+инклинометрия, предполагаемое устьевое давление, количество парафина.

Попробуйте раздобыть программу "Автотехнолог", это разработка Университета им. Губкина. В этой программе можно подобрать ШГН под Ваши условия. 

Если есть желание выполнить подбор ШГН самому, то возможный алгоритм следующий:

1) исходя из планируемого дебита рассчитайте забойное давление, для этого нужно знать коэффициент продуктивности;

2) рассчитайте кривую рапределения давления в эксплуатационной колонне на участке от верха интервала перфорации до приема насоса. Вручную этот расчет выполнить очень сложно, можно воспользоваться градиентнымми кривыми из книги Beggs "Production Optimisation using Nodal Analysis", а лучше всего использовать программу. Если есть желание считать вручную, то нужен хороший учебник по многофазному потоку в скважинах, подойдет тот же Beggs. Глубину подвески насоса я советую закладывать максимальной, т.к. чем глубже насос, тем выше давление на приеме, тем меньше газа. Как вариант, можно рассмотреть подвеску насоса на глубине интервала перфорации.

3)  требуемый дебит скважины на поверхности (т.е. в стандартных условиях) Вам известен, у Вас есть некая глубина подвески насоса, нужно пересчитать дебит нефти и газа из стандартных условий, в условия на приеме насоса (Р и Т). Вам нужно рассчитать сколько газа выделится из нефти на приеме насоса, и какой объем займет выделившийся газ при давлении и температуре на приеме насоса. Чтобы рассчитать, сколько газа выделится из нефти при давлении на приеме насоса, нужно взять зависимость содержания газа в нефти от давления, эта зависимость, как правило, строится от пластового давления до 1 атм. Разница между газонасыщенностью нефти при пластовом давлении и при давлении на приеме насоса и будет количеством газа, который выделится на приеме насоса. Для перевода газа из стандартных условий в условия приема насоса нужен объемный коэффициент газа, для вычисления которого нужен коэффициент сверхсжимаемсоти газа. Его, в свою очередь, можно вычислить по составу газа, используя различные корреляции (в книге Beggs есть несколько). Также нужно будет перевести дебит нефти из стандартных условий в условия приема насоса, для этого нужно знать объемный коэффициент нефти в условиях приема насоса. Может быть, у Вас есть зависимость объемного коэффициента нефти от давления, тогда исрользуйте ее, если нету, то нужно рассчитать по корреляции (Beggs в помощь). С водой проще, изменением объема воды при переходе от стандартных условий в условия приема насоса можно пренебечь.

4) после перевода дебита нефти и газа из стандартных условий в условия приема насоса, складывайте их и прибавляйте воду, если она есть в продукции скважины. Получившийся общий дебит газожидкостной смеси (ГЖС) Вам нужно использовать для подбора модели насоса, а также числа качаний качалки и длины хода плунжера. Например, дебит ГЖС 60 м3/сут, Вам нужен насос с такой производительностью, хотя на поверхности это может быть уже 40 или даже 30м3/сут нефти.

Важный момент, если свободного газа на приеме насоса >10% по объему, то желательно добавить в компоновку газосепаратор. Т.к. у ШГН'ов сепараторы гравитационного типа, их эффективность низкая, поэтому максимальный процент свободного газа на приеме насоса можно поднять с 10 до 15% по объему, но не более. Иначе, насос не будет качать нефть.

5) затем надо подобрать колонну штанг и станок-качалку. Я эти расчеты проводил в "Автотехнологе". В университете использовали номограммы из учебника Шурова "Технология и техника добычи нефти".     

В общем рекомендация такая:

Автотехнолог

Beggs "Production Optimisation Using Nodal Analysis"

Шуров "Техника и технология добычи нефти"

Книжка по PVT (например McCain "The Properties of Petroleum Fluids")

Для учебы типоразмер насоса (по диаметру плунжера) вполне можно прикинуть по диаграммам Адонина, единственно чтобы узнать глубину спуска, зная ВДП, хотя бы приблизительно оцените динамический уровень. Для учебы это проще все) В свое время контрольную человеку делал. так там динамический уровень был метров 15 от приема насоса, и для всех все норм))))))))

Может там хвостовик висел под насосом, поэтому удалось уровень снизить. Или скважина в периодике работала, т.е. уровень менялся в процессе цикла откачки.

Нет, абсолютно ничего из этого не оговаривалось, и точно без хвостовика, так как  подбор оборудования включал в себя и подвеску НКТ по прочности, компановку НШ и так далее. Я предыдущим сообщением хотел сказать только то, что для учебы возможно и не стоит сильно углубляться человеку)

Есть еще "Расчеты в добыче нефти". Мищенко.... 1989 г. и аналогичная книга "Сборник задач". Сахаров....

По вопросу 1.
Если нет задачи снизить забойное давление и увеличить отбор жидкости, то глубину погружения насоса под Ндин можно рассчитать исходя из процентного отношения объема свободного газа к общему объему ГЖС (газожидкостная смесь). Желательно, чтобы на приеме насоса не было свободного газа или максимум 10% по объему.
Также при выборе глубины погружения насоса можно учесть глубину начала формирования АСПО, солей, кривизну скважины.

При подборе хвостовика можно рассчитать какая скорость движения нефти и газа требуется для подъема воды. Расчет можно выполнить на нескольких глубинах на участке интервал перфорации - прием насоса. Исходя из требуемой скорости рассчитать диаметр и длину хвостовика.
Для малодебитных скважин хвостовик, возможно, лучше всего спускать до нижнего интервала перфорации.
В свое время думал по поводу установки обратного клапана на нижней трубе хвостовика, но не установил.

Zorg пишет:

В свое время думал по поводу установки обратного клапана на нижней трубе хвостовика, но не установил.

А как промываться после этого?

Ну только обратной промывкой