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GB／T 40546-2021 煤层气井排采工程设计规范.pdf5.3.2抽油杆选择及杆柱结构设讯
5.3.2.1抽油杆及杆径
单级杆径选择时首先根据抽油机悬点最大/最小载荷计算抽油杆柱顶部的最大、最小应力，进 而求出杆柱循环应力的应力幅、折算应力和最大许用应力TTAF 067-2020 移动智能终端及应用软件用户个人信息保护实施指南 第6部分：应用软件敏感权限规范，最终确定抽油杆杆径。 b） 多级杆径的选择按SY/T5873一2017中7.1执行。 .3.2.2 抽油杆结构自下而上为：柱塞、抽油杆、光杆。
5.3.3油管选择及管柱结构设计
.3.1根据油管下入深度、油 油管最大允许下入深（长 计算见公式（1)，油管管体和接
式中： Ly 油管最大允许下人深（长）度，单位为米（m）； P. 管柱螺纹的抗拉极限负荷，单位为千牛（kN)； m 管柱螺纹的抗拉安全系数，一般取1.3（API油管取1.015）； P 锚定或解封压力，单位为千牛（kN)； PL 作用在固定阀上的静液柱载荷，单位为千牛（kN)； a 考虑摩擦阻力、动载荷时的系数，一般取1.2～1.6； K 浮力系数（K=1一ditdi为井内液体相对于管柱钢材的相对密度）； q 油管在空气中每米质量，单位为千克每米（kg/m）； g 重力加速度，单位为米每二次方秒（m/s"）。
L 油管最大允许下人深（长）度，单位为米（m）； P 管柱螺纹的抗拉极限负荷，单位为千牛（kN)； m 管柱螺纹的抗拉安全系数，一般取1.3（API油管取1.015）； P 锚定或解封压力，单位为千牛（kN)； PL 作用在固定阀上的静液柱载荷，单位为千牛（kN)； 考虑摩擦阻力、动载荷时的系数，一般取1.2～1.6； K 浮力系数（K=1一dit，di为井内液体相对于管柱钢材的相对密度）； q 油管在空气中每米质量，单位为千克每米（kg/m）； g 重力加速度，单位为米每二次方秒（m/s）。
GB/T 405462021
5.3.3.2油管柱结构自下而上为：丝堵、沉砂管、筛管、压力计短节、泵、油管等
5.3.4.1抽油机悬点最大载荷和曲柄轴最大扭矩按照SY/T5873一2017中5.1.1的规定执行 5.3.4.2优先选用可调速电机
5.3.5抽油机井下基本油管柱结构
抽油机井下基本油管柱结构示意图见图2
根据泵排量确定泵型，泵排量选择见表2
图2抽油机井下基本油管柱结构示意图
表2泵排量选择推荐表
5.4.2抽油杆选择及杆柱结构设计
5.4.2.1抽油杆强度校核按照SY/T6084一2014中5.2的规定执行 5.4.2.2水平井在全角变化率大于3°/30m的位置应加抽油杆导向器 5.4.2.3抽油杆柱组合基本结构自下而上是转子、抽油杆、光杆
5.4.3油管选择及管柱结构设讯
GB/T 405462021
5.4.3.1油管材质和规格的选择应执行5.3.3.1 5.4.3.2油管柱基本结构自下而上的组成顺序是丝堵、沉砂管、筛管、泵、压力计短节和油管。
5.4.4地面驱动设备
5.4.4.1优先选用可调速电机。 5.4.4.2额定扭矩应不低于抽油杆柱运行总扭矩的1.5倍。 5.4.4.3驱动设备应有防反转装置.且具备方便安全的释放反扭矩功能
5.4.5螺杆泵并下基本油管柱结构
本油管柱结构示意图见图3。锚定器根据实际情
图3螺杆泵井下基本油管柱结构示意图
5.5其他配套工艺设计
5.5.1.1直井、定向井泵挂位置位于全角变化率小于1.2°/30m的井段，宜介于最下部目的煤层以下 5m~10m 5.5.1.2水平井泵挂位置选择在井斜不大于75°的井段。 5.5.1.3吐粉、吐砂量较大的井，泵挂应在煤层顶界以上。进液口在煤层以上时，应安装气锚
5.5.2.1全角变化率大于1°/25m井段，单根抽油杆上加装扶正器应不少于1个；大于3°/25m井段， 单根抽油杆上加装应不少于2个扶正器或直接使用注塑杆，扶正器应固定在抽油杆本体上。 5.5.2.2扶正器位置应选择在距接箍0.3m~0.5m处。 5.5.2.3 螺杆泵工艺优先使用螺旋式结构扶正器。 5.5.2.4水平井抽油杆导向器两端应加扶正器。 5.5.2.5 柱塞以上第一根抽油杆本体加装抽油杆扶正器，加装位置不应影响柱塞行程。 5.5.2.6 5下人压力计电缆的井，在井斜角不大于20°的井段，每根油管应安装1个油管电缆扶正器；井斜 角20°～30°的并段，每根油管应安装2个油管电缆扶正器
5.5.3.1井场内管道规格采用DN50无缝钢管，壁厚不低于3.5mm。 5.5.3.2井场范围内气水管线流程采用矮支架，相对地面高度0.5m，支架间距5m一组。 5.5.3.3弯头、三通、异径管、管帽等对焊管件的压力等级或壁厚规格应与所连接管子一致或相当。 5.5.3.4管线焊接完成后对管线进行试压，系统压力试验用洁净水进行。管道强度试验压力为设计压 力的1.5倍，升压应缓慢，达到试验压力后稳压10min，检查无泄漏、无压降为合格，然后降至设计压力， 进行严密性试验，稳压30min，经检查无泄漏、无压降为合格。试压合格后，应将管段内介质清扫十净。 5.5.3.5井场气管线涂色采用黄色，排水管线采用绿色，井口、抽油机、螺杆泵及其他设备、仪表等均保 持出厂色。 5.5.3.6需要设置放空火炬的井，放空火炬的设置按AQ1115一2018中4.3.3的要求执行。 5.5.3.7为了防止冬季管线冻堵，井场内管线及计量装置采用保温措施
5.5.4智能化排采监控
5.5.4.1采集数据
采集数据包括： 生产参数：井底流压、动液面深度、套管压力、井口压力、井口温度、瞬时产气流量、累计产气流 量、累计产水流量、集气压力； b）工况参数：示功图、冲程、冲次、载荷，螺杆泵转速、扭矩； 动力参数：井场电压、电流、变频器输出频率、输出电压、输出电流，以及排采设备电动机电压和 电流等参数
采集数据包括： a） 生产参数：井底流压、动液面深度、套管压力、井口压力、井口温度、瞬时产气流量、累计产气流 量、累计产水流量、集气压力； b）工况参数：示功图、冲程、冲次、载荷，螺杆泵转速、扭矩； 动力参数：井场电压、电流、变频器输出频率、输出电压、输出电流，以及排采设备电动机电压和 电流等参数
5.5.4.2智能监控
智能监控包括： a）煤层气井排采数据实时展示功能，并能根据实时参数自动绘制变化曲线
智能监控包括： a）煤层气井排采数据实时展示功能，并能根据实时参数自动绘制变化曲线
GB/T 405462021
b）煤层气并排采历史数据查询功能，并能根据存储的历史数据绘制参数变化曲线。 c）报警监视功能，应实现提示音（语音、笛音等）和提示窗等方式，并能管理报警信息 d）通信状态监视及排采控制功能
5.7.1根据储层压力、临界解吸压力、动液面等数据及排采设备类型，针对不同的排采阶段，设计相应 排采工作制度，内容包括设备工作参数、气井生产参数、排采强度、控制方式等。 5.7.2各阶段排采工作制度的制定，应遵循“平稳、连续”的原则，避免排采强度过大，造成煤粉吐出、裂 原堵塞等问题， 5.7.3排采各阶段若出现吐砂、吐粉现象，应分析原因，及时调整排采强度。 5.7.4排采日报表应包括生产时间、冲程、冲次/转速、电机频率、电流、套压、井下压力、动液面、日/累 计产液量、日/累计产气量、水质描述、pH及备注事项等，排采日报表格式见表A.5和表A.6。 5.7.5水质、气组分分析按照GB/T13610执行。 5.7.6对于采用抽油机排采的煤层气井，当井下设备工作异常，要及时录取示功图进行诊断分析。 5.7.7及时对日生产数据进行汇总，排采数据汇总表格式见表A.7和表A.8，并做井底流压、套压、动液 面、产气量、产水量等排采参数的生产曲线，跟踪排采动态，及时修正排采工作制度，使产能达到最佳 状态。
6健康、安全、环保管理
按SY/T6276、SY/T6921执行
煤层气井排采工程设计书应有设计单位、设计人、审批人及审批结果信息。设计书封面格式及编写 提纲见附录B
表A.2给出了煤层气井井眼轨迹数据表。
GB/T 40546=2021
表A.2XX并并眼轨迹数据表
表A.3给出了煤层气井射孔数据表
表A.3XX并射孔数据表
表A.4给出了煤层气井压裂施工数据表。
表A.4××井压裂施工
表A.5给出了抽油机排采数据日报表
A.5给出了抽油机排采数据日报表
GB/T 405462021
GY/T 332-2020 互联网互动视频数据格式规范GB/T 405462021
GB/T40546202
煤层气井排采工程设计书封面格式及编写提纲
图B.2给出了设计书编写提纲
GB/T405462021
图B.2设计书编写提纲
JT/T 1399-2021 潜水入出水系统检修规程GB/T405462021
GB/T20657一2011石油天然气工业套管、油管、钻杆和用作套管或油管的管线管性能公