Рассмотрена проблема определения парциальных дебитов объектов в скважинах, вскрывших несколько эксплуатационных объектов. Известно, что физико-химические свойства и состав нефти изменяются по толщине и площади залежи, а также в процессе ее разработки. Это находит отражение в таких параметрах, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание асфальтенов, смол, серы и др. Однако значения этих параметров часто находятся в пределах ошибки измерений, лабораторное определение большинства из них весьма трудоемко. Использование комплекса параметров для контроля процесса разработки базируется на регулярном отборе и анализе проб добываемой нефти. Кроме того, использование данного способа предполагает создание базы данных, содержащей информацию о свойствах нефти каждого эксплуатационного объекта, входящего в состав месторождения (по скважинам с перфорацией одного эксплуатационного горизонта).
В ТатНИПИнефти разработана методика определения парциальных дебитов объектов в скважинах, вскрывших два и более эксплуатационных объекта с использованием спектрофотометрии. С использованием методики проведена идентификация нефти, отобранной из 28 скважин Ерсубайкинского, Шегурчинского и Ямашинского месторождений, оборудованных установками, обеспечивающими разобщение вскрытых продуктивных пластов и их раздельную эксплуатацию. Получено удовлетворительное соответствие с результатами, полученными при проведении переподгонки плунжера в насосе в скважинах, оборудованных установками для одновременно-раздельной добычи (однолифтовая конструкции), а также с имеющейся исторической информацией по объектам.
