煤层气钻井技术规范
1.总则
根据钻探目的不同，煤层气井分为探井、开发井两种类型。煤层气探井以发现和获得储量为目的；煤层气开发井以面积降压和煤层气最大产出为目的，保证煤层气田高效开发。
2.煤层气井钻井设计
2.1 煤层气探井钻井设计
2.1.1 煤层气探井钻井工程设计内容应包括：区域地质简介、设计依据及钻探目的、设计地层剖面及预计煤层和特殊层位置、技术指标和质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级、地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、井控设计、取心设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻施工重点要求、完井设计、健康安全环境管理、完井提交资料、特殊施工作业要求、邻区与邻井资料分析、钻井进度计划以及单井钻井工程投资预算等。
2.1.2 煤层气探井钻井设计应以保证实现钻探目的为前提，充分考虑录井、取心、测井、完井、压裂试气等方面的需要。
2.1.3 煤层气探井钻井工程设计应体现“安全第一”的原则。目的煤层段设计应有利于取资料和保护煤层；非目的层段设计应主要考虑满足钻井工程施工作业、提高钻井速度和降低成本的需要。
2.1.4 煤层气探井钻井工程设计应采用国内成熟适用的先进技术，确保煤层气钻探目的的实现。
2.2 煤层气开发井钻井设计
2.2.1 煤层气开发井钻井工程设计内容应包括：区域地质、交通和气候概况、设计依据、技术指标及质量要求、井下复杂情况提示、地层岩石可钻性分级及地层压力预测、井身结构设计、钻机选型及钻井主要设备优选、钻具组合设计、钻井液设计、钻头及钻井参数设计、欠平衡设计、井控设计、煤层保护设计、固井设计、新工艺与新技术应用设计、各次开钻或分井段施工重点要求、完井设计、健康安全与环境管理、生产信息及完井提交资料、钻井施工设计要求、特殊工艺施工要求、钻井施工进度计划和单井钻井工程投资预算等。
2.2.2 同一区块井身结构相似的一批开发井，在区块钻井设计的前提下，单井钻井设计可以简化。
2.2.3 开发井钻井设计应结合煤层气低产特征，优先考虑水平井、多分支井、空气钻井等钻井方式，保证钻井质量，提高煤层气井产量，满足煤层气高效开发的要求。
3.煤层气井井身结构
按照《SY/T 5431 井身结构设计方法》，井身结构设计应当充分考虑煤层气井地质设计要求、地质目的、地层结构及其特征、地层孔隙压力、地层破裂压力、地层坍塌压力、地层水文条件、完井方式、增产措施、生产抽排方式及生产工具等。
3.1 所设计的井身结构应简单合理，满足钻井完井生产、获取资料、压裂和排采的需要。
3.2 采用钻井工艺技术应有利于保护煤层。
3.3 充分考虑到地层出现漏、涌、塌、卡等复杂情况的处理作业需要，以实现安全、优质、快速钻井。
3.4 生产套管一般应采用钢级为J55 或N80 的φ139.7mm 套管，确因产水量大或地层复杂，可采用更大直径的生产套管，目的煤层以下留60m口袋。
3.5 一般情况下，采用二开井身结构：
表层套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；
生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。
3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，采用三开井身结构：
一开：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；
二开：φ215.9mm钻头×φ177.8mm套管；
三开：φ152.4mm钻头×裸眼完井。
3.7 地层条件较复杂的探井，可采用三开井身结构：
表层套管：φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管；
技术套管：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；
生产套管：φ215.9mm钻头×φ139.7mm套管。
4.煤层气井钻井技术
4.1 根据设计钻探深度和《SY/T 5375 旋转钻井设备选用方法》的标准，合理选择钻机设备，设计钻机最大负荷不得超过钻机额定负荷能力的80%。
4.2 钻井循环介质选择和煤层保护要求：煤层以上井段应选用防塌性能好、有利于提高机械钻速的钻井液；煤层段推荐使用清水钻井，对异常高压或大段复杂煤层使用无固相钻井液；开发井应尽量采用空气等欠平衡钻井，减少煤储层的伤害。
4.3 参照《SY/T 6426 钻井井控技术规程》制定煤层气井井控技术要求。开发井原则上应安装防喷器。在煤田地质详查区、地质资料证实无常规天然气层，且不含硫化氢等有毒气体的低产煤层气开发井可不安装防喷器，但应有详细的防井涌、井喷技术措施和应急预案，确保一次井控。
5.煤层气井完井技术
5.1 完井方式（包括套管射孔完井、裸眼完井或裸眼洞穴完井）的选择应结合实钻煤层特征和煤岩力学特性，考虑增产方式、气藏工程和排采要求确定。一般情况，完井井口应安装简易套管头。
5.2 固井施工前，钻井监督应要求固井技术服务公司依据钻井设计和实钻地质录井资料，结合钻井施工现场情况编制相应的固井施工设计，并报项目部备案。
5.3 下套管作业前，钻井监督应要求承包商进行套管及附件检查，固井施工前，对水泥浆性能进行检测，水泥浆性能达到设计要求后方能施工，固井作业过程中应加强水泥浆的采集分析，施工参数应达到固井施工设计要求。
5.4 固井施工结束后，根据设计要求，在规定的时间（一般间隔48 小时）内进行固井水泥胶结测井，并按要求进行试压。
6.煤层气井钻井质量
6.1 钻井施工应加强质量管理，井身质量合格率应达到100%，固井质量合格率不低于99%，取心收获率达到设计要求。
6.2 定向井、水平井、多分支水平井等特殊工艺井的井身质量应执行相应的标准，定向井中靶率应达到100%，进入煤层后钻遇率不低于85%。
6.3 煤层气钻井取心采用绳索式取心，井深1000m 以浅的井，岩心出井时间不超过25 分钟，岩心直径应大于φ65mm，取心收获率非煤层段不低于90%；一般煤层不低于80%；粉煤不低于50%。
7.煤层气井井身质量
7.1 钻井深度：钻达设计井深或完钻要求井深，以转盘面至井底，校核钻具实际长度为准的钻井深度。
7.2 井斜角：αmax≤3°（井深≤1000m）；αmax≤4°（井深1000～1500m）。
7.3 最大全角变化率：Kmax≤1°/25m（井深≤1000m）；Kmax≤1.3°/25m（井深1000～1500m）。
7.4 井底水平位移：s≤20m（井深≤1000m）；s≤30m（井深1000～1500m）。
7.5 平均井径扩大率：非煤层段Cmax≤15%；固井完井的煤层段Cmax≤25%。
7.6 钻井过程中以单点测斜监测为准，完井以完钻电测连续测斜资料为准，最后一测点距离完钻井底不大于10m。
8.煤层气井固井质量
8.1 套管下深应达到设计要求：表层套管口袋≤1m；技术套管口袋1～1.5m；生产套管口袋1.5～2m，完井人工井底至套管鞋距离≥10m。
8.2 水泥返高要求：表层套管水泥返到地面；技术套管满足工程需要；生产套管水泥返到最上一层煤层顶界200m以上，人工井底至目的煤层底界长度≥40m。
8.3 套管柱试压符合《SY/T 5467 套管柱试压规范》的要求。
8.4 按设计装好井口，并试压达到要求；完井井口装置必须符合设计要求，装好套管头，井口套管接箍顶部应保持水平，生产套管接箍顶部与地面距离小于0.25m；试压完立即用丝堵或盲板法兰将井口封牢，并电焊井号标记。
国内首台电驱700型压裂泵车在中国石化什么单位试用?
近日，由中国石化西北油田分公司采油三厂、油田供电管理中心及承包方联合研制的700型压裂泵车在th10428x井顺利完成测试，这是国内首台以电驱为动力的700型压裂泵车。
近年来，压裂泵车费用占成本比重逐年上升。“以柴油驱动的泵车作业为例，每小时支出作业成本近500元。”该厂生产运行科副科长陈震告诉记者，“去年，仅泵车费用这一项，该厂花费成本1456万元。”
进入2015年，在低油价的新常态下，面对盈利变窄、成本压缩的严峻形势，该厂坚持低成本开发的新常态。如何降低泵车费用，成为他们亟待破解的难题之一。
今年初，为了降低泵车作业费用，该厂联系施工单位及生产厂家进行联合攻关。按照该厂提出油改电的设计思路，他们开发出国内首台700型电驱压裂泵车，并与6月9日将首台泵车运抵采油三厂th10428x注水现场。
6月12日，在th10428x井的作业中，该泵车运行平稳，能够满足现场生产需求，设备性能得到充分认可。
700型电驱压裂泵车的“问世”，不仅填补了国内700型电驱压裂泵车的空白，而且进一步降低了该厂泵车的作业费用。与此同时，“油改电”即降低了作业现场安全风险，还实现了清洁生产。
“与传统的柴驱泵车相比，通过测算，扣除电费成本，单台泵车预计每小时至少降低作业成本150元。”陈震说，“投用后，该台泵车年预计可节约成本100万元。”
有控水力压裂放顶理论和技术及其在煤矿坚硬顶板管理中的应用
水力压裂技术首先是在石油开采工业中的三次采油中得到应用。著者在“六五”科技攻关中研究了水力压裂技术在煤矿坚硬顶板放顶中的应用，提出了有控压裂，目的是根据坚硬顶板放顶要求设计压裂层厚度，水力压裂要保证压裂层厚度的要求，为此著者研究解决了有关的有控压裂理论和技术。在这一节里简单地介绍一下有控压裂理论和技术及其在煤矿坚硬顶板管理中的应用。
长期以来，煤矿坚硬顶板管理一直是难以解决的重大问题，曾采用过爆破法、拉槽法、注水软化法试图将坚硬顶板放下来，而至今也没有很好地解决。
新中国成立以来，我国大同煤矿曾发生过40多次冒顶事故，其中重大事故27起，使矿工生命和国家财产遭到重大损失。大同煤矿曾采用过许多措施试图实现将采空区煤层顶板放下来，消除冒顶隐患，如三强对两硬（强力支撑、强力开采、强制放顶，对付坚硬顶板和硬煤层）及注水软化等办法放顶。这些方法取得了一定的效果，但由于对坚硬顶板难冒原因不清，所以采用的技术措施缺乏理论依据，故有时有效，有时无效，无法做到控制自如。
原苏联的煤矿地质情况与中国大不相同，煤层顶板多为粘土质胶结，水可以软化，因此提出注水法。而大同煤矿2＃、3＃煤层难冒顶板多数为硅质及钙质胶结，少数为粘土质胶结。注水软化对大同煤矿坚硬顶板放顶效果不大，而注水过程中实际上也存有压裂，由于无法做到有效控制，故在大同煤矿注水软化放顶实践时，有时奏效，有时无效。大同煤矿迫切要求从理论和技术上解决这一难题。
1.坚硬顶板放顶理论
1983年初，我们到大同煤矿进行调研，经过现场地质调查和井下采访考查，认为大同煤矿坚硬顶板难冒的原因在于顶板岩体完整，坚硬，刚度大，故难冒。据此我们提出：采用有控压裂方法将完整结构的厚层坚硬顶板改造成具有板裂结构性能的薄层组合顶板（图10-14），降低顶板抗弯刚度，制造失稳条件，变难冒顶板为易冒顶板，提供在顶板自重作用下随采随冒的条件，即随着采煤工作面前进，做到在人工控制下顶板安全的逐次冒落。为此，必须解决：①有控压裂技术；②有控压裂放顶理论及放顶设计方法。著者组织了室内及野外现场实验和理论分析工作，成功地从理论到技术方面解决了这一难题。这一理论和技术不仅适用于硅质、钙质胶结的砾岩顶板，亦适用于粘土质胶结的砾岩顶板放顶，对坚硬顶板放顶具有普遍意义。
图10-14 坚硬顶板改造的理论模型
2.有控压裂技术研究
经过认真比较，我们选定采用的油田三次采油中用过的水力压裂方法作为实现有控压裂放顶技术，在这项研究中经三次大型现场实验、室内模型实验及理论分析，解决了用于有控压裂放顶的5个关键性压裂理论和技术问题。
图10-15 开裂面解释
（1）开裂方向及压裂压力：根据岩体力学理论，经过计算分析求得水压致裂方向系垂直于地应力和岩体抗拉强度之和为最小值的方向（图10-15）。为了掌握开裂方向，必须掌握压裂时顶板岩体内的地应力及岩体抗拉强度。为此，研究过程中利用水力压裂法测量了大同煤矿云冈矿2＃、3＃煤层顶板内的地应力及岩体抗拉强度（表10-2）。测定结果为：地应力最大主应力方向近水平，最小主应力方向近垂直于地面，且岩层近水平，顶板岩体最小抗拉强度方向亦近垂直。据此可以判断，大同煤矿云冈矿在开采前压裂时，开裂方向应该是近水平的。压裂压力σf从理论上分析得到：σf≥σ3+σt，在云冈矿实测结果σ3=3MPa，σt=1MPa，则σf=4MPa左右，现场压裂试验结果证明，上述结果是正确的。
表10-2 大同煤矿云冈矿8307盘科6＃孔地应力测量结果
（2）开裂位置控制技术：这是有控压裂顶板的关键技术之一。裂缝位置是根据放顶设计确定的，压裂时必须保证实现设计要求。在本项研究中，采用了短距离双向密封的分隔器控制裂缝位置（图10-16）。实验结果证明，这套双向密封分隔器可以做到在裸孔条件下，在密封压力达28MPa时正常工作，分隔器密封段长度可以短至1.4m，裂缝位置控制误差小于30cm。
图10-16 双向密封分隔器控制压裂技术
图10-17 压裂段控制试验结果
（3）压裂层厚度控制技术：利用短距双向密封分隔器控制裂缝开裂位置办法控制压裂段厚度（图10-17），现场实验做过最小压裂厚度可以小于3m。根据放顶设计计算分析，设采场跨度120m，空场距离30m，则在自重作用下顶板塌落厚度最小可选取3.5m，完全可以满足要求。
（4）压裂半径及压裂孔间距：这是有控压裂十分关键的参数，张文彬博士从岩体力学理论出发，推导得压裂半径R计算公式为：
地质工程学原理
式中：Q为注入水量，l/min；E为岩体弹性模量，MPa；t为压裂时间，min；σt为岩体抗拉强度，MPa。
现场实验过程中利用微震仪接收声发射信息分析及井下观测孔实测结果比较表明（表10-3），所提出的压裂半径计算公式是可靠的，可以用于确定压裂孔间距D：
表10-3 水压致裂半径R计算与实测结果比较
地质工程学原理
实际工作中采用的压裂孔间距应该小于2R。
（5）开裂面形状：
压裂半径公式推导中，我们假定开裂面形状是圆形的。由于岩体不均一性，实际上可能不是圆形的。为了证明假定的可信程度，本研究中在现场压裂实验过程中用激化电位法进行探测，结果证明开裂面形状近似为圆形（图10-18）。
本课题研究中，从理论到实际上解决了有控压裂放顶技术中的关键性理论和技术，完全可以做到人工有控压裂；即要想在什么位置压裂，就可以做到在什么位置上压裂；要想将顶板压裂成多大厚度薄板，就可以压裂多厚，但必须弄清顶板岩体力学性质。
图10-18 激化电位法测得的开裂面形状
图10-19 有控压裂放顶力学模型
3.有控压裂放顶理论及放顶设计研究
为了防止发生一次性大规模顶板冒落发生灾害性事故，本项研究中提出了逐次冒落放顶理论，即当掘煤机前进约30m时，要求顶板冒落高10m左右，在掘进机前进60m时再冒落一次，将计划放顶部分顶板放下来，这样可防止产生冲击波危害。为了实现这一设想，我们提出了由保护顶及加载层构成的组合梁板放顶力学模型，利用结构力学及弹性力学理论对这一模型给出了解析解并通过室内模拟实验及现场试验进行了验证。
（1）力学模型：根据压裂放顶理论及各压裂层的功能要求，其力学模型示于图10-19。其中第一层为保护层，以保证安全作业，第二、三层为加载层，保证实现逐次冒落。通过满足层间接触条件，求得了各层厚度计算公式。
（2）保护顶板厚度设计计算公式：
对初次冒落来说，保护顶板厚度H1为：
地质工程学原理
掘进过程中，保护顶板厚度H1为：
地质工程学原理
式中：γ为岩体重度，kN/m3；l为悬顶长度，m；σt为顶板岩体抗拉强度，MPa。
第一个加载层厚度设计计算公式
地质工程学原理
地质工程学原理
a.对初次冒落来说，
地质工程学原理
b.对掘进过程中来说，
地质工程学原理
第二加载层厚度
地质工程学原理
地质工程学原理
a.对初次冒落来说，
地质工程学原理
b.对掘进过程中来说，
地质工程学原理
4.在上述不同压裂层厚度条件下悬顶长度l
按下式确定：
a.对初次冒落来说
地质工程学原理
b.对掘进过程来说
地质工程学原理
压裂层厚度H与悬顶长度l是相互依存的，在实际设计工作中需要通过多次试算求解，我们给出了电子计算机计算程序。这样，我们比较全面地解决了有控压裂放顶理论和技术中有关问题，给出了全部设计参数选择方法及地面和井下压裂技术。
页岩气压裂 安全保证措施有哪些
页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的天然气资源，中国的页岩气可采储量较大。
页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。较常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产页岩气分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。
页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附和游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源和化工原料，主要用于居民燃气、城市供热、发电、汽车燃料和化工生产等，用途广泛。页岩气生产过程中一般无需排水，生产周期长，一般为30年～50年，勘探开发成功率高，具有较高的工业经济价值。我国页岩气资源潜力大，初步估计我国页岩气可采资源量在36.1万亿立方米，与常规天然气相当，略少于浅煤层气地质资源量的约36.8万亿立方米。
页岩气开采技术，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术，这些技术正不断提高着页岩气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。如果能引进这些先进技术，将为中国页岩气开发助一臂之力。
中国页岩气开发技术不断进步：一个是钻井技术，3500米的页岩气井、2000米的水平钻最快45天就完成。二是分钻压裂技术已经完全掌握并基本实现了国产化。
煤层气试采技术规范
1.总则
为规范煤层气井试采管理，提高工程技术水平，特制定本规范。
煤层气试采包括探井试采、试验井组试采。
煤层气试采应以获得真实完整的产能、流体性质、地层压力、温度及解吸压力等资料为目的，为进一步勘探或编制煤层气开发方案提供依据。
2.试采工程方案与设计
2.1 编制煤层气井试采工程方案应以获得煤层真实产能、气液性质、压力、温度等为目的。试采时间以能满足储量申报和获得煤层真实产能要求为原则。
2.2 依据钻井、测井、分析化验等资料，确定试采层位、井段，明确施工井目的和目标。
2.3 依据煤层物性、含气量、临界解析压力、煤层顶底板力学性质等参数，利用储层模拟软件预测气、水产量历史曲线、不同阶段煤层压力分布图，综合考虑自然、地理、生产条件等各种因素，优化试采设备，确定生产参数。
2.4 进行煤层应力敏感性试验，根据煤层物性及其所含流体性质，结合试验结果确定不同抽排阶段的工作制度，主要包括液面下降速度和套压、油嘴的控制。
2.5 研究分析防腐、防砂、防煤粉、检泵、冲砂、解堵等技术应用的必要性，筛选主体配套技术及相应的工艺参数。
2.6 分析储层伤害的潜在因素，筛选与储层配伍的入井流体，提出储层保护措施。
2.7 试采完成后，要求在煤层顶界以上100m 采取封堵措施，原则是既能保证煤层流体不发生泄漏，又方便重新利用。考虑到煤层排水后的高漏失，原则上禁用水泥塞。
2.8 对含硫化氢等有毒气体进行预测，并有完整的处置措施；编制合理、经济可行的气、水处理措施。
3.试采设备
3.1 地面设备
3.1.1 修井机具有25t 以上的提升能力，能满足1000m 以内煤层气井作业的要求。
3.1.2 发电机满足作为井下试采设备动力及日常生活的要求。
3.1.3 封井器具有10MPa 井口压力的密封能力。
3.1.4 分离器满足10×104m3以下气水分离能力。
3.1.5 举升设备采用数控装置，实现无级变速调节。
3.1.6 采油树具备10MPa 井口压力的密封能力。
3.1.7 测气装置满足50～100000m3/d 的计量要求，有连续计量能力，既可记录瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。
3.1.8 通信设备满足从施工现场到基地及项目部三地的通信需要，实现数据、图片电子化传输。
3.2 井下设备
3.2.1 油管具有防腐能力。
3.2.2 泵：要求有一定的防砂、防煤粉能力，组合排水能力为实际日产水量的1.1～1.5 倍，通过与变频装置配合，实现排水量无级变速调节，适用于不同阶段排水量的变化。
3.2.3 泵挂：对压裂直井、斜井，管式泵、杆式泵吸入口初期阶段下至射孔井段以上20～100m，后期下至射孔井段底界以下10m。潜油电泵井、螺杆泵井泵挂最底端下至距实探砂面25m；对多分支水平井、洞穴井，泵挂最底端下至射孔段或洞穴井段以上5m。
3.2.4 排水设备标准选择：日产水量 100m3，优先选择抽油机作为举升设备；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉情况不严重，选择螺杆泵；日产水量100～200m3，且煤层出砂、煤粉严重，或日产水量200m3选择潜油电泵。
3.2.5 抽油机选型：利用API 计算法和图表选择法进行抽油机选型，采用举升优化设计技术对举升系统进行优化，主要内容包括：泵深、泵径、抽油杆尺寸及配比、油管尺寸、地面设备型号、工作参数等；在经济技术条件允许和满足产水量的前提下，泵径越小，光杆负荷越小，有利于设备利用，同时为了提高冲程效率和泵效，尽量利用长冲程、小冲次；悬点载荷应较油井附加一定的安全系数，对斜度小于4°的井附加10%；大于4°的斜井附加10%～50%；高产水量井（200m3/d），气层套管内径不得小于150mm。
4.排采工程
4.1 抽排制度
4.1.1 抽排以最小工作制度启动，逐步增大排量，保证井底流动压力均匀缓慢下降。对于直（斜）井排采初期日降液面小于20m，当接近解吸深度时日降液面应小于5m；对于洞穴井、多分支水平井等特殊井应控制降液面速度，一般应小于5m/d。抽排过程应连续，无特殊情况中途不得间断。
4.1.2 以油嘴或针型阀控制环空压力，套压控制以0.5MPa 为宜，原则上不超过1.0MPa。
4.1.3 当有煤层气产出，但不能连续测气，应在出口处每8 小时点火一次，进行产气情况描述，若产气连续，应将套管和油管产出气一并引出进入地面流程计量。
4.2 抽油机井工作制度
4.2.1 对于抽油机井应定期进行示功图和动液面测试并诊断分析，及时采取调参、换泵等措施。
4.2.2 定期进行系统效率测试，采用先进的提高抽油机井系统效率优化设计技术，通过调整工作参数、选用节能降耗设备等措施提高系统效率。
4.2.3 及时调整抽油机井平衡，保持平衡比在85%～100% 之间。
4.2.4 按有关标准和规定做好地面设备日常维护保养工作。
4.2.5 应采取气锚等防气措施，对于斜井、发生杆管偏磨的井应采取扶正等防偏磨措施。
4.3 电潜泵工作制度
4.3.1 根据煤层特征、地下流体特征、压力、温度等资料，合理选择电潜泵和泵挂深度，使电潜泵保持在最佳工作区间，保证高效、经济、合理、安全运行。
4.3.2 电潜泵正常运行时按电机额定电流1.2倍调过载保护，按电机实际电流的0.8倍调欠载保护，欠载延时启动时间不得小于30min。电机工作电流不平衡度不能大于5%，电压不平衡度不得大于3%。
4.3.3 加强对变压器、控制柜等设备维护保养，若出现过载停机或欠载停机时，应按照规程进行检查，查明原因并采取有效措施后方可重新启动电潜泵。电潜泵启停应由专业管理人员操作。
4.3.4 应采用井口变频装置，适时调节电机转速，保证供排协调。
4.3.5 加强对电流卡片的分析，结合其他动态资料对潜油电泵的工况进行综合诊断，及时采取调整措施，保证在合理的地面驱动工况下运行。
4.4 螺杆泵井工作制度
4.4.1 根据气井特征，对地面驱动设备、杆管柱、井下泵、工作参数等进行系统优化设计。
4.4.2 螺杆泵在使用前应进行水力性能检测，未达到指标要求严禁使用。
4.4.3 螺杆泵应采用防反转装置，井下管柱必须锚定。
4.4.4 螺杆泵井正常生产时沉没度应在100m 以上，泵挂处产出液温度应低于螺杆泵定子额定耐温指标，产出液硫化氢含量应小于2.5%。
4.4.5 加强螺杆泵地面驱动装置日常维修保养，搞好日常管理和工况分析，发现问题及时处理。
4.5 中途作业工作制度
4.5.1 作业首先应在对当时井下技术状况进行分析的基础上，根据安全、可靠、合理的原则，做出合理设计。
4.5.2 压井液应与煤层进行配伍性试验，优化压井液密度、黏度等参数，防止和减少煤层伤害，有条件的尽可能采用煤层产出液（需过滤杀菌）。
4.5.3 作业过程中如果采用钻、铣、磨工序，应确定合理的钻压、钻速以及工具，保证不损坏套管。
4.5.4 所有工具（含油管、抽油杆）、仪器应清洁，经地面检查、测量，确认可靠后方可下入井内。
4.5.5 采用可靠的井口防喷装置，制定可行的井控措施，保证施工安全。
4.5.6 严格计量漏失压井液量，对可能造成的煤层伤害进行评估。
5.储层模拟
5.1 煤层气井生产时间长，出气机理不同于常规油气，短期内获取煤层气井完整生产特征应借助于储层模拟。模拟应采用国际上通用的COALGAS、COMMET等软件，提倡自主开发软件。
5.2 预测项目包括：气、水日产量，气、水累计产量，地层压力变化等。
5.3 储层模拟应包括以下方面：试采前模拟主要用于预测初始阶段出水产气情况，并根据预测情况指导设计；试采期间模拟与实际生产相结合，用于修正模拟参数，并利用修正后参数预测下一阶段生产特征；若产量历史拟合曲线与实际生产曲线有连续2个月符合率在90%以上，则认为试采结束。
6.资料录取
资料录取工作包括正常抽排时日常资料录取、增产措施和中途作业资料录取、测试资料录取等。
6.1 日常资料录取
6.1.1 录取项目包括：开井时间、工作制度、油嘴、套压、油压、环空动液面或井底流压、气水产量、累计产量、取样时间、取样部位、气体组分、产出水水型分析、固体颗粒物产出情况描述、点火描述等。
6.1.2 油套管、分离器、管线均选择合适的压力表，所测压力要求在压力表1/3～2/3量程范围内。
6.1.3 气、水应连续计量，既有瞬时流量，又有累计流量，流量计应定时校正。
6.1.4 如采用垫圈流量计计量气量，每4 小时测气1 次，日产量采用平均值。
6.1.5 取样要求：在井口或气水分离器处采取样品；现场初期每日取水样一个，并进行简易分析，要求做出氯根、pH值、含砂及煤粉量。采用冻胶压裂的井，排完压裂液前要求做黏度分析；每30日取样做气、水全分析1次，每次取样各3支，样品量不少于500ml，水样水型应一致，氯根相差小于10%，天然气样含氧小于2%，样品密度差小于0.02；特殊取样要求在专业人员指导下进行。
6.1.6 鼓励煤层气试采井组采用远程自动化计量。
6.2 增产措施和中途作业资料录取
6.2.1 通井包括时间、油管规范、根数、方入、遇阻加压顿位、井底深度、通井规简图、管柱结构示意图、通井规痕迹描述。
6.2.2 检泵包括泵型号、各附件名称、型号、深度、管（杆）柱结构示意图、防冲距。
6.3 测试作业（主要包括注入/ 压降试井、流压/ 静压点测试、抽油机井示功图测试和环空动液面测试等项目）录取
6.3.1 测试作业应实行全面质量控制，严格遵守行业标准和相关规定，保证录取资料的有效性，满足试采管理和动态分析的需要。
6.3.2 测试施工前应清楚测试井下状况，井筒条件应能保证测试仪器畅通起下；施工时应严格执行设计，取全取准各项资料。
6.3.3 测试仪器、仪表及其标定装置应按照国家、行业计量的有关规定进行检定，并定期调整和校准，超过校准检定有效期的不准使用。
6.3.4 测试资料解释应用多种方法进行对比验证，要求提供详细的试井分析曲线、数据及分析解释结果，同时参考地质、测井、岩心等资料进行综合分析，使选择的解释模型和计算参数准确可靠。
6.3.5 测试施工一次成功率90% 以上、测试资料合格率99% 以上，仪器仪表及其标定装置定期校准检定率100%。
6.3.6 注入/ 压降试井要求：应在煤层首次排采之前进行；应选用专用的煤层气试井设备，可实现井下多次开关井；高性能的井下电子压力计，精度不低于0.05%FS，分辨率不低于0.001MPa，采样间隔不大于3s，一次采样点不少于20000点；应采用地面直读设备；注入前，应进行阶梯注入破裂试验；注入速率应适中，既不致使煤层破裂，又可造成煤层足够的压力激动。注入过程速率波动值不大于10%；注入时间8～10h，应保证注入过程的影响半径不小于10m，关井不少于3倍注入时间；注入/压降过程中，要求连续记录井口压力值、注入量；测试用液体为经过滤处理的防膨活性水，以减少注入液对煤层的伤害。配液量为预测注入量的2倍。
6.3.7 现场每天测液面一次，试采停止后测液面恢复24h。
7.煤层气试采动态分析
7.1 煤层气井产出状态分析：根据理论模拟和室内计算的解吸压力推算解吸出气的排采时间、动液面，分析煤层气井出气前后的液面变化、流体性质等。
7.2 煤层气井生产能力变化分析：根据区块煤层气藏的地质特征，单井控制储量、煤层渗透率等资料分析产气量的变化因素、延长稳产时间，不断提高煤层气藏采收率。
7.3 根据煤阶特性，分析煤层气井合理的工作制度和降液面的幅度，控制煤粉产出和防砂的技术方法。
7.4 大井组和区块开发的煤层气井应分析井间干扰的相互关系程度和煤层气藏压降的速度等，提出快速合理整体降压的有效办法。
7.5 根据煤层的能量情况，分析煤层气井产水、产气的能力与抽汲设备的匹配状况，提出抽汲设备潜力和存在问题，提高设备效率，最大限度地挖掘气藏潜力。
7.6 煤层气井试采动态分析应包括月度、年度生产运行数据及曲线；综合开发数据表及排水采气曲线；煤层气藏压力分布等值线图；煤层气藏单井累计产出水与出气关系曲线；煤层气井气、水组分和性质数据表；煤层气井排采工艺数据表及泵效分析数据；煤层气井抽汲效率分析数据表。上述分析主要针对直井，对于水平井、多分支井等特殊井的动态分析，还应在实践中补充完善有关资料。
7.7 煤层气井试采工艺技术分析应包括：井筒管理状况分析；抽油机地面配件和井下配件使用效果分析；产出水处理效果和环保要求分析；生产测井工艺技术及效果分析；气、水计量设备、仪器、仪表使用效果分析；井下作业质量分析；新工艺、新技术推广效果分析。
（三）制定规范的主要依据
制定煤层气资源储量规范的依据，首先是十多年的勘查工作积累的实践经验，对部分地区的煤层气资源已经达到了较高的认识程度，大量的资源量等待上升为储量投入开发。广泛的国际合作为煤层气资源储量规范提供了实施环境。
另外，大量可借鉴的相关规范和文件，为制定煤层气规范提供了技术支持，这些规范、文件有：
1）GBn/T270-1988 天然气储量规范；
2）煤炭资源地质勘探规范（全国储委1986年）；
3）GB212—1991 煤的工业分析方法；
4）MT/T77—1994 煤层气测定方法（解吸法）；
5）美国石油工程师协会（SPE）、世界石油大会（WPC）、美国证券交易管理委员会（SEC）关于油气储量的定义、分类与分级；
6）联合国国际储量/资源分类框架（固体燃料和其他矿产）；
7）GB/T17766—1999 固体矿产资源/储量分类；
8）国内外关于煤层气储量分类、计算、评价及实例的相关文献；
9）中联煤层气有限责任公司技术规范：煤层气含量技术规范；煤的高压容量法等温吸附实验规范；煤层气钻井工程质量标准；煤层气井测井作业规程；煤层气注入/压降试井技术规范；煤层气井压裂技术规程；煤层气井排采工程技术规程。