一）排採裝置
排採裝置的選擇主要取決於井深、井底壓力、水的流速及氣的流速等因素。本專案直井選擇管式泵排採裝置，工程井和生產井合一的水平井進行了專門的泵型試驗。
該井地面採用三型抽油機。PHH-001、PHH-002下56mm斜井泵在475m處，距離煤層7m和12m，抽油杆採用普通杆和耐磨扶正杆相結合，減少杆管摩擦，增加使用壽命。DS01-1V 、DS02-1V採用56mm整筒管式泵，下至距離煤頂板21m和38m處，泵下接繞死篩管及尾管。
井口裝置包括：①單井採氣系統：主要包括油、套環空出口+套管壓力錶+支管線+火把；②單井排液系統：主要包括油管出口+氣、水分離器+ 水計量表+ 排水管線；③自動資料採集和裝置自動控制系統：主要包括探頭、傳輸電纜。CNG站的自動控制系統透過安裝於井口的探頭和傳輸電纜來採集各井的產水量和套管壓力資料以及控制抽油機和電機的執行。
（二）排採製度
排採工作制度根據產水量和降液速度進行調整。各井各不相同，同一口井在排採先後階段需要適時調整。PHH-001、PHH-002 DS01-1V、DS02-1V 井採用衝程1.5～1.8m，衝次1.5～6 次/min，保證每日3～5m3的降液速率，滿足該井排液，保持液麵平穩。
1.PHH-001
該井剛投產前2天採用衝程1.8m，衝次3次/min，液麵深209m降至331m，調整衝次2.5次/min，產水量每日最大13m3一週內降液麵230～473m，產氣1000～1500m3，套壓在0.50MPa左右，調整衝次為1.5次/min執行，產水量由最高6m3逐步降至2006年9月7日的2m3左右趨於穩定，動液麵維持在467m左右，2006年8月15日至9月5日套壓逐步升至0.7MPa，氣量降至450m3左右，可能是產氣出口略有堵塞造成，隨後逐步釋放套壓至0.5MPa，氣量恢復至800m3左右，於2006年12月14日不產氣。
2.PHH-002
該井投產初期，採用衝程1.8m，衝次1.5次/min，動液麵由起初125m降至產氣時329m共用2個半月時間，降液204m，平均每日不足3m3，產水量由最高8m3逐步穩定在5m3左右，由於其泵效不斷下降，於2006年11月2日調整衝次為2次/min，又於2007年2月6日調整衝次為2.5次/min，保證每日3～5m3的產水量，滿足該井排液，保持液麵穩定，該井產氣初期，套壓保持在0.2MPa，產氣量維持在3000m3以上，2007年1月17日、18日，連續兩天該井出現高峰，套壓0.36MPa，產氣量5500m3以上，隨後逐步恢復到4000m3左右穩產，2007年3月19日，該井套壓降至0.2MPa以下，氣量降至4000m3以下。2007年5月1日套壓下降至0.15MPa，產氣量在2000m3左右，2007年12月26日該井套壓降至0.10MPa以下，產氣量也隨之逐步下降。
該井於2008年8月氣量又開始下降，到10月19日該井不產氣，動液麵為362m。10月27日調整工作制度，調整衝次為3次/min，動液麵降至397m後產氣600m3 ，於2008年11月21日, 該井不產氣，動液麵仍保持在390m左右。此階段，該井產水量正常，一直維持日產在3～5m3。
3.DS01-1V
該井投產初期採用衝程1.5 m，衝次3～4 次/min，執行15 天，液麵降至330m 開始產氣，套壓穩定在0.5MPa左右，隨後逐步調整其衝次至6.5次/min，保證其每日20m3以上的產水量使該井液麵平穩下降，到2006年12月25日液麵降至400m左右，套壓升到0.9MPa時，達到該井產氣最高峰，每日10000m3以上，2007年3月22日該井氣量開始下降，到2007年11月9日，套壓降至0.5MPa，氣量降至5643m3，停抽放壓準備作業，該井日產水量基本保持在20m3以上，到2007年6月16日產水量降至10 m3 左右，但可以保證動液麵在400m 左右，可能是地層供液量下降所致。
4.DS02-1V
該井投產初期採用衝程1.5m，衝次1.5次/min，產水量在10m3以內。後逐步調衝次到5.5次/min，產水量上升到20m3以上，但動液麵始終保持在300m以下，2007年5月30日，該井更換70mm管式泵，衝次雖調到5次/min，產水量也上升到40m3左右，但液麵始終不能下降，又於2008年1月25日更換83mm管式泵，衝次調到8次/min，產水量也達到每日70m3，動液麵略下降至310m左右，但仍不能達到產氣的效果。
（三）壓力煤粉控制和管理
PHH-001。該井目的層15號煤，媒質較軟，由於初期排採強度過大，降液速度過快，使井底流壓突然變化，很可能造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。
對於該類井，必須控制好降液速度，過快造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。
PHH-002。由於該井排採初期很好地控制了降液速度，致使該井有一個較好的產氣過程，即使在後期，產氣量也是在逐步下降，最終不產氣可能是該井主眼坍塌，井筒遠端氣源不能產出所致。
DS01-1V。對於該類井，由於3號煤煤質較硬，排採過程中，可以隨井液進入泵筒的只有懸浮的微粒，略大的井下物質都沉積在井筒中，所以該類井在排採過程中，特別是排採初期，應當定期進行檢泵，清除井筒內沉積物，保證後期產氣的穩定。
（四）修井
1.PHH-001。該井排採期間供進行作業12井次，主要因為該井產液含煤粉量大，井下有大量煤漿，執行時煤漿進入泵桶，部分隨井液排出地面，另有部分留在井桶內，或造成凡爾堵塞或造成柱塞卡死。
2.PHH-002。該井排採期間共有2次作業。2006年9月20日因電路故障停機造成卡泵進行作業一次，2007年5越8日由於該井產液量由最高每日2.5m3降至0.8m3，產氣量由4000m3降至2000m3進行作業，作業後，產液量恢復至每日2.5m3，產氣量最高達3500m3/日。
3.DS01-1V。該井2008年3月14日產氣量降至749m3 開始作業，由於該井已經執行兩年時間，致使井下煤粉沉積造成硬質塞段，常規作業無法進行，採用螺桿鑽鑽塞，但由於鑽頭無法將造穴處所有結塞全部鑽出，另外，可能主井眼內也存在煤粉沉積的結塞物，致使該井作業完成執行1月有餘，產氣量只恢復到2717m3。
4.DS02-1V。該井排採期間供作業3井次，主要是更換其井下泵，增加井的排液量。於2007年5月30日進行井下作業，將φ56mm管式泵更換為φ70mm泵，加大其產液量由26m3/日提高至31m3/日，但仍達到降液產氣的效果。又於2008年1月25日更換φ83mm 管式泵, 調衝次6次/min 排量達58m3 /min，2008年5月20日由於井下負荷過大，造成杆柱脫落，進行作業並更換五型抽油機，調衝次為8次/min時排量達70m3/d，動液麵略有下降，但仍不能達到產氣的效果。
鑽井裝置的選擇是鑽井成功的關鍵，水平井施工要求鑽機具備較大的提升能力和加壓鑽進能力。導向工具確保完成設計的井眼軌跡，提高煤層鑽遇率。鑽井液和儲層保護技術對鑽井液效能要求、鑽井液效能維護、煤層保護技術等也有具體要求
一）排採裝置
排採裝置的選擇主要取決於井深、井底壓力、水的流速及氣的流速等因素。本專案直井選擇管式泵排採裝置，工程井和生產井合一的水平井進行了專門的泵型試驗。
該井地面採用三型抽油機。PHH-001、PHH-002下56mm斜井泵在475m處，距離煤層7m和12m，抽油杆採用普通杆和耐磨扶正杆相結合，減少杆管摩擦，增加使用壽命。DS01-1V 、DS02-1V採用56mm整筒管式泵，下至距離煤頂板21m和38m處，泵下接繞死篩管及尾管。
井口裝置包括：①單井採氣系統：主要包括油、套環空出口+套管壓力錶+支管線+火把；②單井排液系統：主要包括油管出口+氣、水分離器+ 水計量表+ 排水管線；③自動資料採集和裝置自動控制系統：主要包括探頭、傳輸電纜。CNG站的自動控制系統透過安裝於井口的探頭和傳輸電纜來採集各井的產水量和套管壓力資料以及控制抽油機和電機的執行。
（二）排採製度
排採工作制度根據產水量和降液速度進行調整。各井各不相同，同一口井在排採先後階段需要適時調整。PHH-001、PHH-002 DS01-1V、DS02-1V 井採用衝程1.5～1.8m，衝次1.5～6 次/min，保證每日3～5m3的降液速率，滿足該井排液，保持液麵平穩。
1.PHH-001
該井剛投產前2天採用衝程1.8m，衝次3次/min，液麵深209m降至331m，調整衝次2.5次/min，產水量每日最大13m3一週內降液麵230～473m，產氣1000～1500m3，套壓在0.50MPa左右，調整衝次為1.5次/min執行，產水量由最高6m3逐步降至2006年9月7日的2m3左右趨於穩定，動液麵維持在467m左右，2006年8月15日至9月5日套壓逐步升至0.7MPa，氣量降至450m3左右，可能是產氣出口略有堵塞造成，隨後逐步釋放套壓至0.5MPa，氣量恢復至800m3左右，於2006年12月14日不產氣。
2.PHH-002
該井投產初期，採用衝程1.8m，衝次1.5次/min，動液麵由起初125m降至產氣時329m共用2個半月時間，降液204m，平均每日不足3m3，產水量由最高8m3逐步穩定在5m3左右，由於其泵效不斷下降，於2006年11月2日調整衝次為2次/min，又於2007年2月6日調整衝次為2.5次/min，保證每日3～5m3的產水量，滿足該井排液，保持液麵穩定，該井產氣初期，套壓保持在0.2MPa，產氣量維持在3000m3以上，2007年1月17日、18日，連續兩天該井出現高峰，套壓0.36MPa，產氣量5500m3以上，隨後逐步恢復到4000m3左右穩產，2007年3月19日，該井套壓降至0.2MPa以下，氣量降至4000m3以下。2007年5月1日套壓下降至0.15MPa，產氣量在2000m3左右，2007年12月26日該井套壓降至0.10MPa以下，產氣量也隨之逐步下降。
該井於2008年8月氣量又開始下降，到10月19日該井不產氣，動液麵為362m。10月27日調整工作制度，調整衝次為3次/min，動液麵降至397m後產氣600m3 ，於2008年11月21日, 該井不產氣，動液麵仍保持在390m左右。此階段，該井產水量正常，一直維持日產在3～5m3。
3.DS01-1V
該井投產初期採用衝程1.5 m，衝次3～4 次/min，執行15 天，液麵降至330m 開始產氣，套壓穩定在0.5MPa左右，隨後逐步調整其衝次至6.5次/min，保證其每日20m3以上的產水量使該井液麵平穩下降，到2006年12月25日液麵降至400m左右，套壓升到0.9MPa時，達到該井產氣最高峰，每日10000m3以上，2007年3月22日該井氣量開始下降，到2007年11月9日，套壓降至0.5MPa，氣量降至5643m3，停抽放壓準備作業，該井日產水量基本保持在20m3以上，到2007年6月16日產水量降至10 m3 左右，但可以保證動液麵在400m 左右，可能是地層供液量下降所致。
4.DS02-1V
該井投產初期採用衝程1.5m，衝次1.5次/min，產水量在10m3以內。後逐步調衝次到5.5次/min，產水量上升到20m3以上，但動液麵始終保持在300m以下，2007年5月30日，該井更換70mm管式泵，衝次雖調到5次/min，產水量也上升到40m3左右，但液麵始終不能下降，又於2008年1月25日更換83mm管式泵，衝次調到8次/min，產水量也達到每日70m3，動液麵略下降至310m左右，但仍不能達到產氣的效果。
（三）壓力煤粉控制和管理
PHH-001。該井目的層15號煤，媒質較軟，由於初期排採強度過大，降液速度過快，使井底流壓突然變化，很可能造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。
對於該類井，必須控制好降液速度，過快造成井眼坍塌，堵塞產氣通道。
PHH-002。由於該井排採初期很好地控制了降液速度，致使該井有一個較好的產氣過程，即使在後期，產氣量也是在逐步下降，最終不產氣可能是該井主眼坍塌，井筒遠端氣源不能產出所致。
DS01-1V。對於該類井，由於3號煤煤質較硬，排採過程中，可以隨井液進入泵筒的只有懸浮的微粒，略大的井下物質都沉積在井筒中，所以該類井在排採過程中，特別是排採初期，應當定期進行檢泵，清除井筒內沉積物，保證後期產氣的穩定。
（四）修井
1.PHH-001。該井排採期間供進行作業12井次，主要因為該井產液含煤粉量大，井下有大量煤漿，執行時煤漿進入泵桶，部分隨井液排出地面，另有部分留在井桶內，或造成凡爾堵塞或造成柱塞卡死。
2.PHH-002。該井排採期間共有2次作業。2006年9月20日因電路故障停機造成卡泵進行作業一次，2007年5越8日由於該井產液量由最高每日2.5m3降至0.8m3，產氣量由4000m3降至2000m3進行作業，作業後，產液量恢復至每日2.5m3，產氣量最高達3500m3/日。
3.DS01-1V。該井2008年3月14日產氣量降至749m3 開始作業，由於該井已經執行兩年時間，致使井下煤粉沉積造成硬質塞段，常規作業無法進行，採用螺桿鑽鑽塞，但由於鑽頭無法將造穴處所有結塞全部鑽出，另外，可能主井眼內也存在煤粉沉積的結塞物，致使該井作業完成執行1月有餘，產氣量只恢復到2717m3。
4.DS02-1V。該井排採期間供作業3井次，主要是更換其井下泵，增加井的排液量。於2007年5月30日進行井下作業，將φ56mm管式泵更換為φ70mm泵，加大其產液量由26m3/日提高至31m3/日，但仍達到降液產氣的效果。又於2008年1月25日更換φ83mm 管式泵, 調衝次6次/min 排量達58m3 /min，2008年5月20日由於井下負荷過大，造成杆柱脫落，進行作業並更換五型抽油機，調衝次為8次/min時排量達70m3/d，動液麵略有下降，但仍不能達到產氣的效果。
鑽井裝置的選擇是鑽井成功的關鍵，水平井施工要求鑽機具備較大的提升能力和加壓鑽進能力。導向工具確保完成設計的井眼軌跡，提高煤層鑽遇率。鑽井液和儲層保護技術對鑽井液效能要求、鑽井液效能維護、煤層保護技術等也有具體要求