标价参与评审。3.3.1投标有效期自投标截止之日起90日历日。3.4.1投标保证金1.投标保证金金额：详见招标公告。2.递交截止时间：同投标文件递交截止时间。3.投标保证金有效期与投标有效期一致。4.投标保证金递交方式：在线支付。递交步骤：（1）保证金钱包充值：投标人在投标文件递交截止时间前的银行对公业务时间（早上8：30-下午16：30），从银行基本存款账户通过转账形式，向设在昆仑银行的电子招投标保证金递交账户中转入需交投标保证金金额等额的资金；（2）保证金递交：投标人完成充值后，登陆中国石油电子招标投标交易平台，进入所参与投标项目的主控台---投标>递交投标保证金---钩选所投标包---点击支付---点击刷新，购买状态为“已付款”，保证金完成递交。未完成以上操作的，视为投标保证金未递交。5.投标保证金递交账户信息：v开户行：昆仑银行股份有限公司大庆分行v行号：313265010019v账户名：昆仑银行电子招投标保证金v账号：26902100171850000010v昆仑银行客服电话：40066965693.4.4投标保证金不予退还的其他情形在本项目招标投标过程中存在串通投标、弄虚作假、行贿等失信行为。3.6.1是否允许递交备选投标方案不允许□允许3.7投标文件的编制1.投标人应使用中国石油电子招标投标交易平台提供的最新版本的投标文件编写工具制作投标文件。2.投标人应以最新版的招标文件数据文件（ebid格式）编写投标文件。条款号条款名称编列内容3.7投标文件的编制3.投标文件应用中国石油电子招标投标专用U-Key（企业公章）进行数字签章并加密后，分别生成投标文件商务、技术（如有）、价格电子文档（具体以招标文件要求为准）。4.未按上述要求制作的投标文件，中国石油电子招标投标交易平台拒收；具体操作参见投标人操作手册，中国石油电子招标投标交易平台提供下载。4.2投标文件的递交按照“投标人用户手册”中的操作要求进行电子投标文件的信息关联、签章、加密和上传后，上传文件的附件状态应为“验签完成”。点击验签确认，当前状态为“已确认”，且下方出现“撤标”按键，视为成功递交投标文件，其它状态均为投标失败。4.2.1递交投标文件截止时间见第一章招标公告。投标人须在截止时间之前完成投标文件的编制、数字签章、加密、上传及验签操作，并保证文件的完整性。如在投标截止时间前未能成功上传投标文件，视为撤回投标文件。投标截止时间后上传提交的投标文件，中国石油电子招标投标交易平台拒收。5.1开标1.开标时间：同递交投标文件截止时间。2.开标方式：互联网在线开标。3.开标平台：中国石油电子招标投标交易平台。4.开标过程：通过中国石油电子招标投标交易平台的数字化虚拟开标大厅进行，完成对所有有效提交的投标文件的实时解密和开标结果公布。6.1.1评标委员会的组建评标委员会构成：共5人,其中招标人代表1人，专家4人；评标专家确定方式：中国石油天然气集团有限公司专家库中随机抽取6.3.1评标方法综合评估法6.3.2评标委员会推荐中标候选人的数量当各标包有效投标为3家以上时，推荐前3名为中标候选人；当各标包有效投标不足3家评标委员会认定具有竞争性未否决全部投标时，全部推荐为中标候选人。7.1中标候选人公示媒介及期限公示媒介：中国石油招标投标网，依法必须招标项目同步推送中国招标投标公共服务平台。公示期限：不少于3日。7.4确定中标人是否授权评标委员会确定中标人：否□是1.招标人按照各标包中标候选人排名顺序确定排名第一的中标候选人为中标人。2.如中标人放弃中标、因不可抗力不能履行合同、不按照招标文件要求提交履约保证金，或者被查实存在影响中标结果的违法行为等情形，不符合中标条件的，招标人可以按照评标委员会提出的中标候选人名单排序依次确定其他中标候选人为中标人，也可以重新招标。7.6.1履约保证金是否要求中标人提交履约保证金：不要求□要求，金额：¥万元；形式：。9是否采用电子招标投标是，具体要求：所有招标投标活动均通过中国石油电子招标投标交易平台完成。10.1重新招标失败直接开标评标□转为非招标采购。具体以招标机构向潜在投标人（或投标人）发出条款号条款名称编列内容10.1重新招标失败的邀请书和采购文件为准。10.2资料费发票领取1.购买招标文件资料费发票（增值税专用发票）采用邮递方式送达投标人（费用到付）。2.请投标人务必在项目开标后（避免投标人信息泄露），通过登录下面网址或扫描二维码填写发票邮递信息。3.发票邮寄信息填写必须准确。项目编号以本招标文件封面“HBYT-ZBZX-...”格式内容为准。发票开具后我方将按所填写信息办理到付邮寄业务。4.如投标人未按要求填写或填写信息有误造成邮寄问题，由投标人自行承担相应责任。招标人仅代替保管发票一年。发票邮寄信息填写链接和二维码：https://jstxqq.cnpc.com.cn:10085/qiqiao/runtime/?corpAB=wl6e538311bc#/0d9e87364c71363591fcbb838a38d02a/zd9e0/659f94f2e9126e35e49205cd/66156ee090c7766cf20a0537/externalForm5.如投标人需邮寄发票且无法根据链接和二维码填写邮寄信息的，请将邮寄信息发送至招标公告邮箱（el_xuch@petrochina.com.cn），发送前勾选“已读回执”，如未及时回执请拨打0317-2705073。10.3需要补充的其他内容1.本招标文件中所称的“以上”、“以下”、“以内”、“届满”，包括本数；所称的“不满”、“超过”、“以外”，不包括本数。2.请投标人仔细阅读《华北油田公司关于规范管理人员及其亲属经商办企业行为的规定》等相关规定（详见招标公告/投标邀请书附件）。3.招标人拥有本招标文件的最终解释权。1.总则1.1招标项目概况1.1.1根据《中华人民共和国招标投标法》、《中华人民共和国招标投标法实施条例》等有关法律、法规和规章的规定，本招标项目已具备招标条件，现对本次物资采购进行招标。1.1.2招标人：见投标人须知前附表。1.1.3招标实施单位：见投标人须知前附表。1.1.4招标项目名称：见投标人须知前附表。1.1.5工程项目名称：见投标人须知前附表。1.2招标项目的资金来源和落实情况1.2.1资金来源及比例：见投标人须知前附表。1.2.2资金落实情况：见投标人须知前附表。1.3招标范围、交货期、交货地点和技术性能指标（或质量标准）1.3.1招标范围：见投标人须知前附表。1.3.2交货期：见投标人须知前附表。1.3.3交货地点：见投标人须知前附表。1.3.4技术性能指标（或质量标准）：见投标人须知前附表。1.4投标人资格要求1.4.1投标人应具备承担本招标项目资质条件、能力和信誉：（1）资质要求：见投标人须知前附表；（2）财务要求：见投标人须知前附表；（3）业绩要求：见投标人须知前附表；（4）信誉要求：见投标人须知前附表；（5）其他要求：见投标人须知前附表。1.4.2投标人须知前附表规定接受联合体投标的，联合体除应符合本章第1.4.1项和投标人须知前附表的要求外，还应遵守以下规定：（1）联合体各方应按招标文件提供的格式签订联合体协议书，明确联合体牵头人和各方权利义务，并承诺就中标项目向招标人承担连带责任；（2）由同一专业的单位组成的联合体，按照资质等级较低的单位确定资质等级；（3）联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在本招标项目中投标，否则各相关投标均无效。1.4.3投标人不得存在下列情形之一：（1）联合体各方应按招标文件提供的格式签订联合体协议书，明确联合体牵头人和各方权利义务，并承诺就中标项目向招标人承担连带责任；（2）由同一专业的单位组成的联合体，按照资质等级较低的单位确定资质等级；（3）联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在本招标项目中投标，否则各相关投标均无效。1.4.3投标人不得存在下列情形之一：（1）与招标人存在利害关系且可能影响招标公正性；（2）与同一标段（包）或者未划分标段（包）的同一招标项目的其他投标人为同一个单位负责人；（3）与同一标段（包）或者未划分标段（包）的同一招标项目的其他投标人存在控股、管理关系；（4）为同一标段（包）或者未划分标段（包）的同一招标项目提供过设计、编制技术规范和其他文件的咨询服务；（5）为本工程项目的监理人，或者与本工程项目的监理人存在隶属关系或者其他利害关系；（6）为本工程项目的代建人；（7）同一标段（包）或者未划分标段（包）的同一招标项目的招标代理机构，或者与招标代理机构同为一个法定代表人，或者与招标代理机构存在控股或参股关系；（8）与本工程项目的监理人或者代建人同为一个法定代表人；（9）与本工程项目的监理人或者代建人存在控股或参股关系；（10）被依法暂停或者取消投标资格；（11）被责令停产停业、暂扣或者吊销许可证、暂扣或者吊销执照；（12）进入清算程序，或被宣告破产，或其他丧失履约能力的情形；（13）在最近三年内发生重大产品质量问题（以相关行业主管部门的行政处罚决定或司法机关出具的有关法律文书为准）；（14）被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；（15）被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；（16）在近三年内投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人有行贿犯罪行为的（以中国裁判文书网查询结果为准）；（17）被中国石油天然气集团有限公司（股份有限公司）或华北油田分公司通报处于被暂停或取消交易资格；（18）因失信行为被中国石油天然气集团有限公司（股份有限公司）或华北油田分公司暂停或取消投标资格；（19）纳入中国石油天然气集团有限公司（股份有限公司）管理三商“黑名单”、华北油田公司承包商“黑名单”以及投标文件中包含“黑名单”人员的；（20）《华北油田公司关于规范管理人员及其亲属经商办企业行为的规定》中规定的禁止情形（详见招标公告或投标邀请书附件）；（21）投标人相互串通投标，排挤其他投标人的公平竞争，损害招标人或者其他投标人的合法权益；（22）投标人与招标人串通投标，损害国家利益、社会公共利益、中国石油天然气集团有限公司（股份有限公司）利益或者他人的合法权益；（23）投标人以向招标人或者评标委员会成员等对招标有影响力的单位和个人提供财物或者其他好处等不正当手段谋取中标；（24）投标人以可能影响合同履行的异常低价竞标，以他人名义投标、允许他人以本人名义投标或者以其他方式弄虚作假投标。（25）法律法规或投标人须知前附表规定的其他情形。1.5费用承担投标人准备和参加投标活动发生的费用自理。1.6保密参与招标投标活动的各方应对招标文件和投标文件中的商业和技术等秘密保密，否则应承担相应的法律责任。1.7语言文字招标投标文件使用的语言文字应为中文。专用术语使用外文的，应附有中文注释。1.8计量单位所有计量均采用中华人民共和国法定计量单位。1.9投标预备会1.9.1投标人须知前附表规定召开投标预备会的，招标人按投标人须知前附表规定的时间和地点召开投标预备会，澄清投标人提出的问题。1.9.2投标人应按投标人须知前附表规定的时间和形式将提出的问题送达招标人，以便招标人在会议期间澄清。1.9.3投标预备会后，招标人将对投标人所提问题的澄清，该澄清内容为招标文件的组成部分。1.10分包1.10.1投标人拟在中标后将中标项目的非主体设备/非主体材料进行分包的，应符合投标人须知前附表规定的分包内容、分包金额和资质要求等限制性条件，除投标人须知前附表规定的非主体设备/非主体材料外，其他工作不得分包。1.10.2中标人不得向他人转让中标项目，接受分包的人不得再次分包。中标人应当就分包项目向招标人负责，接受分包的人就分包项目承担连带责任。1.11响应和偏差1.11.1投标文件应当对招标文件的实质性要求和条件作出满足性或更有利于招标人的响应，否则，投标人的投标将被否决。实质性要求和条件见投标人须知前附表。1.11.2投标人应根据招标文件的要求提供投标产品技术性能的详细描述、技术支持资料及相关服务计划等内容以对招标文件作出响应。1.11.3投标文件中应针对实质性要求和条件中列明的技术要求提供技术支持资料。技术支持资料以制造商公开发布的印刷资料，或检测机构出具的检测报告或投标人须知前附表允许的其他形式为准，不符合前述要求的，视为无技术支持资料，其投标将被否决。1.11.4投标文件对招标文件的全部偏差，均应在投标文件的商务和技术偏差表中列明，除列明的内容外，视为投标人响应招标文件的全部要求。2.招标文件2.1招标文件的组成本招标文件包括：（1）招标公告（或投标邀请书）；（2）投标人须知；（3）评标办法；（4）合同条款及格式；（5）供货要求；（6）投标文件格式；（7）投标人须知前附表规定的其他资料。根据本章第1.9款、第2.2款和第2.
投标 / 标书制作要点（原创）
本安全截断装置及井口安全阀控制系统涉及「招标公告」，投标方需重点关注：① 营业执照经营范围须含招标公告或对应服务类目；② 提供同类项目业绩证明；③ 报价方案与售后响应须明确；④ 紧盯投标截止与开标节点，建议提前完成标书制作与盖章。当地项目常要求本地化服务能力与快速响应，务必在投标文件中凸显。
标书制作联系冯经理：17551026086
