40. Контроль установки глубинного оборудования, положения уровня жидкости парафиновых и солевых отложений.

С целью выбора оптимального режима работы технологич оборудования скважин необходимо опр-ть положение ГНР, уровня жидкости, выявлять участки пенообразования, интен­сивного отложения парафина и солей в стволе скв. Эти данные об условливают высоту подвески электропогружного насоса, выбор типа насоса, мероприятия по очист­ке кольцевого пр-ва. Кроме того, следует контролировать поло­жение элементов различного технологич оборудования в скв, н-р глубин установки пакерующих устройств, муфтовых со­единений, воронки лифтовых труб и т.д.

Точность установки пакеров контролируется по данным радиоактивных методов (НГМ, ННМ-Т, ГГМ). Местоположения пакеров и глубину спуска НКТ опреде­ляют по уменьшению интенсивности регистрируемого излучения.

Положения уровня жидкости в эксплуатац скв ч/з НКТ устанавливают с помощью методов ра­диометрии (НГМ, ННМ-Т и ГГМ). Уровень жидкости выделяют по резкому увеличению интенсивности регистрируемого излучения (рис. 85).

Участки пенообразования выявляются также с помощью нейтронных методов и ГГМ. По отношению к показаниям в жидкости участки пенообразования выделяются повышенными интенсивностями I_n, I_nт, I_.

Отложения парафина часто встречаются в механизированных скв, в к-рых на устье межтрубное пр-во оборудовано об­ратным клапаном. При срабатывании клапана с резким падением давле­ния начинается разгазирование нефти, и по этой причине в межтрубном пр-ве отлагается парафин. Границы его отложения не изм-ся при перемещении уровня жидкости в межтрубном пр-ве. О появлении парафиновых отложений судят по снижению дебита.

Для определения парафиновых отложений в межтрубном пр-ве 1-ый замер стационарным НМ проводится в момент, когда межтрубное пр-во заполнено водой и нефтью. Изм-е регистрируемой интенсивно­сти по стволу скв будет отражать только литологию окружающих пород, поскольку нефть, вода и парафин имеют близкие нейтронные ха­р-ки. Далее, с помощью компрессора устанавливается уровень жидкости в межтрубном пр-ве ниже интервала отложений пара­фина, замер НМ по стволу скв повторяется. Путем сопоставления двух диаграмм НМ опр-ют толщину па­рафиновых отложений.

При эксплуатации нефтяных скв в наземном и подземном обо­рудовании происходит отложение солей. Наиболее часто солеотложение связано со вторичными методами добычи нефти, в частности с примене­нием закачки воды в продуктивные пласты, к-рая по своему хим составу отличается от состава пластовых вод, это вызывает выпадение минераль­ных солей. Наиболее распространено выпадение солей карбонатов кальция (СаС0₃) и магния (МgСО₃), сульфатов кальция (СаS0₄) и бария (ВаS0₄) из нефти, воды или из перенасыщенных р-ров. В рез-те солеотложения  поперечное сечение экс­плуатац колонн и труб, что приводит к  дебита нефти. Контроль за местоположением солевых отложений в НКТ и призабойной части скв можно проводить методами ГГМ-П и профиле-метрии.