序号

采办包

名称

采购范围与主要技术指标

预计发标时间

（填写到月）

供应商资质基本要求

备注

1

TCP射孔、电测校深服务

1、提供TCP射孔相关设备、器材和现场人员服务，提供电测设备、仪器和现场人员服务。

2、*方应根据政府法令对所提供的所有爆炸器材和放射性材料的使用、存储和管理承担责任，包括办理危险物品运输相关手续，派专人押运，按规定填写危险物品跟踪单。材料送至作业现场前，*方应向*方提供材料的类型和数量、材料的储存和管理安全要求，放射性源的强度和半衰期。

3、*方提供的井下仪器需配备与主设备仪器同一级别的备用设备，同时提供测井选择设备（地层测试、核磁、大直径井壁取芯、电成像和元素测井）。

4、*方提供经验丰富、技术熟练、身体健康、证件齐全的有效的作业人员，根据*方要求按时达到指定地点。

5、*方应负责收集有关测井解释所需的录完井、取芯及钻井工程等方面资料，所以服务项目成果必须严格按照质量要求及时提交相应图件和数据。

6、在完成所有测井作业两周内，提交现场测井资料处理解释成果（包括油气水综合解释、电缆地层测试、核磁成像及阵列声波等处理解释成果）。

7、*方具有TCP射孔及测井校深的现场作业业绩，具有相关作业许可证；*方在东海油气田的*地基地具有火工品库房，以便于射孔弹等危险火工品的存储和及时出海。

8、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

1、需具有相应的服务业绩和HSE管理体系。

2、*方具有TCP射孔及测井校深的现场作业业绩，具有相关作业许可证；*方在东海油气田的*地基地具有火工品库房，以便于射孔弹等危险火工品的存储和及时出海。

2

打捞工具租赁服务

1、投标人需提供每个打捞工具的厂家信息，仅限于NOV、斯伦贝谢、北方双佳、贵州高峰或者质量等同于以上厂家的工具。

2、投标人提供工具应满足API标准，并提供生产工具的相应标准资质证书，提供由第三方检验证书（按规范进行磁粉\超声波或更高级别探伤），并注明检验频率和检验设备的水平。

3、提供工具主选方案为新工具，并提供相应的合格证及探伤检验报告等资料；若所推荐工具为旧工具，要求工具生产日期在使用时间前10年以内，并提供出厂记录，同时增加提供相应工具的使用记录、修复、保养记录及修复后的合格探伤检验报告等资料。

4、投标人需具备为*方提供钻完井测试打捞服务工程师的能力，打捞工程师需要至少十年以上的打捞工作经验，需提供打捞工程师参与打捞工作的详细履历。

5、投标人组织管理机构健全，具有作业安全管理体系和质量控制管理程序。

6、提供基地后勤保障服务，打捞工具及人员自*方发出动员令之日起至到达*方指定地点时间不超过3天。

7、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人必近五年须在海上油气田有至少1口井的打捞工具或打捞作业服务经历，以及1口气井打捞工具或打捞服务经历，并提供以上业绩的相关支持文件。

3

打桩服务

1、需提供满足24寸、26寸、30寸桩管打桩过程中所需的下桩管的套管钳或皮带钳工具，打桩设备能力满足全尺寸桩管作业要求，设备工况良好，配套齐全。

2、组织管理机构健全，具有作业安全管理体系和质量控制管理程序。

3、要求隔水导管打桩后，井斜<0.5°，导管内无金属、钢丝绳等杂碎落物。

4、提供配合转盘补芯使用的相应尺寸补芯，以便桩管下入作业时卡持桩管。

5、根据*方提供的地层资料提供详细锤击能量分析，提供打桩详细锤入施工设计。

6、提供专业技术熟练、经验丰富现场打桩队*，要求作业人员相对固定，人员资质符合要求，打桩作业时，桩管下入作业领队现场作业经验不低于5年，参与下桩管作业不少于2井次。

7、施工期间现场应配至少3个打桩专业工程师，打桩工程师现场作业经验不低于5年，同时提供2个高级焊工以便隔水桩管切割及扶正块焊接工作。

8、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人要有参与中国海域海洋油气田打桩作业经历，有近三年有海上石油打桩服务经历。

4

弃井服务

1、投标人组织管理机构健全，提供中文版HSE作业安全管理体系和近5年事故频繁率（每20万人小时）及事故报告，提供中文版质量控制管理程序，提供承包商的组织管理机构和针对本项目的组织管理机构。

2、弃井工具服务均按单井总包费率进行计算，弃井人员费用包含在总包费率之内。

3、承包商应拥有一个作业补给基地并配备相应技术人员，为弃井工具维护提供必需的存储空间；作业补给基地配备至少两名作业技术支持人员，并协调相关设备和材料的装船出海作业，在*方发出服务通知1天之内，承包商应安排指定的打捞工具和人员到达*方指定地点等待出海，满足作业要求的作业人员待命，做到人员一用一备。

4、应提供工具相应的合格证及探伤检验报告等资料，若所推荐工具为旧工具，则应增加提供相应工具的使用记录、修复记录及修复后的探伤检验报告等资料。

5、由承包商提供的弃井工具，应满足或超过API标准，且提供由第三方检验证书（磁粉或可视），并注明检验频率和检验设备的水平。

6、当承包商 (略) 的工具或设备时，应当保证所有的弃井工具符合API规范及任何其他适用的API标准，并使该工具或设备应具 (略) 场价格竞争力。承包商有责任保证其提供的弃井工具质量良好，*方有权检查并拒绝使用不符合API规范或其他适用的标准的弃井工具，且拒绝使用这些工具或设备无需承担任何成本、费用或责任。被*方拒绝使用的弃井工具，承包人应承担所有费用，包括其提供的替代弃井工具。

7、所有的弃井工具充分检查、保养，在弃井工具离岸发送前3小时内送到*方指定的仓库并上交工具清单，清单与工具需对应齐全。弃井工程师应该保证工具在现场的良好状态和使用。

8、承包商应注意，对弃井工具的维修和保养工作，只能在弃井工具的等待作业期间进行，因此必须提供为海上的弃井工具提供充足的备用；吊装承包商设备时，应该由承包商提供认证的吊具吊索，并符合*方的安全规范，承包商应对吊具吊索的认证进行记录和维护；承包商所提供弃井工具应能满足现场各种情况下作业要求。

9、弃井工程师需要有至少五年的海上工作经验，并熟悉弃井作业井下情况，所有境外人员必须有COOOSA批准的在有效期内的证书（如海上求生，救生艇筏操纵，船舶消防，直升机落水海上生存和急救），有效期内的健康证，以上证书的副本应在钻井作业开始前至少7天前送达*方健康安全环保部备案；收到*方通知1天之内，承包商应安排满足作业要求的作业人员待命，做到人员一用一备。

10、提供所有可能参与作业的弃井服务工程师的人员名单和履历，*方有权拒绝承包商所提供的不符合作业要求的人员。承包商应为*方进行更换，费用自理；如果作业者要求替换弃井服务工程师，承包商应该向作业者提供一个能力相当的工程师， (略) 额外的费用。

11、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人必须要有参与海洋石油油气田弃井工具服务的经历，必须有前五年至少2口井的弃井工具服务经历，承包商必须提供以上业绩的相关支持文件。

5

完井井下工具采购及服务（常温常压）

1、采购常温常压完井工具，主要包括：各类封隔器、井下安全阀及控制管线、插入定位密封、防漏失阀、油藏隔离阀、引鞋、插入密封短节及插入抛光管、剪切球座、固定球座+可溶球、化学药剂注入阀及注入管线、气举阀、滑套与坐落接头及配套钢丝工具等，合同以订单模式签订，在招标方有需求时以下订单模式通知投标方订购。

2、投标单位提供单位的简介和资质证明。

3、投标单位提供相关的中文版QHSE管理体系和质量控制管理程序（包括相关证书）。

4、投标单位须提供每套完井井下工具的结构示意图、相关检测及性能试验报告，并提供相关质量合格证、产品合格证和使用说明，并提供每套完井井下工具的推荐使用参数。

5、交货期要求：

①封隔器类产品交货期：下订单后6个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）；

②井下安全阀类产品交货期：下订单后7个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）；

③其它类产品交货期：下订单后6个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）。

6、总体要求：

本次采办的所有井下工具均需要标明其生产地、生产工厂及生产时间；

提供各完井工具的详细尺寸图、装配图及工作原理说明；

提供所需的服务工具类型、装配图及详细技术参数，封隔器坐封工具要求坐封压力可调，并标明坐封压力区间（逐一标明）；

带有橡胶密封件的工具需标明橡胶密封件材质，并提供选材理由说明；

东海常用完井液体系通常为：*酸盐完井液体系、隐型酸完井液体系、高密度完井液体系，所提供的完井工具所有材质均满足在以上完井液体系中使用；

近五年必须至少提供2口井的公示要求中同类型关键完井井下工具销售服务，以及提供至少2口井天然气井同类型关键完井井下工具销售服务，并提供以上业绩的相关支持文件；

油管携带式永久封隔器需提供API标准API 11D1 V0等级证书，安全阀需提供API 14A等级证书，油管携带可回收式封隔器需提供API 11D1 V3等级证书。

7、完井井下工具要求：

①9-5/8"及7"悬挂封隔器总成技术要求：

此悬挂器仅在水平井中使用，用于悬挂7"、5-1/2"或4-1/2″打孔管及筛管管柱，悬挂器的下入及座封通过专用服务工具完成（服务工具由竞标方提供），服务工具连接2-7/8"中心管，可实现下部完井管柱从底部循环；

执行标准ISO 14310（API 11D1），并提供该V3等级证书；

工作压差：≥7500psi，并提供悬挂器的工作性能曲线；

耐温能力：≥150℃，并提供封隔器的耐温性能曲线；

材质：13Cr-L80；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；

外径：9-5/8"悬挂封隔器总成≤8.38"、7"悬挂封隔器总成≤5.88"；

悬挂器总成带有回接密封筒，密封筒长度：≥6m，具体密封筒型号、尺寸以及位置可由投标方进行推荐；

悬挂器总成需同时满足悬挂及环空密封的双重效果，下部连接（由上至下）防漏失阀总成+7"、5-1/2"或4-1/2″盲管+7"、5-1/2"或4-1/2″筛管与打孔管+密封短节+引鞋；

具备防意外座挂及坐封装置并注明具体形式，同时至少满足1.5m3/min以上排量的循环能力，并提供允许最大下入速度、循环最大排量及泵压、适应最大井斜与狗腿度；

满足高座封压力值设定的要求，至少应满足4000psi座封压力，座封压力与剪切压力差值≥1500psi，避免意外剪切或提前座封情况发生；

服务工具应具备较强的过提/过压/旋转等能力，过提过压力≥10T，通过管柱内液压坐封，并满足设定高座封压力的能力，脱手方式以液压为主，机械脱手为辅；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质；

提供工具详细结构尺寸图纸、操作手册；

提供工具详细结构图纸及V3等相关认证报告；

配齐封隔器所需配件，标明备件类型，用途及数量。

②定位插入密封技术要求：

工具接于生产管柱底部，可与9-5/8"及7"悬挂封隔器总成配合使用，具有定位及密封功能；

压力等级：≥7500psi；

耐温能力：≥150℃；

材质：13Cr-L80；

内径满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

工具密封段长度：≥20ft；

密封要求：插入封隔器总成密封筒后，有效密封单元≥4组；

提供插入定位密封总成的详细图纸，注明密封段长度和单个密封单元长度；

每套插入密封提供两组密封单元备用，并配齐所需配件，标明备件类型，用途及数量。

③防漏失阀：

本工具仅用于水平井，接于悬挂封隔器总成下部，起到分隔裸眼段与上部套管段作用，竞标方需综合分析各井地层压力、完井液密度、完井工序、井控风险、管柱要求等因素后，推荐合理的防漏失的类型，并提供最终设计方案及工具使用参数。

满足与2-7/8"或3-1/2"冲管配套使用，当服务工具及冲管等中心管柱提出地层隔离阀后，该阀可以自行关闭，至少满足单向承压要求；

材质：13Cr-L80；

打开方式：液压及机械两种方式；

工作压差：≥1500psi；

外径：分别满足9-5/8" 53.5ppf及7" 32ppf使用；

阀结构：板阀或球阀；

打开状态通径：与9-5/8"悬挂封隔器配合使用的防漏失阀≥4"；与7"悬挂封隔器配合使用的防漏失阀≥3"；

竞标方需提供具体阀板类型、结构、材质等参数，同时结合生产管柱要求标明具体操作方式，并根据上下管柱设计，复合最终尺寸，满足管柱内外通径要求；

提供工具详细结构尺寸图纸、操作手册。

④密封短节与引鞋技术要求：

密封短节和引鞋组合可根据投标方自身产品推荐，但需在插入密封的条件下满足正向循环，在插入密封抽出后，能够实现反向密封的作用。

密封短节：

本工具仅用于水平井，接于7"、5-1/2"或4-1/2"打孔管及筛盲管下部，引鞋上部。配套插入定位密封使用，可实现下部完井管柱从底部循环。

密封筒长度：≥1m，具体可由服务商推荐。配套提供插入定位密封总成等服务工具，密封部分长度不小于2m；

内径：7"打孔管底部密封筒内径不大于6"，5-1/2"打孔管底部密封筒内径不大于5"，4-1/2"打孔管底部密封筒内径不大于3"；

外径：与7"下部管柱连接时≤7-1/2"，与5-1/2"下部管柱连接时≤6-1/2"，与4-1/2"下部管柱连接时时≤5-1/2"；

由竞标方提供配套定位插入密封服务；

提供工具详细结构图纸。

引鞋技术要求：

用于水平井中使用，接于下部管柱底部；

外径：与7"下部管柱连接时≤7-1/2"，与5-1/2"下部管柱连接时≤6-1/2"，与4-1/2"下部管柱连接时时≤5-1/2"；

带有循环孔道，在底部流通孔道堵塞的情况下不会形成管柱憋压；

具有反向密封的作用及无法实现反循环功能；

提供工具详细结构图纸。

⑤自动导向引鞋技术要求：

连接于生产管柱底部，起到导向作用，便于生产管柱能够顺利下放到位；

底部预留45°坡口倒角，在发生遇阻情况下，可通过机械动作使引鞋倒角部分发生轴向转动，调整倒角方向，并满足4个方向及以上的转动及控制能力；

扣型：根据买方通知为准；

内径：2-7/8"扣型≥2.323"，3-1/2"扣型≥2.812"，内部光滑无台阶面；

外径：2-7/8"扣型≤3.5"，3-1/2"扣型≤4.5"；

提供自动导向引鞋的详细图纸，标明各部件长度，内外径。

⑥油藏隔离阀：

执行标准：ISO 28781/API 19V；

设计确认等级：提供地层隔离阀气体及液体密封介质的测试报告及ISO 28781 对应等级认证报告；

质量控制等级：Q1；

在定向井或水平井中使用，用于下部完井防砂管柱，能与防砂封隔器总成配合使用，实现防砂封隔器以上流体与地层隔离的功能，在生产期间可通过机械开关工具开启该阀，提供地层流体生产通道；

开启方式：机械工具开关；

温度等级：≥150℃；

双向承压，工作压差：≥5000psi，最大可实现7500psi；

提供地层隔离阀的结构图纸、操作手册等资料；

阀体密封方式：弹性体/非弹性体密封，提供阀体密封件材质等参数；

要求地层隔离阀外径对应满足9.625”47-53.5#或7”29-32#, 9.625”套管内对应工具尺寸内径≥4.5"，7”套管内对应工具尺寸内径≥3.25"，提供最大外径、最小内径数据；

阀体结构：采用整体全球阀式结构；

具备连续油管机械开关工具，且该工具带应急脱手功能，提供开关工具详细结构图纸，提供连续油管机械开关工具的开启及关闭力；

特殊情况下可采用连续油管进行磨铣，提供磨铣工具详细结构图纸；

当服务工具提出地层隔离阀后，该阀可以关闭；

提供地层隔离阀密封件材质、开关力、开关行程等参数。

⑦9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器技术要求：

执行标准ISO 14310（API 11D1）；

设计确认等级：9-5/8"及7"封隔器满足V0，5-1/2"封隔器至少满足V3；

工作压差等级：≥5000psi，并提供封隔器的工作性能曲线；

耐温能力：≥130℃，并提供封隔器的耐温实验报告；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方通知的最终油管扣型决定；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；5-1/2" 17~23ppf；

外径：9-5/8"油管携带式永久封隔器≤8.38"；7"油管携带式永久封隔器≤5.91"；5-1/2"油管携带式永久封隔器≤4.5"；

内径：2-7/8"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.347″，3-1/2"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.867″；

内部变径处需进行倒角处理，满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

座封方式及座封压力：油管内液压坐封；

座封启动压力≥1200 psi可调，完全座封压力≤4000psi并可调；

封隔器在座封过程中无芯轴移动；

封隔器具有卡瓦及胶皮保护结构，避免因磕碰导致提前座挂或胶皮磨损导致密封失效的情况出现；

胶皮满足PH值：4~10；

提供封隔器允许下入最大速度、循环最大排量及适应最大井斜与狗腿；

封隔器可通过芯轴切割或者套铣打捞方式实现回收，同时提供切割芯轴及套铣打捞回收工具类型及尺寸；

提供工具详细结构图纸，ISO 14310 V0及V3等相关认证报告；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质。

⑧9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式可回收式封隔器技术要求：

执行标准ISO 14310（API 11D1）；

设计确认等级：9-5/8"、7"封隔器为V3；

设计确认等级：5-1/2"封隔器至少满足V3等级；

工作压差：≥5000psi，并提供封隔器的工作性能曲线；

耐温能力：≥130℃，并提供封隔器的耐温实验报告；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方通知的最终油管扣型决定；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；5-1/2" 17~23ppf；

外径：9-5/8"油管携带式永久封隔器≤8.38"；7"油管携带式永久封隔器≤5.91"；5-1/2"油管携带式永久封隔器≤4.5"；

内径：2-7/8"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.347″，3-1/2"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.867″；

内部变径处需进行倒角处理，满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

座封方式及座封压力：油管内液压坐封；

座封启动压力≥1200psi可调，完全座封压力≤4000psi并可调；

封隔器具有卡瓦及胶皮保护结构，避免因磕碰导致提前座挂或胶皮磨损导致密封失效的情况出现；

提供封隔器允许下入最大速度、循环最大排量及适应最大井斜与狗腿；

封隔器可通过上提管柱方式实现解封，并能够满足不同解封吨位的设置；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质；

提供工具详细结构图纸，ISO 14310 V3等相关认证报告；

配齐封隔器所需配件，标明备件类型，用途及数量。

⑨循环及生产滑套技术要求（机械式）：

压力等级：5000psi、并满足气密封要求；

耐温能力：≥130℃；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

内径： 2.75"、2.56"、2.31"、2.25"（或2.437"）、2.188"、2.125"，滑套内带工作筒（台阶，不带No-go）可以坐入钢丝堵塞器、具有压差平衡结构；

提供密封件名称、性能参数及耐温实验报告；

提供配套选择及非选择性开关工具、投捞工具，需考虑其外径能通过上部完井工具。

⑩坐落接头技术要求：

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

最小台阶尺寸：2.81"、2.75"、2.56"、2.31"、2.25"（或2.437"）、2.188"、2.125"坐落接头，其中2.125"坐落接头需有No-go，接头类型可根据各投标商自身情况确定；

材质：13Cr-L80；

压力等级：≥5000psi；

耐温能力：≥130℃；

提供工具详细结构图纸。

11剪切球座及固定球座技术要求：

剪切球座：

本工具用于座封封隔器时实现生产管柱内憋压，座封后能够剪切并满足管柱通径；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

内径：剪切后内径满足油管通径；

材质：13Cr-L80；

使用在管柱中部的情况下，剪切后除座封球外，不能有其他杂物落井；

提供配套座封球，要求与管柱上各工具尺寸匹配能够顺利进入球座，同时剪切后能够顺利落入井底，不影响后续其他工具使用；

剪切销钉适合4≤PH≤10完井液环境；

剪切压力：3000psi~6000psi可调，并标明每级剪切压力，剪切销钉值为200-800psi/支；

单颗销钉的剪切误差值：±50psi/颗，并提供销钉实验数据；

球坐允许的正反循环排量≥0.5m3/min；

提供工具详细结构图纸。

固定球座：

本工具用于座封封隔器时实现生产管柱内憋压，可溶球与固定球座配套，在一定时间内（至少4h）具备密封性能，超过规定时间6h后在工作液中能够自行彻底溶化，保证管柱内部通畅；

扣型：根据最终油管扣型决定；

材质：13Cr-L80；

提供配套可溶球，要求与管柱上各工具尺寸匹配能够顺利进入球座；

可溶球与固定球座配套，在规定时间内具备密封能力，超过规定时间彻底溶化，具体时间要求根据施工需求调整；

可融球应满足130℃井温下，入井后≥4小时情况下的完全密封状态，可融球坐在固定球座时需要满足≥6000psi的压力密封要求，提供不同离子浓度情况下的密封性能曲线；

可融球外径需顺利通过上部所有完井工具及油管；

提供工具详细结构图纸、可溶球材质说明。

12井下安全阀：

执行标准API Spec 14A-12th，V3；

下井深度：≥200米；

压力级别：7500psi；

耐温能力：≥130℃；

扣型：根据最终油管扣型决定；

材质：13Cr-L80；

内径：内部带有台阶NO-GO，3-1/2"油管对应内径≥2.81"；2-7/8"油管对应内径≥2.31"；

安全阀液控管线接口及密封形式：金属对金属密封，气密封压力级别7500psi，推荐具体接口型号；

阀结构及阀密封：活瓣阀，金属对金属密封；

需具有自平衡结构；

配备应急锁定工具，使安全阀永久锁定在开启状态，可通过钢丝作业在安全阀工作筒内投入二级安全阀，提供具体锁定方式；

要求安全阀执行机构为柱塞结构，铰链个数要求≥2个；

安全阀打开或关闭状态，柱塞上下要求有金属对金属的止密封结构；

提供安全阀上下接头与阀体连接扣型、连接强度，要求密封方式为金属对金属密封；

安全阀阀座两端要求具有防尘屑装置；

提供安全阀在地面完全打开的耗油量（不包含液控管线内体积），地面初始开启压力、地面完全开启压力、最小关闭压力；

要求具备防止意外动作的装置或方法，并提供确切方案；

提供工具详细结构图纸及认证报告；

配齐安全阀所需各类接头及配件，并标明具体类型、使用位置及数量。

13流动接箍：

连接于井下安全阀上下用于减少冲蚀；

扣型：根据最终油管扣型决定；

内径：3-1/2"油管对应内径≥2.81"；2-7/8"油管对应内径≥2.31"；

长度：≥2m；

耐温能力：≥130℃；

耐压能力： 5000psi；

材质：13Cr-L80。

14井下安全阀控制管线技术要求：

用于注入液压油控制井下安全阀开关；

尺寸：1/4"；

材质：316L无缝管；

耐温能力：≥130℃；

压力等级：7500psi；

长度：≥800ft；

配齐作业所需的各种接头、变扣及截止阀，每套均需有备件。

15化学药剂注入阀控制管线技术要求：

尺寸：3/8"；

材质：316L无缝管；

耐温能力：≥130℃；

压力等级：7500psi；

长度：每口井长度为独立一盘，不允许分拆，长度≥2000m；

配齐作业所需的各种接头、变扣及截止阀，每套均需有备件。

16钢丝工具技术要求：

此批钢丝工具配合坐落接头及滑套使用，主要用于管柱试压、封隔器座封、滑套开关等作业，要求与本次购买的座落接头及滑套工作筒相配套；

所有工具均应带有防止意外脱手装置；堵塞器带有压力平衡装置，便于后期回收。

17化学药剂注入阀、化学药剂注入阀拖筒技术要求：

化学药剂注入阀技术要求：

压力级别：5000psi；

温度等级：≥130℃。

材质：316；

具备双单流阀，压力级别5000psi，并提供压力测试标准及结果；

化学药剂注入阀与控制管线接头要求金属对金属密封，并可外部试压；

化学药剂注入阀弹簧开启压力可在200~280psi内调节；

具备液控管线至油管内压力屏障功能，即注入管线化学药剂无法直接进入油管，需先克服压力然后实现注入的功能，压力在500~4000psi调节；

化学药剂注入阀破裂盘压力级别可在2000~6000psi内调节，具体由厂家提供计算报告后推荐；

具备化学药剂过滤系统，并自带旁通功能。

化学药剂注入阀拖筒技术要求：

压力等级：5000psi；

温度等级：≥130℃；

外径：投标方应综合考虑生产管柱井下工具控制管线尺寸，确保化学药剂注入阀和控制管线外径满足在3.5“尺寸可以在9.625″47-53.5#套管或2.875”尺寸可以在7”29-32#套管内下入使用的要求；

扣型：根据买方通知为准；

内径：3-1/2″管柱内径≥2.75″；4-1/2″管柱内径≥3.688″；5-1/2″管柱内径≥3.688″；

提供化学药剂注入阀及工作筒连接处密封测试介质及结果。

18气举阀技术要求：

执行标准API Spec 11V1 (R2008)；

承压能力：≥7500psi，并满足气密封能力；

耐温能力：≥150℃；

扣型与数量：

3-1/2"、9.2ppf、13Cr-P110气密扣或者2-7/8"、6.5ppf、13Cr-P110气密扣，具体以买方通知为准；

尺寸：满足9-5/8" 47~53.5ppf及7" 29~32ppf套管使用要求；

工具需配合气密扣油管使用，要求强度不低于油管的使用强度，材质与油管相同；

满足设计注气压力：7~15Mpa，注气量：3×10⁴m3/d~5×10⁴m3/d；

满足注入流液相为：无固相完井液、少量原油及凝析油（气源中携带）；

气源要求：满足天然气、氮气、混合气体注入等；

气举阀：要求打开压力0~15Mpa可设定，满足设计注气压力及流量要求；反向承压能力≥7500psi，并满足气密封要求；

气举阀材质：13CR或同等及以上防腐性能材质；

打开方式：通过环空加压打开；

阀密封方式：金属对金属密封；

气举阀尺寸：1"或1.5"；

气举阀托筒类型：托筒需标明具体结构形式，与气举阀采用丝扣连接，具有气举阀保护装置，丝扣要求气密封压力级别≥7500psi，并推荐具体丝扣类型；要求气举阀托筒机械强度不低于气密扣油管；

外径要求：3-1/2"固定式气举阀工作筒最大外径≤5.827"，2-7/8"固定式气举阀工作筒最大外径≤4.646"；

内径要求：3-1/2"固定式气举阀工作筒最小内径≥2.992"，2-7/8"固定式气举阀工作筒最小内径≥2.394"；

厂家根据本气田井下地质状况以及管柱要求编写气举设计，并进行气举阀开启压力标定；

提供详细的气举阀及配套托筒的工作原理及工具结构图纸；

配齐气举阀所需配件，标明备件类型，用途及数量；

提供所需各工具所需备件及配件包；

提供工具技术资料，包括该产品的结构特点、工作原理、计算及使用方法，关键工具有剖面图。相应的施工程序且施工质量的控制点；

带有橡胶密封件的工具需标明橡胶密封件材质、使用位置及用途，要求橡胶密封件满足井下流体腐蚀、钻完井液酸碱环境（PH至3~12），以及井下温度条件下的使用要求，并提供选材理由说明。

8、服务采办技术要求：

①服务工具租赁：

提供提供各类封隔器、悬挂器总成服务工具、密封短节配套的定位插入密封，及其他相关附件；

各类型封隔器、悬挂器的相关专用回收工具及相关附件；

服务工具以单井总包形式报价。

②人员服务：

竞标方需提供业务熟练，身体健康，综合素质高的专业工程师2名，领队至少有5年海上或10口以上独立带队的现场作业经验，买方有权根据服务人员的经验和服务质量进行评分并按级别付费；

人员服务主要包括清单中所有工具及配套服务工具在*地及海上期间的连接、调试、检查、测试、下入、坐封、验封和等相关服务，以及打孔管管柱内外层的配管及下入服务，提供所需的井口工具，并能够协助其他服务单位完成与其相关的其他工作；

服务商应提供作业完工报告或作业报表的编写；

中标方必须能随时提供有经验的工程技术人员进行相关的技术服务，协同解决有关技术问题，对用户在作业中所遇到的问题，服务方有责任免费进行技术指导；人员按日费进行报价，付费日期从离开舟山基地登平台起，至返回舟山基地截止。

9、其它要求：

要求投标方在中标后能提供所有产品的技术性能、合格证以及相关的操作说明书；

严格遵照保密制度，不得外泄该井任何资料；

关键设备生产不允许外包，个别设备若应标方无生产能力需要外包或需要购买需在应标说明；

招标 (略) 进行监造，请在质量控制及交货周期上予以考虑；

提供该项目的人员组织机构构成；

为应对招标方工作量突增，有可能要求投标方来上海进行免费项目*地支持。

10、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

供应商应具有自己的生产基地和加工厂，封隔器、井下安全阀等关键设备具备自主生产和加工能力。近5年必须至少提供1口井的公示要求中同类型关键完井井下工具销售服务，以及提供至少1口天然气井同类型关键完井井下工具销售服务，并提供以上业绩的相关支持文件。

6

压裂增产一体化服务

1、承包商提供的相关工具必须符合API标准或石油天然气行业标准，能满足压裂、增产作业要求。

2、压裂及酸化增产设备器材自*方发出动员令之日起至到达*方指定地点时间不超过7天（含双休日及节假日）。

3、提供目标井目标层岩心参数实验，压裂液（酸液）室内综合评价实验；目标井压裂、酸化增产设计（包括工艺设计、施工设计）；目标井所需的压裂、酸化增产工具及配套技术服务；目标井所需的设备、人员，并负责压裂、酸化增产现场施工作业；适用于目标井的压裂液体系（酸液体系）材料；措施后生产期的效果分析、跟踪评价，对措施后评价研究内容进行汇报，提交评价研究报告。

4、能提供封隔器滑套分段压裂工艺、水平井桥塞分段压工艺等成熟压裂工艺；根据目标井储层特征、岩石润湿性、黏土矿物成分分析及地层水矿化度、储层流体性质（油、气、水、二氧化碳含量）等条件，优选适合于目标井地层条件的压裂液体系；根据井身结构，设计满足压裂施工及测试需求的压裂管柱；根据平台及井筒条件编制可行的压裂工艺设计及施工设计；提供压裂液交联实验、高温流变实验、破胶性能、残渣含量、防膨率测定、表/界面张力测定、与地层流体的配*性实验、岩心伤害实验等试验报告，支撑剂破碎实验、支撑剂导流能力实验等试验报告；提供的压裂液体系添加剂及相关材料要符合海上作业相关安全环保要求。

5、提供酸化增产工艺设计及施工设计；开展酸液与储层酸化评价实验，包括酸溶解率实验、酸浓度实验、岩芯流动实验、缓蚀剂腐蚀实验、反应物毒性实验等；要求酸液体系具有良好的注入性能；提供的酸液与地层反应后，返排液须有生物毒性实验，返排液的排放要符合海上作业相关安全环保要求。

6、提供详细的压裂（酸化）工艺设计及施工设计，内容包括但不限于设备摆放及连接、压裂液体系性能评价、泵注程序及流程、设备要求等；提供压裂液（酸液）添加剂的化学品材料的MSDS、安全风险分析及预控措施等；提供现场服务团队，要求工程师满足中海石油（中国） (略) 的出海要求，领队具有5年或10井次独立带队进行压力增产作业的现场经验，能够整体把控并指导整个压裂施工过程；完成压裂液（酸液）体系的现场配置、泵注等服务，要求提供现场施工压裂液（酸液）体系性能检测需要的设备与工具、人员服务，完成现场配制压裂液（酸液）体系的黏度、pH值等指标检测；负责回收所有剩余压裂（酸化）材料及空容器。

7、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

必须要有近五年有压裂增产作业业绩，并提供相关支持文件。

序号

采办包

名称

采购范围与主要技术指标

预计发标时间

（填写到月）

供应商资质基本要求

备注

1

TCP射孔、电测校深服务

1、提供TCP射孔相关设备、器材和现场人员服务，提供电测设备、仪器和现场人员服务。

2、*方应根据政府法令对所提供的所有爆炸器材和放射性材料的使用、存储和管理承担责任，包括办理危险物品运输相关手续，派专人押运，按规定填写危险物品跟踪单。材料送至作业现场前，*方应向*方提供材料的类型和数量、材料的储存和管理安全要求，放射性源的强度和半衰期。

3、*方提供的井下仪器需配备与主设备仪器同一级别的备用设备，同时提供测井选择设备（地层测试、核磁、大直径井壁取芯、电成像和元素测井）。

4、*方提供经验丰富、技术熟练、身体健康、证件齐全的有效的作业人员，根据*方要求按时达到指定地点。

5、*方应负责收集有关测井解释所需的录完井、取芯及钻井工程等方面资料，所以服务项目成果必须严格按照质量要求及时提交相应图件和数据。

6、在完成所有测井作业两周内，提交现场测井资料处理解释成果（包括油气水综合解释、电缆地层测试、核磁成像及阵列声波等处理解释成果）。

7、*方具有TCP射孔及测井校深的现场作业业绩，具有相关作业许可证；*方在东海油气田的*地基地具有火工品库房，以便于射孔弹等危险火工品的存储和及时出海。

8、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

1、需具有相应的服务业绩和HSE管理体系。

2、*方具有TCP射孔及测井校深的现场作业业绩，具有相关作业许可证；*方在东海油气田的*地基地具有火工品库房，以便于射孔弹等危险火工品的存储和及时出海。

2

打捞工具租赁服务

1、投标人需提供每个打捞工具的厂家信息，仅限于NOV、斯伦贝谢、北方双佳、贵州高峰或者质量等同于以上厂家的工具。

2、投标人提供工具应满足API标准，并提供生产工具的相应标准资质证书，提供由第三方检验证书（按规范进行磁粉\超声波或更高级别探伤），并注明检验频率和检验设备的水平。

3、提供工具主选方案为新工具，并提供相应的合格证及探伤检验报告等资料；若所推荐工具为旧工具，要求工具生产日期在使用时间前10年以内，并提供出厂记录，同时增加提供相应工具的使用记录、修复、保养记录及修复后的合格探伤检验报告等资料。

4、投标人需具备为*方提供钻完井测试打捞服务工程师的能力，打捞工程师需要至少十年以上的打捞工作经验，需提供打捞工程师参与打捞工作的详细履历。

5、投标人组织管理机构健全，具有作业安全管理体系和质量控制管理程序。

6、提供基地后勤保障服务，打捞工具及人员自*方发出动员令之日起至到达*方指定地点时间不超过3天。

7、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人必近五年须在海上油气田有至少1口井的打捞工具或打捞作业服务经历，以及1口气井打捞工具或打捞服务经历，并提供以上业绩的相关支持文件。

3

打桩服务

1、需提供满足24寸、26寸、30寸桩管打桩过程中所需的下桩管的套管钳或皮带钳工具，打桩设备能力满足全尺寸桩管作业要求，设备工况良好，配套齐全。

2、组织管理机构健全，具有作业安全管理体系和质量控制管理程序。

3、要求隔水导管打桩后，井斜<0.5°，导管内无金属、钢丝绳等杂碎落物。

4、提供配合转盘补芯使用的相应尺寸补芯，以便桩管下入作业时卡持桩管。

5、根据*方提供的地层资料提供详细锤击能量分析，提供打桩详细锤入施工设计。

6、提供专业技术熟练、经验丰富现场打桩队*，要求作业人员相对固定，人员资质符合要求，打桩作业时，桩管下入作业领队现场作业经验不低于5年，参与下桩管作业不少于2井次。

7、施工期间现场应配至少3个打桩专业工程师，打桩工程师现场作业经验不低于5年，同时提供2个高级焊工以便隔水桩管切割及扶正块焊接工作。

8、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人要有参与中国海域海洋油气田打桩作业经历，有近三年有海上石油打桩服务经历。

4

弃井服务

1、投标人组织管理机构健全，提供中文版HSE作业安全管理体系和近5年事故频繁率（每20万人小时）及事故报告，提供中文版质量控制管理程序，提供承包商的组织管理机构和针对本项目的组织管理机构。

2、弃井工具服务均按单井总包费率进行计算，弃井人员费用包含在总包费率之内。

3、承包商应拥有一个作业补给基地并配备相应技术人员，为弃井工具维护提供必需的存储空间；作业补给基地配备至少两名作业技术支持人员，并协调相关设备和材料的装船出海作业，在*方发出服务通知1天之内，承包商应安排指定的打捞工具和人员到达*方指定地点等待出海，满足作业要求的作业人员待命，做到人员一用一备。

4、应提供工具相应的合格证及探伤检验报告等资料，若所推荐工具为旧工具，则应增加提供相应工具的使用记录、修复记录及修复后的探伤检验报告等资料。

5、由承包商提供的弃井工具，应满足或超过API标准，且提供由第三方检验证书（磁粉或可视），并注明检验频率和检验设备的水平。

6、当承包商 (略) 的工具或设备时，应当保证所有的弃井工具符合API规范及任何其他适用的API标准，并使该工具或设备应具 (略) 场价格竞争力。承包商有责任保证其提供的弃井工具质量良好，*方有权检查并拒绝使用不符合API规范或其他适用的标准的弃井工具，且拒绝使用这些工具或设备无需承担任何成本、费用或责任。被*方拒绝使用的弃井工具，承包人应承担所有费用，包括其提供的替代弃井工具。

7、所有的弃井工具充分检查、保养，在弃井工具离岸发送前3小时内送到*方指定的仓库并上交工具清单，清单与工具需对应齐全。弃井工程师应该保证工具在现场的良好状态和使用。

8、承包商应注意，对弃井工具的维修和保养工作，只能在弃井工具的等待作业期间进行，因此必须提供为海上的弃井工具提供充足的备用；吊装承包商设备时，应该由承包商提供认证的吊具吊索，并符合*方的安全规范，承包商应对吊具吊索的认证进行记录和维护；承包商所提供弃井工具应能满足现场各种情况下作业要求。

9、弃井工程师需要有至少五年的海上工作经验，并熟悉弃井作业井下情况，所有境外人员必须有COOOSA批准的在有效期内的证书（如海上求生，救生艇筏操纵，船舶消防，直升机落水海上生存和急救），有效期内的健康证，以上证书的副本应在钻井作业开始前至少7天前送达*方健康安全环保部备案；收到*方通知1天之内，承包商应安排满足作业要求的作业人员待命，做到人员一用一备。

10、提供所有可能参与作业的弃井服务工程师的人员名单和履历，*方有权拒绝承包商所提供的不符合作业要求的人员。承包商应为*方进行更换，费用自理；如果作业者要求替换弃井服务工程师，承包商应该向作业者提供一个能力相当的工程师， (略) 额外的费用。

11、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

投标人必须要有参与海洋石油油气田弃井工具服务的经历，必须有前五年至少2口井的弃井工具服务经历，承包商必须提供以上业绩的相关支持文件。

5

完井井下工具采购及服务（常温常压）

1、采购常温常压完井工具，主要包括：各类封隔器、井下安全阀及控制管线、插入定位密封、防漏失阀、油藏隔离阀、引鞋、插入密封短节及插入抛光管、剪切球座、固定球座+可溶球、化学药剂注入阀及注入管线、气举阀、滑套与坐落接头及配套钢丝工具等，合同以订单模式签订，在招标方有需求时以下订单模式通知投标方订购。

2、投标单位提供单位的简介和资质证明。

3、投标单位提供相关的中文版QHSE管理体系和质量控制管理程序（包括相关证书）。

4、投标单位须提供每套完井井下工具的结构示意图、相关检测及性能试验报告，并提供相关质量合格证、产品合格证和使用说明，并提供每套完井井下工具的推荐使用参数。

5、交货期要求：

①封隔器类产品交货期：下订单后6个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）；

②井下安全阀类产品交货期：下订单后7个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）；

③其它类产品交货期：下订单后6个月内送至招标方指定地点（含双休日及节假日）。

6、总体要求：

本次采办的所有井下工具均需要标明其生产地、生产工厂及生产时间；

提供各完井工具的详细尺寸图、装配图及工作原理说明；

提供所需的服务工具类型、装配图及详细技术参数，封隔器坐封工具要求坐封压力可调，并标明坐封压力区间（逐一标明）；

带有橡胶密封件的工具需标明橡胶密封件材质，并提供选材理由说明；

东海常用完井液体系通常为：*酸盐完井液体系、隐型酸完井液体系、高密度完井液体系，所提供的完井工具所有材质均满足在以上完井液体系中使用；

近五年必须至少提供2口井的公示要求中同类型关键完井井下工具销售服务，以及提供至少2口井天然气井同类型关键完井井下工具销售服务，并提供以上业绩的相关支持文件；

油管携带式永久封隔器需提供API标准API 11D1 V0等级证书，安全阀需提供API 14A等级证书，油管携带可回收式封隔器需提供API 11D1 V3等级证书。

7、完井井下工具要求：

①9-5/8"及7"悬挂封隔器总成技术要求：

此悬挂器仅在水平井中使用，用于悬挂7"、5-1/2"或4-1/2″打孔管及筛管管柱，悬挂器的下入及座封通过专用服务工具完成（服务工具由竞标方提供），服务工具连接2-7/8"中心管，可实现下部完井管柱从底部循环；

执行标准ISO 14310（API 11D1），并提供该V3等级证书；

工作压差：≥7500psi，并提供悬挂器的工作性能曲线；

耐温能力：≥150℃，并提供封隔器的耐温性能曲线；

材质：13Cr-L80；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；

外径：9-5/8"悬挂封隔器总成≤8.38"、7"悬挂封隔器总成≤5.88"；

悬挂器总成带有回接密封筒，密封筒长度：≥6m，具体密封筒型号、尺寸以及位置可由投标方进行推荐；

悬挂器总成需同时满足悬挂及环空密封的双重效果，下部连接（由上至下）防漏失阀总成+7"、5-1/2"或4-1/2″盲管+7"、5-1/2"或4-1/2″筛管与打孔管+密封短节+引鞋；

具备防意外座挂及坐封装置并注明具体形式，同时至少满足1.5m3/min以上排量的循环能力，并提供允许最大下入速度、循环最大排量及泵压、适应最大井斜与狗腿度；

满足高座封压力值设定的要求，至少应满足4000psi座封压力，座封压力与剪切压力差值≥1500psi，避免意外剪切或提前座封情况发生；

服务工具应具备较强的过提/过压/旋转等能力，过提过压力≥10T，通过管柱内液压坐封，并满足设定高座封压力的能力，脱手方式以液压为主，机械脱手为辅；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质；

提供工具详细结构尺寸图纸、操作手册；

提供工具详细结构图纸及V3等相关认证报告；

配齐封隔器所需配件，标明备件类型，用途及数量。

②定位插入密封技术要求：

工具接于生产管柱底部，可与9-5/8"及7"悬挂封隔器总成配合使用，具有定位及密封功能；

压力等级：≥7500psi；

耐温能力：≥150℃；

材质：13Cr-L80；

内径满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

工具密封段长度：≥20ft；

密封要求：插入封隔器总成密封筒后，有效密封单元≥4组；

提供插入定位密封总成的详细图纸，注明密封段长度和单个密封单元长度；

每套插入密封提供两组密封单元备用，并配齐所需配件，标明备件类型，用途及数量。

③防漏失阀：

本工具仅用于水平井，接于悬挂封隔器总成下部，起到分隔裸眼段与上部套管段作用，竞标方需综合分析各井地层压力、完井液密度、完井工序、井控风险、管柱要求等因素后，推荐合理的防漏失的类型，并提供最终设计方案及工具使用参数。

满足与2-7/8"或3-1/2"冲管配套使用，当服务工具及冲管等中心管柱提出地层隔离阀后，该阀可以自行关闭，至少满足单向承压要求；

材质：13Cr-L80；

打开方式：液压及机械两种方式；

工作压差：≥1500psi；

外径：分别满足9-5/8" 53.5ppf及7" 32ppf使用；

阀结构：板阀或球阀；

打开状态通径：与9-5/8"悬挂封隔器配合使用的防漏失阀≥4"；与7"悬挂封隔器配合使用的防漏失阀≥3"；

竞标方需提供具体阀板类型、结构、材质等参数，同时结合生产管柱要求标明具体操作方式，并根据上下管柱设计，复合最终尺寸，满足管柱内外通径要求；

提供工具详细结构尺寸图纸、操作手册。

④密封短节与引鞋技术要求：

密封短节和引鞋组合可根据投标方自身产品推荐，但需在插入密封的条件下满足正向循环，在插入密封抽出后，能够实现反向密封的作用。

密封短节：

本工具仅用于水平井，接于7"、5-1/2"或4-1/2"打孔管及筛盲管下部，引鞋上部。配套插入定位密封使用，可实现下部完井管柱从底部循环。

密封筒长度：≥1m，具体可由服务商推荐。配套提供插入定位密封总成等服务工具，密封部分长度不小于2m；

内径：7"打孔管底部密封筒内径不大于6"，5-1/2"打孔管底部密封筒内径不大于5"，4-1/2"打孔管底部密封筒内径不大于3"；

外径：与7"下部管柱连接时≤7-1/2"，与5-1/2"下部管柱连接时≤6-1/2"，与4-1/2"下部管柱连接时时≤5-1/2"；

由竞标方提供配套定位插入密封服务；

提供工具详细结构图纸。

引鞋技术要求：

用于水平井中使用，接于下部管柱底部；

外径：与7"下部管柱连接时≤7-1/2"，与5-1/2"下部管柱连接时≤6-1/2"，与4-1/2"下部管柱连接时时≤5-1/2"；

带有循环孔道，在底部流通孔道堵塞的情况下不会形成管柱憋压；

具有反向密封的作用及无法实现反循环功能；

提供工具详细结构图纸。

⑤自动导向引鞋技术要求：

连接于生产管柱底部，起到导向作用，便于生产管柱能够顺利下放到位；

底部预留45°坡口倒角，在发生遇阻情况下，可通过机械动作使引鞋倒角部分发生轴向转动，调整倒角方向，并满足4个方向及以上的转动及控制能力；

扣型：根据买方通知为准；

内径：2-7/8"扣型≥2.323"，3-1/2"扣型≥2.812"，内部光滑无台阶面；

外径：2-7/8"扣型≤3.5"，3-1/2"扣型≤4.5"；

提供自动导向引鞋的详细图纸，标明各部件长度，内外径。

⑥油藏隔离阀：

执行标准：ISO 28781/API 19V；

设计确认等级：提供地层隔离阀气体及液体密封介质的测试报告及ISO 28781 对应等级认证报告；

质量控制等级：Q1；

在定向井或水平井中使用，用于下部完井防砂管柱，能与防砂封隔器总成配合使用，实现防砂封隔器以上流体与地层隔离的功能，在生产期间可通过机械开关工具开启该阀，提供地层流体生产通道；

开启方式：机械工具开关；

温度等级：≥150℃；

双向承压，工作压差：≥5000psi，最大可实现7500psi；

提供地层隔离阀的结构图纸、操作手册等资料；

阀体密封方式：弹性体/非弹性体密封，提供阀体密封件材质等参数；

要求地层隔离阀外径对应满足9.625”47-53.5#或7”29-32#, 9.625”套管内对应工具尺寸内径≥4.5"，7”套管内对应工具尺寸内径≥3.25"，提供最大外径、最小内径数据；

阀体结构：采用整体全球阀式结构；

具备连续油管机械开关工具，且该工具带应急脱手功能，提供开关工具详细结构图纸，提供连续油管机械开关工具的开启及关闭力；

特殊情况下可采用连续油管进行磨铣，提供磨铣工具详细结构图纸；

当服务工具提出地层隔离阀后，该阀可以关闭；

提供地层隔离阀密封件材质、开关力、开关行程等参数。

⑦9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器技术要求：

执行标准ISO 14310（API 11D1）；

设计确认等级：9-5/8"及7"封隔器满足V0，5-1/2"封隔器至少满足V3；

工作压差等级：≥5000psi，并提供封隔器的工作性能曲线；

耐温能力：≥130℃，并提供封隔器的耐温实验报告；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方通知的最终油管扣型决定；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；5-1/2" 17~23ppf；

外径：9-5/8"油管携带式永久封隔器≤8.38"；7"油管携带式永久封隔器≤5.91"；5-1/2"油管携带式永久封隔器≤4.5"；

内径：2-7/8"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.347″，3-1/2"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.867″；

内部变径处需进行倒角处理，满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

座封方式及座封压力：油管内液压坐封；

座封启动压力≥1200 psi可调，完全座封压力≤4000psi并可调；

封隔器在座封过程中无芯轴移动；

封隔器具有卡瓦及胶皮保护结构，避免因磕碰导致提前座挂或胶皮磨损导致密封失效的情况出现；

胶皮满足PH值：4~10；

提供封隔器允许下入最大速度、循环最大排量及适应最大井斜与狗腿；

封隔器可通过芯轴切割或者套铣打捞方式实现回收，同时提供切割芯轴及套铣打捞回收工具类型及尺寸；

提供工具详细结构图纸，ISO 14310 V0及V3等相关认证报告；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质。

⑧9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式可回收式封隔器技术要求：

执行标准ISO 14310（API 11D1）；

设计确认等级：9-5/8"、7"封隔器为V3；

设计确认等级：5-1/2"封隔器至少满足V3等级；

工作压差：≥5000psi，并提供封隔器的工作性能曲线；

耐温能力：≥130℃，并提供封隔器的耐温实验报告；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方通知的最终油管扣型决定；

适用套管磅级：9 5/8" 47~53.5ppf；7" 29~32ppf；5-1/2" 17~23ppf；

外径：9-5/8"油管携带式永久封隔器≤8.38"；7"油管携带式永久封隔器≤5.91"；5-1/2"油管携带式永久封隔器≤4.5"；

内径：2-7/8"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.347″，3-1/2"接头扣型的9-5/8"、7"及5-1/2"油管携带式永久封隔器≥2.867″；

内部变径处需进行倒角处理，满足油管通径要求，且内部变径处需进行倒角处理；

座封方式及座封压力：油管内液压坐封；

座封启动压力≥1200psi可调，完全座封压力≤4000psi并可调；

封隔器具有卡瓦及胶皮保护结构，避免因磕碰导致提前座挂或胶皮磨损导致密封失效的情况出现；

提供封隔器允许下入最大速度、循环最大排量及适应最大井斜与狗腿；

封隔器可通过上提管柱方式实现解封，并能够满足不同解封吨位的设置；

提供卡瓦形式、卡瓦牙方向、数量、材质及外径数据\胶筒个数、形状、硬度及外径数据\规环数量、位置、外径及材质；

提供工具详细结构图纸，ISO 14310 V3等相关认证报告；

配齐封隔器所需配件，标明备件类型，用途及数量。

⑨循环及生产滑套技术要求（机械式）：

压力等级：5000psi、并满足气密封要求；

耐温能力：≥130℃；

材质：13Cr-L80；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

内径： 2.75"、2.56"、2.31"、2.25"（或2.437"）、2.188"、2.125"，滑套内带工作筒（台阶，不带No-go）可以坐入钢丝堵塞器、具有压差平衡结构；

提供密封件名称、性能参数及耐温实验报告；

提供配套选择及非选择性开关工具、投捞工具，需考虑其外径能通过上部完井工具。

⑩坐落接头技术要求：

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

最小台阶尺寸：2.81"、2.75"、2.56"、2.31"、2.25"（或2.437"）、2.188"、2.125"坐落接头，其中2.125"坐落接头需有No-go，接头类型可根据各投标商自身情况确定；

材质：13Cr-L80；

压力等级：≥5000psi；

耐温能力：≥130℃；

提供工具详细结构图纸。

11剪切球座及固定球座技术要求：

剪切球座：

本工具用于座封封隔器时实现生产管柱内憋压，座封后能够剪切并满足管柱通径；

扣型：根据买方最终油管扣型决定；

内径：剪切后内径满足油管通径；

材质：13Cr-L80；

使用在管柱中部的情况下，剪切后除座封球外，不能有其他杂物落井；

提供配套座封球，要求与管柱上各工具尺寸匹配能够顺利进入球座，同时剪切后能够顺利落入井底，不影响后续其他工具使用；

剪切销钉适合4≤PH≤10完井液环境；

剪切压力：3000psi~6000psi可调，并标明每级剪切压力，剪切销钉值为200-800psi/支；

单颗销钉的剪切误差值：±50psi/颗，并提供销钉实验数据；

球坐允许的正反循环排量≥0.5m3/min；

提供工具详细结构图纸。

固定球座：

本工具用于座封封隔器时实现生产管柱内憋压，可溶球与固定球座配套，在一定时间内（至少4h）具备密封性能，超过规定时间6h后在工作液中能够自行彻底溶化，保证管柱内部通畅；

扣型：根据最终油管扣型决定；

材质：13Cr-L80；

提供配套可溶球，要求与管柱上各工具尺寸匹配能够顺利进入球座；

可溶球与固定球座配套，在规定时间内具备密封能力，超过规定时间彻底溶化，具体时间要求根据施工需求调整；

可融球应满足130℃井温下，入井后≥4小时情况下的完全密封状态，可融球坐在固定球座时需要满足≥6000psi的压力密封要求，提供不同离子浓度情况下的密封性能曲线；

可融球外径需顺利通过上部所有完井工具及油管；

提供工具详细结构图纸、可溶球材质说明。

12井下安全阀：

执行标准API Spec 14A-12th，V3；

下井深度：≥200米；

压力级别：7500psi；

耐温能力：≥130℃；

扣型：根据最终油管扣型决定；

材质：13Cr-L80；

内径：内部带有台阶NO-GO，3-1/2"油管对应内径≥2.81"；2-7/8"油管对应内径≥2.31"；

安全阀液控管线接口及密封形式：金属对金属密封，气密封压力级别7500psi，推荐具体接口型号；

阀结构及阀密封：活瓣阀，金属对金属密封；

需具有自平衡结构；

配备应急锁定工具，使安全阀永久锁定在开启状态，可通过钢丝作业在安全阀工作筒内投入二级安全阀，提供具体锁定方式；

要求安全阀执行机构为柱塞结构，铰链个数要求≥2个；

安全阀打开或关闭状态，柱塞上下要求有金属对金属的止密封结构；

提供安全阀上下接头与阀体连接扣型、连接强度，要求密封方式为金属对金属密封；

安全阀阀座两端要求具有防尘屑装置；

提供安全阀在地面完全打开的耗油量（不包含液控管线内体积），地面初始开启压力、地面完全开启压力、最小关闭压力；

要求具备防止意外动作的装置或方法，并提供确切方案；

提供工具详细结构图纸及认证报告；

配齐安全阀所需各类接头及配件，并标明具体类型、使用位置及数量。

13流动接箍：

连接于井下安全阀上下用于减少冲蚀；

扣型：根据最终油管扣型决定；

内径：3-1/2"油管对应内径≥2.81"；2-7/8"油管对应内径≥2.31"；

长度：≥2m；

耐温能力：≥130℃；

耐压能力： 5000psi；

材质：13Cr-L80。

14井下安全阀控制管线技术要求：

用于注入液压油控制井下安全阀开关；

尺寸：1/4"；

材质：316L无缝管；

耐温能力：≥130℃；

压力等级：7500psi；

长度：≥800ft；

配齐作业所需的各种接头、变扣及截止阀，每套均需有备件。

15化学药剂注入阀控制管线技术要求：

尺寸：3/8"；

材质：316L无缝管；

耐温能力：≥130℃；

压力等级：7500psi；

长度：每口井长度为独立一盘，不允许分拆，长度≥2000m；

配齐作业所需的各种接头、变扣及截止阀，每套均需有备件。

16钢丝工具技术要求：

此批钢丝工具配合坐落接头及滑套使用，主要用于管柱试压、封隔器座封、滑套开关等作业，要求与本次购买的座落接头及滑套工作筒相配套；

所有工具均应带有防止意外脱手装置；堵塞器带有压力平衡装置，便于后期回收。

17化学药剂注入阀、化学药剂注入阀拖筒技术要求：

化学药剂注入阀技术要求：

压力级别：5000psi；

温度等级：≥130℃。

材质：316；

具备双单流阀，压力级别5000psi，并提供压力测试标准及结果；

化学药剂注入阀与控制管线接头要求金属对金属密封，并可外部试压；

化学药剂注入阀弹簧开启压力可在200~280psi内调节；

具备液控管线至油管内压力屏障功能，即注入管线化学药剂无法直接进入油管，需先克服压力然后实现注入的功能，压力在500~4000psi调节；

化学药剂注入阀破裂盘压力级别可在2000~6000psi内调节，具体由厂家提供计算报告后推荐；

具备化学药剂过滤系统，并自带旁通功能。

化学药剂注入阀拖筒技术要求：

压力等级：5000psi；

温度等级：≥130℃；

外径：投标方应综合考虑生产管柱井下工具控制管线尺寸，确保化学药剂注入阀和控制管线外径满足在3.5“尺寸可以在9.625″47-53.5#套管或2.875”尺寸可以在7”29-32#套管内下入使用的要求；

扣型：根据买方通知为准；

内径：3-1/2″管柱内径≥2.75″；4-1/2″管柱内径≥3.688″；5-1/2″管柱内径≥3.688″；

提供化学药剂注入阀及工作筒连接处密封测试介质及结果。

18气举阀技术要求：

执行标准API Spec 11V1 (R2008)；

承压能力：≥7500psi，并满足气密封能力；

耐温能力：≥150℃；

扣型与数量：

3-1/2"、9.2ppf、13Cr-P110气密扣或者2-7/8"、6.5ppf、13Cr-P110气密扣，具体以买方通知为准；

尺寸：满足9-5/8" 47~53.5ppf及7" 29~32ppf套管使用要求；

工具需配合气密扣油管使用，要求强度不低于油管的使用强度，材质与油管相同；

满足设计注气压力：7~15Mpa，注气量：3×10⁴m3/d~5×10⁴m3/d；

满足注入流液相为：无固相完井液、少量原油及凝析油（气源中携带）；

气源要求：满足天然气、氮气、混合气体注入等；

气举阀：要求打开压力0~15Mpa可设定，满足设计注气压力及流量要求；反向承压能力≥7500psi，并满足气密封要求；

气举阀材质：13CR或同等及以上防腐性能材质；

打开方式：通过环空加压打开；

阀密封方式：金属对金属密封；

气举阀尺寸：1"或1.5"；

气举阀托筒类型：托筒需标明具体结构形式，与气举阀采用丝扣连接，具有气举阀保护装置，丝扣要求气密封压力级别≥7500psi，并推荐具体丝扣类型；要求气举阀托筒机械强度不低于气密扣油管；

外径要求：3-1/2"固定式气举阀工作筒最大外径≤5.827"，2-7/8"固定式气举阀工作筒最大外径≤4.646"；

内径要求：3-1/2"固定式气举阀工作筒最小内径≥2.992"，2-7/8"固定式气举阀工作筒最小内径≥2.394"；

厂家根据本气田井下地质状况以及管柱要求编写气举设计，并进行气举阀开启压力标定；

提供详细的气举阀及配套托筒的工作原理及工具结构图纸；

配齐气举阀所需配件，标明备件类型，用途及数量；

提供所需各工具所需备件及配件包；

提供工具技术资料，包括该产品的结构特点、工作原理、计算及使用方法，关键工具有剖面图。相应的施工程序且施工质量的控制点；

带有橡胶密封件的工具需标明橡胶密封件材质、使用位置及用途，要求橡胶密封件满足井下流体腐蚀、钻完井液酸碱环境（PH至3~12），以及井下温度条件下的使用要求，并提供选材理由说明。

8、服务采办技术要求：

①服务工具租赁：

提供提供各类封隔器、悬挂器总成服务工具、密封短节配套的定位插入密封，及其他相关附件；

各类型封隔器、悬挂器的相关专用回收工具及相关附件；

服务工具以单井总包形式报价。

②人员服务：

竞标方需提供业务熟练，身体健康，综合素质高的专业工程师2名，领队至少有5年海上或10口以上独立带队的现场作业经验，买方有权根据服务人员的经验和服务质量进行评分并按级别付费；

人员服务主要包括清单中所有工具及配套服务工具在*地及海上期间的连接、调试、检查、测试、下入、坐封、验封和等相关服务，以及打孔管管柱内外层的配管及下入服务，提供所需的井口工具，并能够协助其他服务单位完成与其相关的其他工作；

服务商应提供作业完工报告或作业报表的编写；

中标方必须能随时提供有经验的工程技术人员进行相关的技术服务，协同解决有关技术问题，对用户在作业中所遇到的问题，服务方有责任免费进行技术指导；人员按日费进行报价，付费日期从离开舟山基地登平台起，至返回舟山基地截止。

9、其它要求：

要求投标方在中标后能提供所有产品的技术性能、合格证以及相关的操作说明书；

严格遵照保密制度，不得外泄该井任何资料；

关键设备生产不允许外包，个别设备若应标方无生产能力需要外包或需要购买需在应标说明；

招标 (略) 进行监造，请在质量控制及交货周期上予以考虑；

提供该项目的人员组织机构构成；

为应对招标方工作量突增，有可能要求投标方来上海进行免费项目*地支持。

10、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

供应商应具有自己的生产基地和加工厂，封隔器、井下安全阀等关键设备具备自主生产和加工能力。近5年必须至少提供1口井的公示要求中同类型关键完井井下工具销售服务，以及提供至少1口天然气井同类型关键完井井下工具销售服务，并提供以上业绩的相关支持文件。

6

压裂增产一体化服务

1、承包商提供的相关工具必须符合API标准或石油天然气行业标准，能满足压裂、增产作业要求。

2、压裂及酸化增产设备器材自*方发出动员令之日起至到达*方指定地点时间不超过7天（含双休日及节假日）。

3、提供目标井目标层岩心参数实验，压裂液（酸液）室内综合评价实验；目标井压裂、酸化增产设计（包括工艺设计、施工设计）；目标井所需的压裂、酸化增产工具及配套技术服务；目标井所需的设备、人员，并负责压裂、酸化增产现场施工作业；适用于目标井的压裂液体系（酸液体系）材料；措施后生产期的效果分析、跟踪评价，对措施后评价研究内容进行汇报，提交评价研究报告。

4、能提供封隔器滑套分段压裂工艺、水平井桥塞分段压工艺等成熟压裂工艺；根据目标井储层特征、岩石润湿性、黏土矿物成分分析及地层水矿化度、储层流体性质（油、气、水、二氧化碳含量）等条件，优选适合于目标井地层条件的压裂液体系；根据井身结构，设计满足压裂施工及测试需求的压裂管柱；根据平台及井筒条件编制可行的压裂工艺设计及施工设计；提供压裂液交联实验、高温流变实验、破胶性能、残渣含量、防膨率测定、表/界面张力测定、与地层流体的配*性实验、岩心伤害实验等试验报告，支撑剂破碎实验、支撑剂导流能力实验等试验报告；提供的压裂液体系添加剂及相关材料要符合海上作业相关安全环保要求。

5、提供酸化增产工艺设计及施工设计；开展酸液与储层酸化评价实验，包括酸溶解率实验、酸浓度实验、岩芯流动实验、缓蚀剂腐蚀实验、反应物毒性实验等；要求酸液体系具有良好的注入性能；提供的酸液与地层反应后，返排液须有生物毒性实验，返排液的排放要符合海上作业相关安全环保要求。

6、提供详细的压裂（酸化）工艺设计及施工设计，内容包括但不限于设备摆放及连接、压裂液体系性能评价、泵注程序及流程、设备要求等；提供压裂液（酸液）添加剂的化学品材料的MSDS、安全风险分析及预控措施等；提供现场服务团队，要求工程师满足中海石油（中国） (略) 的出海要求，领队具有5年或10井次独立带队进行压力增产作业的现场经验，能够整体把控并指导整个压裂施工过程；完成压裂液（酸液）体系的现场配置、泵注等服务，要求提供现场施工压裂液（酸液）体系性能检测需要的设备与工具、人员服务，完成现场配制压裂液（酸液）体系的黏度、pH值等指标检测；负责回收所有剩余压裂（酸化）材料及空容器。

7、拟签订合同有效期：3年。

2023年2月

必须要有近五年有压裂增产作业业绩，并提供相关支持文件。