本招標項目長慶油田分公司第七采油廠****采油工藝類科技項目研究技術(shù)服務(wù)已由長慶油田分公司第七采油廠批準，資金來自自籌資金，出資比例為**0%，招標人為長慶油田分公司第七采油廠。項目已具備招標條件，現(xiàn)對該項目的服務(wù)進行公開招標。
2.1項目名稱：長慶油田分公司第七采油廠****采油工藝類科技項目研究技術(shù)服務(wù)。
2.2項目概況：長慶油田分公司第七采油廠****采油工藝類科技項目研究技術(shù)服務(wù)，本項目已按要求履行了相關(guān)報批及備案等手續(xù)，資金已落實，具備招標條件。服務(wù)地點為長慶油田分公司第七采油廠生產(chǎn)區(qū)域，由于我廠油井井數(shù)多、分布廣，并且隨著老油田不斷開發(fā)，采油工藝系統(tǒng)的生產(chǎn)難題和瓶頸問題日益突顯，其中涉及油田注水、機械采油、井下措施和新能源等領(lǐng)域，為進一步通過研究攻關(guān)生產(chǎn)難題，夯實油田穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)基礎(chǔ)，擬對采油工藝類科技項目研究技術(shù)服務(wù)實施公開招標。項目預算：**5.**萬元（不含稅）。
2.3招標范圍：共劃分十個標段，按照研究內(nèi)容和難易程度分配研究經(jīng)費。
項目名稱
具體內(nèi)容
金額
（萬元）
備注
第一標段：低產(chǎn)井剩余油挖潛關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用（現(xiàn)場試驗）
實施油井堵水礦場試驗2口，并提供油井堵水現(xiàn)場試驗技術(shù)服務(wù)，并根據(jù)項目需求，提供各類堵劑材料及水泥泵車，負責現(xiàn)場配液、堵劑注入、壓力觀測等具體工作，并編制施工方案及施工總結(jié)報告。
**.**
不含稅
第二標段：低產(chǎn)井剩余油挖潛關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用（技術(shù)服務(wù)）
通過地質(zhì)建模、油藏工程、產(chǎn)量遞減分析等手段明確剩余油分布特點，為堵水參數(shù)優(yōu)化提供依據(jù)。
（2）侏羅系油藏堵底水技術(shù)研究：結(jié)合油藏及單井靜態(tài)、動態(tài)資料，通過數(shù)值模擬及室內(nèi)試驗等研究手段，開展交聯(lián)聚合物堵劑、高強度固化型堵劑性能優(yōu)化研究，模擬地層溫度、礦化度條件下最佳堵劑配方，并優(yōu)化堵劑注入?yún)?shù)（段塞組合、注入方式、排量、候凝時間等），形成技術(shù)成果1套，優(yōu)化單井方案1-2口。
（3）油井控水壓裂技術(shù)優(yōu)化研究：研究前置封堵控水壓裂技術(shù)適用條件及選井標準，優(yōu)選堵水材料，通過數(shù)值模擬等方法優(yōu)化封堵參數(shù)（段塞組合、注入方式、排量、候凝時間等），形成技術(shù)成果1套，優(yōu)化單井方案1-2口。
（4）技術(shù)評價總結(jié)：根據(jù)項目研究需求，總結(jié)數(shù)值模擬、各項室內(nèi)試驗、理論研究成果，歸納形成侏羅系油藏堵底水、中高含水井控水壓裂兩項技術(shù)體系，評價礦場試驗技術(shù)方案優(yōu)化效果，編制技術(shù)總結(jié)報告等。
**.**
不含稅
第三標段：羅**、白**8等油藏采出水不同節(jié)點化學藥劑殘留分析
（1）通過化驗測試站點油、水系統(tǒng)投加藥劑有效作用的濃度，加大上、下游集輸站點藥劑殘留測試，通過化驗選擇最優(yōu)型號和最適濃度，實現(xiàn)下游站點藥劑節(jié)約；
（2）開展站內(nèi)油系統(tǒng)和水系統(tǒng)不同節(jié)點化學劑的殘留測試，調(diào)整和優(yōu)化投加藥劑的濃度，實現(xiàn)藥劑在站點油、水跨系統(tǒng)協(xié)同投加的高效性和全流程化學劑管理；
（3）開展站點-注入井井口聚合物微球濃度變化測試與管網(wǎng)長度、注水類型等關(guān)系研究，實現(xiàn)優(yōu)化源頭濃度從而確保單井注入濃度的符合性。
（4）計劃開展阻垢劑、破乳劑化學劑的性能評價8組；
開展聚合物微球濃度測試**組；開展阻垢劑、破乳劑等在采出液不同節(jié)點濃度測試**組，最終通過攻關(guān)研究，明確站點投加藥劑的型號及最優(yōu)濃度，并實現(xiàn)藥劑在站點油、水跨系統(tǒng)協(xié)同投加的高效性和全流程化學劑管理，同時明確站點-注入井井口聚合物微球濃度變化與管網(wǎng)長度、注水類型之間的關(guān)系，并通過優(yōu)化源頭注入濃度，確保注入井井口濃度符合設(shè)計要求。
**.5
不含稅
第四標段：波碼分注分注合格率影響因素及提高措施研究
（1）研究不同注入介質(zhì)、注水量、注入壓力、下井周期等參數(shù)對波碼分注井分注合格率影響因素，對比各層位注水流量監(jiān)測結(jié)果，建立分注合格率評價體系。
（2）針對影響波碼分注井分注合格率變化規(guī)律，制定分注合格率提升具體措施。
（3）通過研究，最終建立分層注水井流量監(jiān)測方法，形成波碼分注合格率評價技術(shù)。
4.5
不含稅
第五標段：采出水水質(zhì)變色機理研究及應(yīng)用
（1）由于目前部分采出水站點存在取樣后水質(zhì)快速變色問題，給日常生產(chǎn)帶來安全環(huán)保隱患，現(xiàn)需開展水質(zhì)取樣后變色預防技術(shù)研究，通過實驗分析溫度、pH、溶解氧、有機物和無機鹽對水質(zhì)變色的影響，明確主要影響因素。
（2）利用光譜、色譜等技術(shù)分析變色過程中的化學變化，明確變色機理。
（3）基于變色機理，研究化學、物理等水質(zhì)變色預防技術(shù)。開展水質(zhì)變色影響因素實驗**組；光譜、色譜測試**組；采出水水質(zhì)變色動力學測試6組；懸浮物測試7組。
**.7
不含稅
第六標段：提高光伏組件清潔度提升發(fā)電效率技術(shù)研究與應(yīng)用
（測試化驗）
（1）環(huán)江油區(qū)光伏電站附著物組分分析：完成6個電站原油取樣、3個電站光伏表面灰塵、泥土、清潔用水、雨水取樣，進行組分測試，分析其組分對光伏組件高透玻璃鍍膜涂層的影響；
（2）完成**組光伏組件表面結(jié)構(gòu)分析。
7.**
不含稅
第七標段：提高光伏組件清潔度提升發(fā)電效率技術(shù)研究與應(yīng)用
（現(xiàn)場試驗）
（1）完成附著物類型對光伏電站發(fā)電效率測試，共計**組；
（2）完成不同清潔方案光伏組件發(fā)電效率測試，共計**組。
8.0
不含稅
第八標段：小型油氣混輸增壓工藝研究與應(yīng)用（測試化驗）
混輸管道數(shù)值模擬。利用多相混輸數(shù)值模擬軟件，結(jié)合現(xiàn)場數(shù)據(jù)，對混輸管道流動特性進行模擬，分析混輸流動參數(shù)的影響因素。結(jié)合混輸增壓裝置特性，對混輸工藝流程進行優(yōu)化分析。
8.9
不含稅
第九標段：小型油氣混輸增壓工藝研究與應(yīng)用（設(shè)計改造）
（1）站點運行模式優(yōu)化設(shè)計。結(jié)合現(xiàn)場運行工況，對井口-混輸增壓設(shè)備-混輸管道全混輸工藝流程進行分析，研究混輸增壓設(shè)備與混輸工藝的適配性。分析工況條件、操作參數(shù)等對混輸工藝流動參數(shù)的影響，優(yōu)化設(shè)計混輸站點運行方案。同時，利用Cadworks等系統(tǒng)軟件開展三維模型建立。
（2）施工圖打?。簩θS模型進行圖紙打印。
8.0
不含稅
第十標段：洪德油田長8油藏井筒清防蠟對策研究
（1）通過對我廠典型區(qū)塊采出液和蠟樣化驗，開展蠟質(zhì)分析，明確該油藏含油組分及結(jié)蠟原因，從而通過工藝配套和化學藥劑方面優(yōu)選制定合理的清防蠟工藝技術(shù)。
（2）針對各項研究，計劃送檢原油樣品、采出液、蠟樣和腐蝕產(chǎn)物等樣品≥**個,開展不同清蠟劑的效果評價≥**組,驗證和測試不同藥劑質(zhì)檢的配伍性≥**組。
9.5
不含稅
說明：（1）本次提供工作量為預估工工作量，最終結(jié)算以實際發(fā)生工作量為主。
（2）服務(wù)期限：自合同簽訂日起至****年**月**日。
（3）投標人可以對以上多個標段投標，每個標段確定1家中標人。各標段分別獨立評標打分排序，同一投標人可兼投兼中。同時擬派項目負責人以及項目研究人員在不同標段內(nèi)不得重復，否則被評為前列標段第一中標候選人的不再進入后續(xù)標段評審（否決）。
3.2業(yè)績要求：服務(wù)商近三年（****年1月1日至投標文件遞交截止日，以合同簽訂日期為準，下同），具有儲層增產(chǎn)改造、油藏數(shù)值模擬、水質(zhì)化驗分析、離子測試化驗、注水井流量監(jiān)測、新能源設(shè)備運維、地面工藝系統(tǒng)設(shè)計制圖、流體多相流數(shù)值模擬、油田產(chǎn)出液及相關(guān)井筒產(chǎn)物的化驗分析等類似項目業(yè)績（需提供合同及對應(yīng)發(fā)票掃描件）。
3.3人員要求：服務(wù)商擬派本項目負責人須具備具有高級技術(shù)職稱或博士及以上學位，其它相關(guān)研究人員應(yīng)具備碩士學位，人數(shù)不少于3人。整個項目研究團隊須不少于4人（含項目負責人）。上述人員提供身份證、勞動合同（或投標截止日前1年內(nèi)連續(xù)3個月投標人為其繳納的社保證明或聘用合同或在職證明）、學歷證書（****年之后畢業(yè)的需提供學信網(wǎng)截圖）、職稱證。
3.4信譽要求：①未被工商行政管理機關(guān)在國家企業(yè)信用信息公示系統(tǒng)（http://www.gsxt.gov.cn/）中列入嚴重違法失信企業(yè)名單；②未被“信用中國”（https://www.creditchina.gov.cn）網(wǎng)站列入失信被執(zhí)行人名單；③投標人、法定代表人、擬委任的項目負責人（如有）均無行賄犯罪；④被中國石油天然氣集團有限公司或長慶油田分公司納入“黑名單”或限制投標的潛在投標人，其投標將會被否決。
3.5本項目不接受聯(lián)合體投標。
5．投標文件遞交
5.1投標文件遞交的截止時間（投標截止時間及開標時間）為****年7月9日9時**分，投標人應(yīng)在截止時間前通過中國石油電子招標投標交易平臺遞交電子投標文件。（為避免受網(wǎng)速及網(wǎng)站技術(shù)支持時間的影響，建議于投標截止時間**小時之前完成網(wǎng)上電子投標文件的遞交。）
5.2投標截止時間未成功傳送的電子投標文件將不被系統(tǒng)接受，視為主動撤回投標文件。
5.3投標保證金****元人民幣（第一標段、第三標段、第五標段）；投標保證金****元人民幣（第二標段）；投標保證金****元人民幣（第六標段、第七標段、第八標段、第九標段、第十標段）；投標保證金**0元人民幣（第四標段），投標保證金有效期與投標有效期一致，投標保證金可以采用保證保險或電匯或銀行保函形式遞交，具體遞交方式詳見招標文件。
5.4開標地點（網(wǎng)上開標）：中國石油電子招標投標平臺（所有投標人可登錄中國石油電子招標投標平臺在線參加開標儀式）。
潛在投標人對招標文件有疑問請咨詢招標機構(gòu)聯(lián)系人；對系統(tǒng)操作有疑問請咨詢技術(shù)支持團隊：中油物采信息技術(shù)有限公司，咨詢電話:**********，請在工作時間咨詢。
本次招標公告同時在中國招標投標公共服務(wù)平臺（www.cebpubservice.com），中國石油招標投標網(wǎng)（www.cnpcbidding.com）上發(fā)布。
招標人：長慶油田分公司第七采油廠
招標機構(gòu)：中國石油物資有限公司西安分公司
地址：甘肅省慶陽市
地址：陜西省西安市鳳城五路與明光路十字路口東北角天朗經(jīng)開中心十七樓
聯(lián)系人：王嵐
聯(lián)系人：鄒帆、劉棟
電話：****-******5
電話：**********5/****-******3
電子郵件：
電子郵件：zoufan_nw@cnpc.com.cn/
