Изобретение относитс к нефтедоб вающей промышленности и может быть использовано дл . гидродинамических исследований нефт ных скважин, а именно дл определени коэффициента продуктивноети скважин, оборудованных погружными центробежными электронасосами . Известен пр мой способ ij определени коэффициента продуктивности заключающийс в непосредственном замере изменени забойного давлени при остановке скважины глубинным манометром, спускаемым в .затруб ое пространство (между насосно-компрес соркыми трубами и обсадной колонной скважины, когда коэффициент продуктивности определ ют по формуле где F - площадь поперечного сечени обсадной колонны скважины или кольцевого затрубного пространства; р- плотность жидкости в пласто вых услови х; Ы - угол наклона пр мой в координатах А, i ;. ,-p PnA-P(t) . р г - текущее врем восстановлени давлени ; Р,д - пластовое давление; - первоначальное забойное давление; () -Текущее забойное давлени Однако такой метод не мржет быть применен в скважинах, оборудованных погружными центробежными Электронас сами (наличие кабел ), особенно в наклонно-направленных скважинах вследствие осложнени при спуске гл бииного манометра в затрубное прост ранство скважины. Известен также способ определени коэффициента продуктивности, заклюг чающийс в поддержании посто нного давлени газа в затрубном пространстве скважины после.ее остановкиГ23 Недостатке этого способа вл етс то, что изменение забойного да лени контролируетс путем регистра ции во времени уровн газожидкостно смеси в затрубном пространстве скважины методом волнометриррвани Нри избыточно давлении газа на устье затрубного пространства. Указанный метод дает значительные ошибки, которые существенно возрастают при увеличении газового фактора и сильном пенообраз.овании. Кроме тОго, в услови х наклоннонаправленных скважин волнометрирова ние дает дополнительные большие ошибки от кривизны и наклона скважины . Целью изобретени вл етс п овы-шение точности определени коэффици-. ента продуктивности скважин. Поставленна цель достигаетс тем, что согласно .способу определени коэффициента, продукти.вности. скважины, оборудованной погружным центробежньлм электронасосом, включающему поддержание посто нного давлени газа в затрубном пространстве скважины после ее остановки, зака чива1рт газ в насосно-компрессорные трубы до момента снижени уровн пластовой жидкости до приема электронасоса , после чего измер ют давление газа на устье насосно-компрессорных труб, по которому определ ют забойное давление. На чертеже представлена схема, по сн юща предлагаемый способ. В скважину 1 на колонне насоснокомпрессорных труб 2 спущена установка центробежного электронасоса, вклю-. чающа .центробежный насос 3, погружной электродвигатель 4 и токоподвод щий кабель 5. На устье насоснокомпре .ссорных труб до выкидной задвижки 6 устанавливаетс манометр 7, а дл закачивани газа через задвижку 8 подключаетс компрессор 9. На устье затрубного пространства скважины дл поддержани посто нного давлени газа устанавливаетс клапан 10 предельного давлени . Способ осуществл етс следующим образом. Насос 3 останавливают путем отключени питани электродвигател 4 ; по токоподвод щему кабелю 5 от про tt cлoвoй сети, закрывают выкидную задвижку б, включают компрессор 9 и, открыв задвижку 8, закачивают газ в насосно-компрессорные трубы 2. При этом жидкость вытесн етс газом из насосно-компрассорных труб 2 через насос 3 в затрубное пространство скважины, на устье которого клапан 10 предельного давлени поддерживает заданное посто нное давление газа. Гидравлическа энерги вытесн емой Газомиз насосно-компрессорных труб ; 2жидкости при движении через насос 3превраицаетс в механическую энергию вращени вала насоса 3. В результате .центробежный насос работает как гидравлический двигатель (турбина) ив соответствии с производительностью потока прокачиваемрй жидкости, развивает на валу вращакздий момент и вргицает ротор погр ужного электродви- гател 4. В .свою очередь погружной .электродвигатель 4 находитс в от- ключенном состо нии От промысловой сети и, благодар организации самовозбуждени , например конденсаторного , при вращении его ротора вырабатывает переменное напр жение, пропорциональное частоте вращени вала t установки, что позвол ет контролиро вать вращение вала насоса на устье скважины. После полного вытеснени из насосно-компрессорных труб 2 и Закачки газа в полость насоса 3 вал насоса останавливаетс , и напр жение , вырабатываемое электродвигателем 4, становитс равньлм нулю, ; благодар , чему на устье скважины.фикси руют отсечку газом полости насоснокомпрессорных труб на уровне приема насоса 3 от пластовой жидкости в скважине. В дальнейшем в процессе.исследовани осуществл ют закачку газа с минимальной производительностью из услови поддержани достигнутого ре Отсечки по отсутствию напр жени на токоподвод щем кабеле 5 погружного электродвигател 4. Забойное давление определ ют путем регистрации манометром 7 давлени газа на устье насосно-компрессо ных труб 2 использу известный мех низм исследовани газлифтного подъемника . Так, например, дл случа , когда прием насоса находитс на уровне за бойно.го фильтра скважины Р -Р -Р р If-10,000129-, np 3a5 paS , где Р - давление в скважине на уровне приема насоса, кг/см ; Р-.л - давление газа на устье насосно-компрессорных труб скважины, кг/см ; длина колонны насоснокомпрессорных труб от усть до приема насоса,м у - относительный удельный вес закачиваемого в насосно-компрессорные трубы газа.Предлагаемое изобретение по сравнению с известным способом исключает необходимость: . . . в расчетах коэффициента продуктивности использовать значени динамического уровн , определ емого по волнограмме и вл ющегос по существу рассто ни ми от усть скважины до уровн жидкости в затрубном пространстве , не учитывающего наклон и кривизну скважины, а также газовый фактор и пенообразбвание; . в спуске глубинных манометров в затрубное пространство скважины, который существенно осложн ет технологию работ по определению коэффици-. ента продуктивности известными способами . Применение предлагаемого способа определени коэффициента продуктивности в сравнении с известным споco6cjM повышает точность исследовани скважин, оборудованных погружными и : нтробежными электронасосами, включа наклонно-направленные скважины и скважины с высоким газододержанием . Существенна простота исследовани скважин по предлагаемому способу позвол ет увеличить охват исследовани ми большего числа скважин, особенно в осложненных услови х, например в Западной Сибири, где большой процент наклонно-направленных скважин , эксплуатирующихс погружными центробежными электронасосами.The invention relates to the oil industry and can be used for. hydrodynamic studies of oil wells, namely, to determine the coefficient of productivity of wells equipped with a submersible centrifugal electric pump. The direct method ij of determining the productivity coefficient is known, which consists in directly measuring the change in bottomhole pressure when the well is stopped by a depth gauge, which is lowered into the indentation space (between the pump-compressor pipe and the casing of the well, when the productivity coefficient is determined by the formula where F is the area the cross-section of the casing of the well or annular annulus; p is the density of the fluid under formation conditions; S is the angle of inclination straight in the coordinates A, i;., -p PnA-P (t). p g - current pressure recovery time; P, d - reservoir pressure; - initial bottomhole pressure; () - Current downhole pressure. However, this method cannot be applied in wells equipped with centrifugal submersible electrosholes themselves (cable), especially directional wells due to complications during the descent of the main gauge into the annular space of the well. There is also known a method for determining the coefficient of productivity, which consists in maintaining a constant gas pressure in the annulus borehole after it stops G23. The disadvantage of this method is that the change in the bottomhole flow rate is monitored by recording the gas-liquid mixture level in the annulus of the well with the pressure of the gas at the mouth of the annulus. This method gives significant errors that increase significantly with increasing gas factor and strong foaming. In addition to this, in conditions of tilting wells, wave metering gives additional large errors from the curvature and slope of the well. The aim of the invention is to improve the accuracy of the determination of the coefficient. well productivity. The goal is achieved by the fact that according to the method of determining the coefficient, the product. a well equipped with a submersible centrifugal electric pump, which includes maintaining a constant gas pressure in the annulus of the well after it stops, pumping gas into the tubing until the level of the formation fluid decreases to receive the electropump, and then measure the gas pressure at the pump-compressor wellhead pipes, which determine the bottomhole pressure. The drawing shows a diagram explaining the proposed method. In the well 1 on the column of pump-compressor pipes 2, the installation of a centrifugal electric pump, including, is lowered. A centrifugal pump 3, a submersible electric motor 4 and a power supply cable 5 are mounted. A pressure gauge 7 is installed at the mouth of the pump assembly of the drainage pipes to the discharge valve 6, and a compressor 9 is connected to inject gas through the valve 8 to maintain a constant pressure gas is set to limit pressure valve 10. The method is carried out as follows. Pump 3 is stopped by turning off the power to the motor 4; through the current lead cable 5 from the tt of the mains network, close the discharge valve b, turn on the compressor 9 and, opening the valve 8, pump gas into the tubing 2. In this case, the liquid is displaced by gas from the tubing compressor 2 through the pump 3 the annulus of the well, at the wellhead of which the limiting pressure valve 10 maintains a predetermined constant gas pressure. The hydraulic energy displaced by Gasomiz tubing; When moving through the pump 3, the 2 liquids transform into mechanical energy of rotation of the pump 3 shaft. As a result, the centrifugal pump operates as a hydraulic motor (turbine) and, in accordance with the flow rate, pumped liquid, develops a torque on the shaft and rotates the submersible electric motor 4. In The turn of the submersible motor 4 is in a disconnected state. From the production network and, thanks to the organization of self-excitation, such as a condenser one, when the rotor rotates it, AC voltage proportional to the shaft rotational frequency t installation that allows controlled Vat pump shaft rotation at the wellhead. After complete displacement from the tubing 2 and gas injection into the cavity of the pump 3, the pump shaft stops and the voltage generated by the electric motor 4 becomes zero; thanks to what the well cut-off cavity of the pump-compressor pipes is fixed at the wellhead at the pump 3 intake level from the formation fluid in the well. Subsequently, in the process of research, gas is pumped with a minimum capacity from the condition of maintaining the achieved cutoff by the absence of voltage on the current lead-in cable 5 of the submersible electric motor 4. The bottomhole pressure is determined by recording the pressure of the gas gauge 7 at the mouth of the tubing-compressor 2 using the well-known gas lift technology. So, for example, for the case when the pump intake is at the level behind the well filter of the well P -P -P p If-10,000129-, np 3a5 paS, where P is the well pressure at the pump intake level, kg / cm ; R-l - gas pressure at the wellhead of the tubing of the well, kg / cm; the length of the tubing string from the mouth to the pump intake, m y - the relative specific weight of the gas pumped into the tubing. The proposed invention, compared with the known method, eliminates the need for: . . in the calculations of the productivity coefficient, use the values of the dynamic level determined by the waveform and essentially the distance from the wellhead to the fluid level in the annulus, which does not take into account the slope and curvature of the well, as well as the gas factor and foaming; . in the descent of deep gauges into the annulus of the well, which significantly complicates the technology for determining the coefficient. efficiency by known methods. The application of the proposed method for determining the productivity coefficient in comparison with the known method of acceleration of wells equipped with submersible and: turbine electric pumps, including directional wells and wells with high gas content, improves the accuracy of the study. The substantial simplicity of well testing by the proposed method allows increasing the research coverage of a larger number of wells, especially in complicated conditions, for example in Western Siberia, where a large percentage of directional wells operated by submersible centrifugal electric pumps.