Відбір рідини із свердловини задається проектом розробки покладу. Крім того причинами обмеження дебіту свердловин можна назвати геолого-технологічні й технічні. До перших можна віднести такі: ступінь стійкості порід продуктивного пласта (руйнування пласта і винесення піску); наявність підошовної води і верхнього газу (застерігання конусоутворень); необхідність забезпечення умови 
0,75 
(
вибійний тиск і тиск насичення); необхідність обмеження відбору води і зменшення середнього газового фактора в цілому по пласту (при режимах газонапірному і розчиненого газу); необхідність забезпечення рівномірного стягування ВНК і ГНК та недопущення проривів води і газу. Технічними причинами є недостатня міцність обсадної колони і можливе зім'яття її при значному пониженні 
обмежена потужність нафтопромислових об'єктів і ін.
Заданий відбір доцільно забезпечити на оптимальному режимі, тому основна вимога найбільш повне використання робочого тиску. Тоді глибина спуску підйом-них труб (глибина вводу газу при використанні робочого газліфтного клапана)
(11.2)
де L— глибина спуску підйомних труб, м; Н — глибина свердловини (до середини інтервалу перфорації), м; 
— тиск на вибої і біля башмака труб, Па; 
—гус-тина водогазонафтової суміші у зоні від башмака до вибою (середньоарифметичні значення для умов башмака і вибою), кг/м3; 
—прискорення вільного падіння,
м/с2.
Знаючи робочий тиск газу 
визначають тиск 
за барометричною форму-лою (9.3). При наближених розрахунках можна приймати 
на 0,3—0,4 МПа мен-ше рр. При 
труби встановлюють на 20 - 30 м вище верхніх отворів фільтра.
Густину суміші 
(і — індекс, що означає відповідно вибій, чи башмак труб) можна прийняти рівною густині рідини 
= 
(1- 
) + 
або визначити наближено за формулою Крилова
(11.3)
де 
— густина нафти і води, кг/м3; 
— об'ємна частка води у продукції (обводненість); Q - дебіт рідини, м3/с; D - внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м; 
-газовий фактор (без урахування закачуваного газу), м3/м3; 
- коефіцієнт розчинення газу у нафті, м3/(м3-Па); 
- тиск у зоні визначення густини суміші (башмак чи вибій) та атмосферний, Па.
Дальше визначають: діаметр труб d за формулою Крилова (10.9) при оптимальному режимі (приймають у формулі Q — 
); питому витрату газу 
за формулою (9.24); питому витрату закачуваного газу за формулою, м3/м3
(11.4)
витрату закачуваного газу за формулою, м3/с
(11.5)
де 
— тиск на виході свердловини (визначається із умови збору і підготовки продукції), Па.
Якщо розрахунковий діаметр d не збігається із стандартним діаметром НКТ, то приймають ближчий менший стандартний (підйомник буде працювати між оптимальним і максимальним режимами). Можна прийняти також і ступінчасту колону труб згідно з формулами (10.10).
При великих дебітах може виявитися, що НКТ діаметром d неможливо спустити у дану експлуатаційну колону. Тоді для забезпечення заданого відбору
Таблиця 11.4
| Параметр уста-новок внутріш-ньосверд-лови-нного газліфта | УВЛ-168-210 | ІУВЛ-168-210 | УВЛГ-168-210 | можна перейти на максимальний або проміжний (між оптимальним і максимальним) режимами роботи, а також на центральну систему підйомника.
Для цього приймають найбільший діаметр НКТ  , який можна опустити у дану експлуатаційну колону. Тоді за формулою (9.18) Крилова при максимальному режимі визначають  Можливі три випадки.
Якщо  то за формулою
(9.23) визначають  =
=.  -  та  за формулою
|
| Умовний діаметр експлуатаційної колони труб за ГОСТ 632-80, мм | ||||
| Робочий тиск, МПа | ||||
| Максимальний відбір, м3/доб рідини | ||||
| газу | - | - |
(11.5), тобто забезпечують роботу при максимальному режимі.
Якщо 
> Q, то забезпечують роботу при проміжному режимі. Тоді для діаметра 
додатково знаходять 
за формулами (9.19), (9.21), (9.22) і, побудувавши по двох точках частину кривої літування 
графічно оцінюють необхідну загальну витрату газу 
а витрата закачуваного газу
(11.6)
Якщо 
< Q, то переходять на центральну систему підйомника. Для цього за формулою (10.9) при оптимальному режимі визначають еквівалентний затрубному просторові діаметр 
Потім із емпіричної формули Крилова
(11.7)
знаходять діаметр труб лінії газоподачі, мм
-25,4, (11-8)
де 
— внутрішній діаметр експлуатаційної колони і еквівалентний діаметр, мм.
Чим менший діаметр НКТ (лінія газоподачі), тим більша пропускна здатність затрубно-го простору для суміші, але тим більші втрати тиску газу на тертя. Тому для кожного діаметра D існує такий мінімальний допустимий внутрішній діаметр НКТ:
D, мм 203 178 153 127
76 63 51 38
При 
для подальших обчислень 
попередньо визначають використовуваний у формулі для 
еквівалентний розрахунковий діаметр
= 
(11.9)
При 
подальший розрахунок також виконують для центральної системи, але уже при максимальному режимі, прийнявши діаметр НКТ рівний 
Тоді за формулою (11.7) визначають 
а за формулою (9.18)— 
і зіставляють 
:при 
за формулою (11.9) визначають 
, а потім 
, 
, 
; при 
> Q графічно оцінюють 
і за формулою (11.6) розраховують 
причому у формулі для 
замість 
приймають 
при 
< Q роблять висновок, що із даної свердловини практично можна забезпечити відбір 
і обчислюють 
