3. Розраховуємо параметри потоку в межах можливого інтервалу розміщення штангового насоса і виконуємо попередній вибір штангово- насосного обладнання.
У результаті розрахунків необхідно отримати розподіл газового числа, витратного газовмісту потоку, коефіцієнта наповнення насоса вздовж експлуатаційної колони. Можливою глибиною опускання насоса у свердловину припускаємо глибину, де тиск газоводонафтового потоку змінюється від тиску насичення нафти газом до апріорі заданого орієнтовного тиску на вході в насос.
Тиск на вході в насос визначаємо і вибираємо за різними підходами (на основі промислового досвіду, за рекомендаціями і формулами Л.Н.Адоніна, Г.Н.Суханова І.Т.Міщенка і як оптимальний тиск за формулою І.Т.Міщенка).4 4.Вибиваємо глибину опускання насоса L у свердловину за витратного газовмісту β : βmах, або за величиною одного із розрахованих тисків на вході в насос.
Із збільшенням глибини L за наявності вільного газу в продукції підвищується коефіцієнт наповнення насоса , але збільшуються навантаження на штанги і верстат-гойдалку, коефіцієнт подавання переходить через максимум і надалі зменшується, зростають витрати коштів на обладнання, експлуатацію та підземний ремонт, тобто за одним критерієм глибина L опускання насоса має бути малою, а за іншим - великою. За такої конфліктної ситуації вибір може бути тільки компромісним: виграш за одним критерієм означає програш за іншим. Тому рекомендується вибирати кілька варіантів глибин опускання насоса, а оптимальну глибину вибрати остаточно за мінімумом зведених економічних витрат.
Вибираючи варіанти глибин, необхідно використовувати відповідну розрахункову формулу, ураховувати максимальний витратний газовмісг βmах і, за змоги, досвід експлуатації штангово-насосних свердловин на конкретному родовищі.
На вибір величини L можуть вплинути ускладнюванні чинники -глибина початку відкладання парафіну у свердловині, мінеральних солей, різна кривина стовбура свердловини, наявність зім'яітя експлуатаційної колони, винесення піску із пласта та ін., які необхідно врахувати.
Для вибраної глибини опускання насоса L перетин горизонталі L на рис. 5 із кривими 1, 2, і 3 дає відповідно значини тиску рвх, газового числа Rвх і витратного газовмісту βвх та інших розрахованих параметрів на вході в насос.
5. Для орієнтовної оцінки за діаграмою Адоніна і таблицями вибираємо тип і параметри устатковання та режим відпомповування (вг, dн, s, n, діаметр нкт і конструкцію штангової колони).
Вибираємо тип і групу посадки насоса аналогічно як і в попередній методиці; вирішуємо питання необхідності застосування газових і пісочних якорів.
Із діаграми Адоніна випливає, що кожному діаметру насоса dн відповідає певне поле взаємозв'язку –Q-L. Тому іноді доцільно розглянути декілька варіантів, які відрізняються діаметром насоса, і аналогічно глибині опускання насоса L вибрати оптимальний діаметр dн.
Залежно від типу та діаметра насоса уточнюємо за таблицею діаметр НКТ з урахуванням технічної можливості опускання НКТ і насоса у свердловину із наявною експлуатаційною колоною (за поперечними розмірами).
6. Розраховуємо витратні параметри потоку на гході в насос (за термобаричних умов на вибраній глибині його опускання), трубне газове число R’ і новий (відкоректований, уточнений) тиск насичення р'н (визначивши попередньо коефіцієнт сепарації газу, у т.ч. із застосуванням газового якоря) із використанням експериментальної залежності, емпіричної формули або з рівняння закону Генрі (оскільки частина газу надходить у затрубний простір, обминаючи насос)
R’= ар р'н. (24)
7. Будуємо криву розподілу тиску p(z) вздовж колони НКТ від відомого тиску на гирлі р2 за принципом „зверху вниз" для заданого дебіту Q, вибраних діаметрів НКТ і штанг (кільцевий потік), розрахованого трубного газового числа R’ (крива 4 на рис. 5).
Відмітимо, що в інтервалі глибин між тисками р2 i р'н рухається газорідинна суміш, а нижче - негазована рідина. За глибини z=L знаходимо тиск у трубах на виході із насоса і середню густину суміші в НКТ .
8. Розраховуємо рух газоводонафтової суміші через штанговий насос.
Тут розраховуємо параметри газорідинної суміші на виході з насоса, вибираємо клапанні вузли, визначаємо максимальний перепад тиску під час руху продукції через всмоктувальний і нагнітальний клапани насоса, тиск у циліндрі відповідно під час тактів всмоктування та нагнітання , а також перепад тиску, який створюється насосом:
(25)
Обчислюємо витрату витікання рідини в зазорі плунжерної пари qвит, коефіцієнти наповнення і усадки , подавання насоса Qнас, яке забезпечує заданий дебіт:
(26)
9. Розраховуємо гідромеханічні параметри роботи штангово-насосного устатковання, зокрема гідростатичне навантаження, вагу штанг, сили опору, динамічні (інерційні, вібраційні) навантаження, екстремальні (максимальне Рмах і мінімальне Рмін) навантаження, довжину ходу плунжера і коефіцієнт подавання устатковання, максимальний крутильний момент Мкр.мах на валу редуктора.
10. Зіставляючи розрахункові дані максимального навантаження Рмах і максимального крутильного моменту Мкр.мах довжину ходу штока S і кількості подвійних ходів п з паспортними характеристиками, остаточно вибираємо верстат-гойдалку.
11. Розраховуємо енергетичні показники роботи устатковання (потужності, коефіцієнт корисної дії, витрати електроенергії) і вибираємо електродвигун, номінальна потужність якого є дещо більшою, ніж розрахована потужність.
12. Розраховуємо експлуатаційні показники роботи штангово-насосного устатковання (імовірну частоту обриву шланг, міжремонтний період, коефіцієнт експлуатації, річний видобуток нафти).
13. Для вибору оптимального варіанта серед інших розрахункових варіантів за глибиною опускання і діаметром насоса визначаємо в разі потреби економічні показники.
Для зіставлення показників різних варіантів компоновки обладнання і режиму його роботи розрахувати економічні показники необхідно для кожного з варіантів. При цьому немає потреби додавати всі статті витрат, що відносяться до відповідного показника; необхідно врахувати тільки змінні витрати, тобто ті, що залежать від типорозміру штангового насосного устатковання та режиму його роботи.