Способ оптимизации добычи в масштабе месторождения

СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ДОБЫЧИ В МАСШТАБЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ В изобретении раскрыт способ усовершенствования распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам, соединенным посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором (24). Формируют целевую функцию и уравнения системы, в которых используют штрафы за нарушения ограничений, ассоциированные с мягкими ограничениями. Мягкими ограничениями являются ограничения, которые, при необходимости, могут быть нарушены для получения допустимых решений для оптимизации целевой функции и уравнений системы. Тогда дебиты текучей среды распределяют по скважинам (30) в соответствии с определением, полученным при оптимизации целевой функции, и уравнениями системы. Дебиты текучей среды по скважинам (30), в частности, проявляющие сходные характеристики текучей среды,могут быть зависимы друг от друга. Первоначальные дебиты компонентов (нефти, газа, воды) и давления в скважине (30) могут быть определены при первоначальном прогоне моделирования. 014140 Уровень техники Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится в основном к способам для управления добычей углеводорода из месторождения со скважинами и более конкретно - к способам оптимизации добычи посредством усовершенствования распределений дебита текучей среды по скважинам. Известна оптимизация в масштабе месторождения, при которой стремятся оптимизировать или усовершенствовать добычу добываемых текучих сред, включая углеводороды, из месторождения, в котором содержится один или большее количество подземных пластов-коллекторов. Скважины или стволы скважины соединяют пласты-коллекторы с наземными объектами, в которых собирают и обрабатывают собранные добываемые текучие среды. Обычно указанные добываемые текучие среды содержат в себе компоненты нефти, газа и воды. Для корректировки распределения дебитов по стволам скважины в месторождении используют дроссели или устройства управления потоком. Управление отдельными относительными количествами и коэффициентами для добычи различных компонентов нефти, газа и воды для отдельной скважины может быть осуществлено посредством настройки дросселя для изменения давления в стволе скважины. Для добычи и обработки добываемых текучих сред необходимы наземные объекты. Эти объекты могут содержать такие устройства, как сепараторы, насосы, резервуары для хранения, компрессоры и т.д. В идеале затраты на это оборудование минимизируют, применяя по возможности наиболее малые и дешевые наземные объекты. Однако мощность обработки текучей среды должна быть достаточно большой, чтобы чрезмерно не ограничивать текущий дебит экономически требуемых нефти и/или газа. Следовательно, в идеале оптимизируют распределение потока текучей среды в скважинах для максимизации денежной отдачи при выполнении производственных ограничений, например, налагаемых мощностями обработки текучей среды наземных объектов. В используемых способах оптимизации прогнозируют оптимальное распределение потоков текучей среды в скважинах для заданного набора производственных ограничений. Вначале используют симулятор коллектора для математического моделирования потока текучих сред по месторождению, содержащему пласты-коллекторы и скважины. Смоделированный поток используют для установления кривых дебита компонента или уравнений дебита для каждой скважины, которые описывают, как дебит одного компонента, такого как вода, относится к дебиту другого компонента, т.е. нефти. Обычно создают целевую функцию, которая стремится оптимизировать задачу, такую как максимизация добычи нефти или минимизация добычи воды. Целевая функция содержит дебиты скважины, которые спрогнозированы при моделировании пласта-коллектора. Определяют набор производственных ограничений, таких как задачи добычи нефти или производственные ограничения на газ или воду для месторождения. Формируют ограничительные уравнения для выполнения указанных производственных ограничений. Поток текучей среды по скважинам должен придерживаться этих производственных ограничений. Затем для определения оптимального распределения дебитов по скважинам оптимизируют целевую функцию посредством процедуры, определенной как оптимизатор. Оптимизатор использует в процессе оптимизации уравнения дебита компонента скважины и ограничительные уравнения. Первый недостаток обычных схем оптимизации в масштабе месторождения состоит в том, что для указанных производственных ограничений может отсутствовать возможность наличия допустимых решений оптимизации. Например, может быть предпочтительным некоторый уровень добычи нефти при добыче не более определенного количества воды. Допустимое решение целевой функции при этом наборе ограничений может быть невозможным. В этом случае одно или большее количество ограничений должны быть скорректированы и вновь осуществляют прогон симулятора коллектора и оптимизатора для определения, когда возможно допустимое решение. Такие итерационные пробеги при решении многочисленных оптимизаций целевой функции в вычислительном отношении громоздки и нежелательны. Вторая проблема в некоторых схемах оптимизации состоит в том, что, хотя может быть получено допустимое решение оптимизации целевой функции, результаты не могут быть осуществлены на практике. Например, при первом пробеге или на первом временном этапе оптимизатор может принять решение о том, что первая скважина должна осуществлять добычу на высоком уровне, в то время как вторая скважина, по существу, должна быть закрыта. На следующем этапе оптимизатор может предложить, что вторая скважина должна осуществлять добычу на высоком уровне, в то время как первая скважина, по существу, должна быть закрыта. Следовательно, если следовать предложенным оптимизатором распределениям, то добыча из скважин может колебаться. В основном более практично, если добычу из скважин, имеющих подобные характеристики потока текучей среды, осуществляют на согласованном уровне. Это должно минимизировать колебания по временным этапам в добыче из связанных скважин. Третий недостаток состоит в том, что создание уравнений или кривых дебита компонента для добычи текучих сред из ствола скважины может быть громоздким в вычислительном отношении. Один способ вычисления указанных кривых дебита состоит в создании подмодели скважин и окружающих пластов-коллекторов и в итерационном решении для текущих дебитов компонентов, т.е. нефти, газа и воды, когда дроссели открыты и падение давления между пластами-коллекторами и скважинами увеличилось. Обычно для формирования каждой точки данных, относящейся к добыче одного компонента-1 014140 относительно другого компонента для заданного падения давления в стволе скважины, должно быть выполнено несколько итераций Ньютона. Вновь, падение давления в скважине зависит от того, насколько открыт дроссель, регулирующий скважину. Этот процесс повторяют неоднократно до вычисления достаточного количества точек данных, возможно 30-50 точек данных, чтобы было получено уравнение или полная кривая дебита. Затем оптимизатор использует уравнения или кривые дебита при оптимизации целевой функции. Формирование, для создания уравнений или кривых дебита, точек данных с использованием указанных многих итераций Ньютона является затратным в вычислительном отношении. Настоящее изобретение обеспечивает решения для вышеупомянутых недостатков обычных схем оптимизации в масштабе месторождения. Во-первых, для создания допустимого решения формируют целевую функцию и ассоциированные ограничительные уравнения, что может быть решено при одиночном пробеге оптимизатора. Во-вторых, для предотвращения существенных колебаний дебитов скважины между временными этапами моделирования пласта-коллектора могут быть созданы ограничительные уравнения, которые требуют зависимости текущих дебитов из подобных скважин. Наконец, описан эффективный способ формирования уравнений или кривых дебита компонента скважины, относящихся к текущим дебитам между компонентами текучей среды скважины. Сущность изобретения Настоящее изобретение содержит способ усовершенствования распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам, соединенным посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором. Моделируют поток текучей среды с использованием численного симулятора коллектора по меньшей мере в одном подземном пласте-коллекторе и в нескольких скважинах, соединенных посредством текучей среды с подземным пластом-коллектором. Формируют уравнения дебита компонента в соответствии с смоделированным потоком в скважинах. Выбирают производственные ограничения по меньшей мере с одним из производственных ограничений, в идеале являющимся мягким ограничением, которое, при необходимости, может быть нарушено в процессе оптимизации для обеспечения допустимого решения. Формируют также ограничительные уравнения, соответствующие производственным ограничениям. Формируют целевую функцию, которая соответствует потоку текучей среды в скважинах. Целевая функция может содержать также штрафы за нарушения ограничений, которые соответствуют мягким ограничениям и мягким ограничительным уравнениям. Затем оптимизируют целевую функцию с использованием уравнений дебита компонента и ограничительных уравнения для определения усовершенствованного распределения дебитов текучей среды по скважинам. При необходимости, мягкие ограничения могут быть нарушены для получения допустимого решения для оптимизации целевой функции. Наличие штрафов за нарушения ограничений обеспечивает возможность нарушения мягких ограничений,при этом продолжают удовлетворяться соответствующие ограничительные уравнения. Затем дебиты текучей среды распределяют по скважинам в соответствии с определением, полученным при оптимизации целевой функции. Мягким ограничениям могут быть назначены приоритеты в отношении того, какое из мягких ограничений должно быть наиболее затруднительным, при необходимости, нарушить для получения допустимого решения для оптимизации целевой функции. Со штрафами за нарушения ограничений в целевой функции могут быть ассоциированы весовые масштабные коэффициенты. Весовые масштабные коэффициенты могут быть взвешены в соответствии с назначением приоритетов для мягких ограничений, чтобы нарушение мягких ограничений с более высоким приоритетом было более затруднительным, чем мягких ограничений с более низким приоритетом. Дебиты между выбранными скважинами могут быть взаимозависимы. В частности, скважины, проявляющие подобные характеристики потока, например отношение газ-нефть (GOR) или отношение воданефть (WOR), могут иметь взаимозависимые дебиты скважин. Вновь, для указанных зависимых дебитов скважины могут быть сформированы ограничительные уравнения. Тогда усовершенствованное распределение дебитов по зависимым скважинам должно быть взаимозависимым или связанным друг с другом. Согласно другому аспекту этого изобретения смоделированные скважины содержат несколько элементов заканчивания и пласт-коллектор или пласты-коллекторы содержат несколько элементов пластаколлектора. Осуществляют прогон симулятора коллектора для определения давлений в элементах пласта-коллектора и в элементах заканчивания и для определения потоков текучей среды в элементах заканчивания по меньшей мере двух компонентов, т.е. нефти и воды, обусловленных падением давления между элементами пласта-коллектора и элементами заканчивания. Затем формируют точки данных дебита компонента потока текучей среды по диапазону потоков текучей среды для каждой скважины. В идеале точки данных формируют посредством масштабирования и суммирования потоков текучей среды в элементах заканчивания на основе дебитов компонента, определенных первоначальным прогоном симулятора, и в зависимости от расширенного диапазона падений давления между элементами заканчивания и пласта-коллектора.-2 014140 Задача настоящего изобретения состоит в обеспечении способа, в котором создают целевую функцию, содержащую по меньшей мере один штраф за нарушения ограничений, соответствующий мягкому ограничению, что обеспечивает возможность оптимизации целевой функции, при этом, при необходимости, мягкое ограничение может быть нарушено для получения допустимого решения для оптимизации. Другая задача состоит в формировании целевой функции, содержащей взвешенные штрафы за нарушения ограничений, которые могут быть взвешены соответствующим образом, так чтобы мягкие ограничения могли быть нарушены в порядке назначения приоритетов. Еще одна задача состоит в создании зависимости между текущими дебитами для скважин при оптимизации, так чтобы после выполнения оптимизации дебиты по указанным скважинам были зависимы,что приводит к ограниченным колебаниям дебита указанных скважин между временными этапами в моделировании пласта-коллектора. Еще одна задача состоит в формировании уравнений дебита компонента, которые формируют посредством масштабирования дебитов компонента в отдельных элементах заканчивания на основе дебитов, первоначально определенных при прогоне моделирования пласта-коллектора, и в зависимости от диапазона изменяющихся профилей давления в скважине. Краткое описание чертежей Указанные и другие задачи, признаки и преимущества настоящего изобретения станут более понятны в отношении последующего описания, формулы изобретения и приложенных чертежей, которые иллюстрируют: фиг. 1 - схематический чертеж возможного действующего месторождения углеводородов, содержащего подземные пласты-коллекторы, которые связаны посредством текучей среды посредством скважины с поверхностью месторождения, с дросселями, используемыми для управления давлением ствола скважины и дебитами, так чтобы могла быть оптимизирована добыча из месторождения; фиг. 2 - блок-схема возможного способа оптимизации в масштабе месторождения, осуществляемого согласно этому изобретению; фиг. 3 А и 3 В - кривые дебита компонента, сформированные с использованием способа "быстрых скоростей", осуществляемого согласно настоящему изобретению, и кривые дебита компонента, сформированные с использованием итеративного способа Ньютона, громоздкого в вычислительном отношении; фиг. 4 А и 4 В - графики, изображающие зависимость дебитов скважины между двумя скважинами,имеющими подобные характеристики текучей среды. Обеспечивают соединение посредством текучей среды между пластами-коллекторами 22 и 24 и скважиной 30, 32 и 34. Скважина 34 соединена только с верхним пластом-коллектором 22. Дроссели или устройства 54, 56 и 60 управления скважиной используют для управления потоком текучей среды в соответствующие скважины 30, 32 и 34 и из них. Как будет описано более полно ниже,дроссели 54, 56 и 60 также управляют профилями давления в соответствующих скважинах 30, 32 и 34. Хотя это не изображено, скважины 30, 32 и 34 должны быть соединены посредством текучей среды с наземными объектами, такими как сепараторы нефти/газа/воды, компрессоры, резервуары для хранения,насосы, трубопроводы и т.д. Дебит текучих сред через скважины 30, 32 и 34 может быть ограничен возможностями обработки текучей среды указанными наземными объектами. Фиг. 2 изображает блок-схему, иллюстрирующую общие этапы, используемые согласно способу оптимизации в масштабе месторождения настоящего изобретения. На основе принципов, содержащихся в этом описании изобретения, специалисты в области моделирования пластов-коллекторов могут простым образом разработать компьютерное программное обеспечение для выполнения способа, изложенного согласно фиг. 2. Для моделирования потока текучей среды в месторождении 50, которое содержит пластыколлекторы и скважины (этап 110), используют симулятор пласта-коллектора. В основном для выполнения численного моделирования такая модель пласта-коллектора должна содержать тысячи или даже миллионы отдельных элементов. Указанные отдельные элементы включают в себя элементы пластаколлектора и элементы скважины. Элементы скважины содержат определенные элементы заканчивания,которые перемещают текучую среду вперед и назад между смежными элементами пласта-коллектора и другими элементами скважины, которые соединены посредством текучей среды с дросселем и наземными объектами (не изображены). На модели месторождения определяют начальные и граничные условия. Указанные начальные и граничные условия включают в себя, например, первоначальные давления и дебиты в элементах пластаколлектора и элементах скважины, компоненты текучей среды, вязкости и т.д. Затем выполняют прогон (этап 120) моделирования на модели месторождения для вычисления характеристик потока текучей среды и пласта-коллектора для временного этапа. В частности, дебиты текучей среды между пластами-коллекторами и скважинами определяют в отношении того, какими являются давления в элементах скважины и пласта-коллектора. Эксплуатационные скважины будут получать добываемые текучие среды из пластов-коллекторов, содержащих нефть, воду и газ, которые поставляют в наземные объекты месторождения. Могут быть использованы нагнетательные скважины для создания давления в одном или большем количестве пластов-коллекторов и/или для утилизации воды. Также в-3 014140 скважины может нагнетаться газ для обеспечения добычи текучей среды, выполняемой с помощью газа. Для специалиста очевидно, что с использованием симулятора пласта-коллектора могут быть смоделированы многие другие операции, воздействующие на добычу, и указанные действия включены в контекст этого изобретения. Дебиты текучей среды компонента могут быть определены в терминах потока нефти, газа и воды. В виде варианта компоненты текучей среды, для которых должен быть оптимизирован поток, могут быть композиционными компонентами, такими как легкие (С 3-С 4), средние (C5-C8) и тяжелые (C9) углеводороды. В виде возможного варианта другие возможные комбинации компонентов могут содержать неуглеводородные компоненты, такие как H2S и CO2. Затем вычисляют (этап 130) уравнения дебита компонента для каждой скважины. Эти уравнения дебита компонента описывают оцененный поток одного компонента текучей среды относительно потока другого компонента текучей среды по ожидаемому диапазону дебитов для скважины. Физически, дроссели на скважине могут быть открыты или закрыты для увеличения или уменьшения полного выхода или входа текучей среды в отношении скважины. При открытии и закрытии дросселя, из-за изменения профилей давления в скважине, могут быть изменены относительные показатели нефти, газа и воды, добытые из ствола скважины. На фиг. 3 А и 3 В изображены возможные варианты кривых дебита компонента для скважины. На фиг. 3 А изображен текущий дебит газа в MSCF/D (миллионы квадратных кубических футов в день) относительно текущего дебита нефти в STB/D (баррели резервуара для хранения в день). На фиг. 3 В изображен текущий дебит воды (STB/D) относительно текущего дебита нефти в STB/D. Текущий дебит газа относительно нефти является относительно линейным по широкому диапазону возможных текущих дебитов нефти. Однако текущий дебит воды является нелинейным относительно текущего дебита нефти. Гораздо большее количество воды формируется при более высоких выходах добычи нефти, чем при более низких текущих дебитах нефти. Высокие выходы добычи соответствуют широко открытому положению дросселя. В предпочтительном варианте осуществления этого изобретения используют способ "быстрых скоростей" для формирования отдельных точек данных дебита компонента, которые затем могут быть использованы для быстрого построения графиков или для формирования уравнений дебита компонента. Более подробно способ "быстрых скоростей" будет описан ниже. Для специалистов очевидно, что могут быть использованы другие способы при формировании оценок в отношении того, как может изменяться добыча одного компонента относительно текущего дебита другого компонента по полному диапазону выхода скважины. Пользователь должен определить производственные ограничения (этап 140) для использования совместно с моделью месторождения. В виде возможного варианта, возможные варианты производственных ограничений включают в себя (1) добычу нефти на заданном уровне; (2) добычу газа на заданном уровне; (3) ограничение добычи газа ниже предварительно определенного предела; (4) ограничение добычи воды ниже предварительно определенного предела; (5) ограничение нагнетания воды до количества, относящегося к воде, добытой из скважины; и (6) ограничение нагнетания газа выше предварительно определенного предела для обеспечения газ-лифта. Дополнительно, указанные задачи и ограничения также могут быть объединены или масштабированы относительно друг друга. Производственные ограничения могут содержать жесткие или мягкие ограничения. Жесткими ограничениями являются ограничения, которые не должны быть нарушены. Мягкими ограничениями являются ограничения, которые, при необходимости, могут быть нарушены для формирования допустимого решения проблемы оптимизации. Возможно, также может быть определен порядок, в котором предпочтительно обеспечена возможность нарушения, при необходимости, мягких ограничений для получения допустимого решения. Согласно другому аспекту настоящего изобретения, возможно, имеет место определение (этап 150),должны ли быть зависимы дебиты скважины определенных скважин. Например, скважины, имеющие подобные характеристики текучей среды, такие как отношение газ-нефть (GOR) или отношение воданефть (WOR), могут быть взаимозависимы. Зависимость текущих дебитов между скважинами должна обеспечивать отсутствие между тактами произвольного колебания текущих дебитов (или скоростей нагнетания) между этими скважинами. Затем формируют (этап 160) ограничительные уравнения из производственных ограничений и в соответствии с зависимыми дебитами скважины. Формируют жесткие ограничительные уравнения для тех ограничений, возможность нарушения которых не обеспечена. Формируют мягкие ограничительные уравнения, соответствующие мягким ограничениям, которые содержат штрафы за нарушения ограничений. Штрафы за нарушения ограничений обеспечивают возможность выполнения мягких ограничительных уравнений, даже когда мягкие ограничения должны быть нарушены для формирования допустимого решения при оптимизации. Формирование указанного набора ограничительных уравнений будет более подробно описано ниже.-4 014140 На этапе 170 создают целевую функцию, которая стремится оптимизировать задачу, такую как добыча нефти из месторождения 50. Целевая функция в идеале содержит дебиты компонента скважины, а также штрафы за нарушения ограничений, ассоциированные с мягкими ограничительными уравнениями. Со штрафами мягких ограничений в целевой функции может быть ассоциирован весовой масштабный коэффициент. При соответствующем взвешивании указанных весовых масштабных коэффициентов могут быть назначены приоритеты для порядка, в котором могут быть нарушены соответствующие мягкие ограничения. Затем оптимизируют (этап 180) целевую функцию посредством процедуры оптимизации(оптимизатора) для формирования оптимизированного распределения дебитов текучей среды по скважинам. Для оптимизации целевой функции оптимизатор использует уравнения дебита компонента, вычисленные на этапе 130, и ограничительные уравнения, установленные на этапе 160. Затем оптимизированные дебиты текучей среды и другие характеристики потока текучей среды,определенные из оптимизатора, например штрафы за нарушения ограничений, могут быть распределены по скважинам и пластам-коллекторам (этап 190). Тогда указанные оптимизированные дебиты и характеристики могут быть установлены (этап 200) в качестве начальных/граничных условий на следующем итеративном временном этапе в моделировании пласта-коллектора. Затем многое количество временных этапов повторяют этапы 120-200 для обеспечения усовершенствованной добычи в масштабе месторождения, пока не истек достаточный период времени, и затем заканчивают моделирование. Теперь вышеупомянутые этапы будут описаны более подробно.A. Создание целевой функции и ограничительных уравнений. 1. Система ограничительных уравнений. Система линейного программирования (LP) является набором линейных уравнений и линейных ограничений. Система смешанного целочисленного программирования (MIP) является набором линейных или нелинейных уравнений и ограничений. В настоящем изобретении для получения оптимизированной целевой функции предпочтительно, когда требуется найти решение для набора нелинейных уравнений или ограничений, представленных кусочно-линейными функциями, систему LP усовершенствуют системой MIP. В этом возможном варианте осуществления для оптимизации целевой функции используют открытый исходный пакет программного обеспечения, в котором использованы способы LP и MIP. В частности, в настоящем изобретении используют пакет, называемый LP-Solve, который доступен поhttp://packaqes.debian.org/stable/math/lp-solve. Также используют альтернативную коммерческую решающую программу, называемую ХА, которую предоставляет корпорация технологии программного обеспечения Sunset, Сан-Марино, Калифорния. Для специалистов очевидно, что для оптимизации целевой функции с использованием дебитов текучей среды и ограничительных условий могут быть использованы другие коммерческие пакеты оптимизатора LP/MIP. В оптимизатор вводят ограничительные уравнения, уравнения дебита компонента и целевую функцию. Затем оптимизатор выводит допустимое решение проблемы оптимизации, содержащее усовершенствованное распределение дебитов скважины. В идеале также выводят значения для нарушения всех мягких ограничений, требуемых для получения допустимого решения оптимизации. Тогда пользователь может вносить соответствующие изменения в производственные ограничения или в производительность наземных объектов для отражения значения нарушения мягких ограничений. Осуществляют поиск экстремума целевой функции. Простая система LP может иметь следующий вид: и подчинена ограничениям в виде где i - индекс;bi - суммируемая постоянная. В одном варианте осуществления этого изобретения главными переменными являются дебиты скважины. То есть дебиты, при которых из скважины добывают компоненты добычи текучей среды, т.е. нефти, воды и газа. Уравнения дебита компонента предпочтительно формируют с использованием способа "быстрых скоростей", который будет описан ниже. Уравнения дебита компонента описывают, какое количество одного компонента транспортируют через скважину по сравнению с другим компонентом текучей среды. Текущие дебиты компонентов могут оставаться линейными относительно друг друга или могут быть нелинейными по возможному диапазону выходов добычи скважины. В настоящем изобретении в идеале манипулируют нелинейным масштабированием между дебитами компонента или фазовыми скоростями через кусочно-линейные функции, определяя систему как задачу MIP. Производственные ограничения устанавливают в виде жестких ограничений, возможность нарушения которых не обеспечена, и/или в виде мягких ограничений, для которых, при необходимости, обеспечена возможность нарушения для получения решения. Ограничения могут содержать целевые задачи и производственные огра-5 014140 ничения. Целевую функцию устанавливают по информации, обеспеченной пользователем. 2. Установка целевой функции. В основном целевой функции соответствует математическое выражение где OBJ - целевая функция, которая должна быть оптимизирована;i - количество компонентов текучей среды в текучей среде скважины;wi - весовой масштабный коэффициент для добычи i-го компонента текучей среды в скважине;k - количество штрафов за нарушения ограничений;wk - весовой масштабный коэффициент для штрафа за нарушение k-го ограничения иCVPk - штраф за нарушение k-го ограничения. В частности, наиболее возможная целевая функция для системы LP/MIP может состоять из взвешенной суммы текущих дебитов в целом нефти, воды и газа для выбранной совокупности скважин. В настоящем изобретении целевая функция может также содержать переменные штрафа за нарушения ограничений (CVPk), соответствующие использованию мягких ограничений. Обычная целевая функция может быть выражена в следующем математическом виде: где OBJ - целевая функция, которая должна быть оптимизирована;wo - весовой масштабный коэффициент для добычи нефти;wg - весовой масштабный коэффициент для добычи газа;ww - весовой масштабный коэффициент для добычи воды;wk - весовой масштабный коэффициент для (штрафа за нарушение) k-го (ограничения) иCVPk - штраф за нарушение k-го ограничения. Весовые масштабные коэффициенты wi или параметры дебита скважины могут быть определены пользователем. Например, пользователь может определить: Эти весовые масштабные коэффициенты соответствуют максимизации текущего дебита нефти при попытке минимизировать дебиты газа и воды. В этом случае целевая функция возрастает на 1,0 для каждого барреля резервуара для хранения в день (STB/D) добытой нефти (woil=1,0) и штрафуется на 0,2 за каждый миллион обычных кубических футов в день (MSCF/D) газа и на 0,1 за каждый STB/D добытой воды. В этом случае единицами целевой функции является комбинация единиц STB/D и MSCF/D. В идеале выполняют нормализацию компонентов целевой функции для выдачи безразмерной целевой функции. В другом предпочтительном способе обработки этого несоответствия единиц в целевой функции используют экономическую информацию, если она является доступной. Например, если доходы от нефти составляют 22/STB/D, доходы от газа составляют 3/MSCF/D, и каждый STB/D воды стоит 3,5 , то В этом случае единицами целевой функции являются денежные единицыи согласуются. Предпочтительно масштабировать весовые масштабные коэффициенты так, чтобы wo составляло 1,0, следовательно, предыдущие значения параметра дебита скважины должны быть нормализованы на 22,0, что дает 3. Производственные ограничения. Ограничения могут быть основаны на физических ограничениях, таких как ограничения добычи из скважины, ограничения скорости нагнетания или ограничения скорости газ-лифта. В виде варианта, ограничения могут быть определены так, чтобы удовлетворять техническим предпочтениям, таким как задачи добычи/нагнетания для группы скважин. Другие ограничения, в виде варианта, например, могут содержать отношения газа к нефти (GOR), отношения воды к нефти (WOR) и ограничения на подсовокупность скважин или заканчиваний. Ограничения системы LP/MIP классифицируют как жесткие и мягкие ограничения. Например, жесткие ограничения могут быть наложены на пару скважин, так чтобы объединенная максимальная добыча нефти составляла 5,000 STB/D. Указанные жесткие ограничения преобразуют в следующие ограничения LP/MIP:- количество нефти, добытой из первой скважины; и- количество нефти, добытой из второй скважины. 4. Назначение приоритетов для мягких ограничений. Мягкими ограничениями являются ограничения, возможность нарушения которых обеспечена, если, и только если, нет никакого другого способа выполнить мягкие ограничения, при этом получая допустимое решение для системы. В идеале это нарушение ограничений будет минимально возможным,которое требуется для получения решения. Нарушения ограничений могут происходить при наличии в системе противоречивых ограничений/задач. Рассматривается следующая ситуация, где месторождение имеет следующие ограничения, включающие в себя задачу добычи нефти и ограничение на обработку воды по группе скважин: Задача добычи нефти = 7,500 STB/D.(5) Ограничение на добычу воды 5,000 STB/D. Может быть, и наиболее вероятно, должна существовать точка в моделировании, где группа скважин не будет способна осуществлять добычу 7,500 STB/D нефти без добычи более 5,000 STB/D воды. Существует тенденция добычи в скважинах большего количества воды при истощении скважин. В таком случае оптимизатор не будет сообщать об отсутствии решения, но вместо этого обеспечит возможность нарушения одного из мягких ограничений. Предпочтительно будет установлен флаг, указывающий на то,что было нарушено ограничение. Вначале то, какое ограничение выбрано для нарушения, может быть определено пользователем, так же как в этом предпочтительном варианте осуществления этого изобретения. Указанную задачу для нефти и условия ограничения для воды преобразуют в следующие три мягких ограничительных уравнения: В конец целевой функции добавляют переменные штрафа за нарушения ограничений CVPk: подчинена:wk0, где wk является k-м весовым масштабным коэффициентом, ассоциированным с штрафом за нарушение k-го ограничения; иCVPk0, где CVPk является штрафом за нарушение k-го ограничения, который ассоциирован с k-м ограничительным уравнением. Следует отметить, что эта установка приводит к обнулению переменных CVP, так как они имеют отрицательные веса в целевой функции, что делает их эквивалентными жестким ограничениям каждый раз, когда возможно их выполнение, т.е. когда добыча нефти составляет 7,500 STB/D и добыча воды составляет менее 5,000 STB/D. Предположим, что условия пласта-коллектора таковы, что для добычи 7,500 STB/D нефти должно быть добыто 5,100 STB/D воды. В этом случае существует две возможности: уменьшить добычу и выполнить ограничение на воду, но игнорировать задачу по нефти или выполнить задачу по нефти, но добыть большее количество воды, чем соответствует ограничению на воду. Выберет ли система LP/MIP уменьшение добычи или выполнение ограничения на воду, зависит от коэффициентов или весовых масштабных коэффициентов wk переменных CVPk. Предположим, что ограничение на объем воды является абсолютным и что обеспечена возможность уменьшения добычи нефти для выполнения ограничения на воду. В этом случае предполагается, что wi=1, w2=1 и w3=2, что соответствует ограничению 3 (ограничение на добычу воды), имеющему больший приоритет, чем два других ограничения (задача добычи нефти). Следует отметить, что весовому масштабному коэффициенту w3 задан больший вес, чем двум другим весовым масштабным коэффициентам wi и w2, ассоциированным с добычей нефти. При уменьшении дебитов скважины для выполнения ограничения на добычу воды предполагается, что когда добыча воды составляет точно 5,000 STB/D, добыча нефти уменьшается до 7,400 STB/D. В этом случае CVP1 должен быть отличным от нуля для выполнения ограничения 1, чтобы точно выполнялось CVP1=100. При такой установке из-за определенных значений коэффициентов wkCVP система LP/MIP должна выбрать скорее уменьшение дебитов, чем добычу большего количества воды. Для двух указанных случаев элементы целевой функции должны выглядеть следующим образом.-7 014140 Если пренебречь задачей добычи нефти и будет обеспечена возможность уменьшения добычи нефти для выполнения ограничения на воду, то Если должна быть выполнена задача добычи нефти, но обеспечена возможность нарушения ограничения на добычу воды, то Так как все остальное остается прежним, уменьшение дебитов приводит к большему значению(+100) целевой функции, оптимизатор LP/MIP должен предпочесть уменьшение дебитов. Идентичный подход может быть использован для обработки n мягких ограничений и расположения их в требуемом приоритетном порядке в отношении нарушения. Если порядок, в котором должны нарушаться мягкие ограничения, не определен и не назначены приоритеты, то все весовые масштабные коэффициенты wk равны и не заданы предпочтения в отношении того, возможность нарушения каких ограничений обеспечена прежде всего. В этом случаеw1=w2=w3=1. В виде варианта, первому мягкому ограничению может быть задан самый низкий приоритет, второму мягкому ограничению задают немного более высокий приоритет и третьему мягкому ограничению задают самый высокий приоритет. В этом возможном варианте осуществления изобретения весовым масштабным коэффициентам wi тогда задают значения, соответствующие 1010p, где р является порядком приоритета, в котором могут быть нарушены мягкие ограничения. Например Общим уравнением для целевой функции является Тогда целевая функция с весовыми масштабными коэффициентами становится следующей: Предпочтительно эти коэффициенты нормализуют для задания значений между 0 и 1. Нормализация частично основана на возможном диапазоне штрафа за нарушения ограничений. Ограничение 1: 0=CVPnormi=l или, так как CVPmin всегда равен нулю,Параметры CVPk оптимизируют совместно с другими параметрами в системе оптимизации (текущие дебиты/скорости нагнетания). Так как любое положительное значение CVPk налагает штраф через целевую функцию, система пытается поддерживать нулевые значения CVPk. CVPk получает положительное значение, если, и только если, нет никакого другого способа получить допустимое решение. Следует отметить, что если отсутствуют противоречивые задачи для оптимизации, то все переменные CVP будут нулевыми, и мягкие ограничения будут эквивалентны жестким ограничениям. Следует отметить, что оператор (=) является целевым оператором и должен удовлетворять условию(соответственно вызывает действие), если левая часть критериев не равна правой части критериев. 5. Установление зависимости между дебитами скважины. Системы LP/MIP являются строго математическими и, соответственно, не несут никакого физического понятия, лежащего в основе переменных, уравнений и ограничений. Поэтому в некоторых случаях результаты LP/MIP, хотя обоснованы математически, могут не иметь большого практического смысла. Такой случай может возникнуть, когда оптимизатор LP/MIP принимает решение существенно сдерживать только одну скважину в группе скважин, которые все имеют незначительные различия в свойствах. Это может привести к большим колебаниям дебита для отдельных скважин между временными этапами. Для предотвращения такого случая настоящее изобретение обеспечивает возможность установления зависимости дебитов скважин с близкими характеристиками. Если определяют, что дебиты скважины должны быть зависимы, то в дополнение к существующим ограничительным уравнениям устанавливают дополнительные ограничительные уравнения, которые устанавливают зависимость определенных дебитов скважины. Например, если скважины, которые имеют характеристики текучей среды, такие как отношения газ-нефть (GOR) и/или отношения вода-нефть(WOR), которые находятся в пределах предварительно определенного диапазона друг друга, то может быть установлена зависимость дебитов этих скважин. Подобно мягким ограничительным уравнениям,описанным выше, эти уравнения зависимости дебита могут содержать весовые масштабные коэффициенты, которые близки друг к другу, и содержать штрафы за нарушения ограничений. Теперь согласно фиг. 4 А, например, задан дебит скважины с максимальным GOR(q1), обеспечена возможность нахождения дебита зависимой скважины (q2) в заштрихованной области. Это достигают посредством добавления в систему следующих ограничений: где q1, q2 - дебиты, зависимые друг от друга;q1f, q2f - максимальное возможное значение дебитов;RVP - штраф за нарушения дебита; а - значение, определяющее "строгость" зависимости. Все RVP добавляют в целевую функцию с отрицательным весом где в этом определенном возможном варианте w1 выбирают равным -10. а задано: Это означает, что когда q1=q1, то q2 должен находиться в диапазоне [q2min, q2max]. Функция f является простой линейной функцией, как изображено на фиг. 4 В. Настоящее изобретение обеспечивает возможность изменения пользователем порогового значенияt, однако для большинства случаев должно действовать t=1,0. При этой установке при заданном t=1,0 скважина с GOR2=0,0 не будет зависимой и будет иметь независимый масштабный коэффициент дебита,при этом в другом экстремуме, когда GOR2=GOR1, заштрихованная область на фиг. 4 А должна разрушиться в линию, как изображено на фиг. 4 В, и второй ствол скважины будет принудительно иметь масштабный коэффициент, идентичный масштабному коэффициенту ствола скважины 1.-9 014140 Другой способ установления зависимости дебитов состоит в установлении зависимости через масштабирование дебитов в группе скважин посредством идентичного коэффициента. Например, могут быть зависимы скорости нагнетания всех нагнетательных скважин в первой группе нагнетательных скважин и текущие дебиты всех эксплуатационных скважин в первой группе эксплуатационных скважин. В этом случае эта зависимость не основана на GOR или WOR; зависимость просто подразумевает,что при масштабировании дебита скважины посредством коэффициента другие скважины в зависимой группе должны масштабироваться посредством идентичного коэффициента. Например, если скважина в первой группе эксплуатационных скважин должна сократить добычу наполовину (возможно, для выполнения другого ограничения), то все скважины в первой группе эксплуатационных скважин должны сократить добычу наполовину. В идеале несоблюдение правил для этой зависимости должно иметь меньший вес в системе LP/MIP, чем определенные ограничения. Это означает, что зависимости дебита могут быть нарушены для выполнения ограничений. Могут быть использованы параметры для определения относительных весов ограничений и зависимостей дебита в системеLP/MIP. Чем меньше (более отрицательные) эти коэффициенты, тем большее воздействие они должны иметь на систему.B. Формирование кривых дебита и уравнений дебита компонента. 1. Способ быстрых скоростей. Для формирования уравнений и кривых дебита компонента текучей среды предпочтительно используют следующий способ "быстрых скоростей". Кривая дебита относится к сравнению добычи одного компонента с добычей другого. Например, при открытии на скважине дросселя или клапана в основном добыча нефти, воды и газа должна возрастать. Возрастание между любыми двумя из компонентов может быть линейным или нелинейным по диапазону добычи текучей среды в целом. Вновь, согласно фиг. 3 А и 3 В добыча газа и нефти изображена в основном линейной, в то время как добыча воды и нефти- в основном нелинейной. Кривые дебита формируют из последовательности точек данных. Точки данных, сформированные с использованием итерационной процедуры Ньютона-Рафсона совместно с подучастком модели резервуара, обозначены метками "х". Точки данных, обозначенные знаком "ромб", были созданы с использованием способа "быстрых скоростей". Следует отметить, что оба способа обеспечивают подобные результаты. Однако способ "быстрых скоростей" существенно более эффективен в вычислительном отношении. В способе "быстрых скоростей" используют тот факт, что в фиксированной точке времени добыча из отдельных элементов заканчивания является в основном линейно пропорциональной падению давления. Падение давления является перепадом давления между давлением в элементе заканчивания скважины и в смежных элементах пласта-коллектора. Это именно тот перепад давления, который вытесняет текучие среды в элементы заканчивания и из элементов заканчивания во время соответствующих операций добычи и нагнетания. С использованием нескольких различных профилей падения давления для каждой скважины формируют набор точек данных. Затем в идеале создают кусочно-линейную функцию,которая наилучшим образом соответствует этим точкам. Затем из этой кусочно-линейной функции формируют уравнение дебита компонента, которое должен использовать оптимизатор. Полная кривая дебита компонента нефть-вода является кусочно-линейной функцией, которая не является линейной. Фиг. 5 А-5D изображают дебиты отдельных элементов заканчивания для четырех различных общих объемов добычи для скважины. Также изображены профили давления для элементов ствола скважины и пласта-коллектора для этих различных текущих дебитов. Фиг. 5 А-5D иллюстрируют случаи, где последовательно снижают добычу нефти, как это происходит при закрытии воздушного клапана устья скважины. Следует отметить, что при сокращении добычи нефти добыча воды сокращается почти до прекращения добычи воды. При сокращении текущего дебита профиль давления скважины для скважины должен увеличиваться. Предполагают, что профиль давления пласта-коллектора на заданном такте остается постоянным. Это должно привести к уменьшению падения давления в скважине, так как профиль давления скважины увеличивается до профиля давления резервуара. Следует отметить, что давление в более глубоких заканчиваниях должно быть больше, чем в заканчиваниях более мелкой глубины из-за эффектов гидростатического напора/гравитации. Следовательно, падение давления будет более низким на больших глубинах,где более плотная вода лежит ниже менее плотных слоев нефти и газа. В настоящем изобретении используют линейное масштабирование дебита для отдельных заканчиваний скважины. Полный текущий дебит компонента р, т.е. нефти, воды или газа, из скважины является суммой дебитов из поступающих заканчиваний где qpT - общее количество потока из скважины;ncomp - количество элементов заканчивания s в скважине иqpi - количество потока компонента из i-го ствола скважины.- 10014140 Базовый дебит каждого компонента в каждом отдельном заканчивании получают из пробега моделирования пласта-коллектора на определенном временном этапе и уровня добычи из скважины. Предполагается, что в фиксированной во времени точке дебит заканчивания для каждого отдельного элемента заканчивания скважины линейно пропорционален падению давления. Соответственно при снижении падения давления в скважине на количество c отдельные дебиты заканчивания будут соответственно уменьшены и новый полный дебит будет задан где qpT - новое полное количество потока из скважины; с - снижение в падении давления;ncomp - количество элементов заканчивания в скважине;Pi - первоначальное падение давления в i-м элементе заканчивания иqpi - количество потока фазы из i-й скважины. Соответственно количество изменения давления c, требуемое для уменьшения дебита нефти скважины от q до q, задано Как иллюстрирует фиг. 6, это изменение давления приводит к параллельному изменению в профиле давления скважины. При вычисленном количестве c уравнение (20) может быть использовано для вычисления дебитов скважины других компонентов, текущих в скважине. Идентичная процедура может быть также использована для скоростей нагнетания. Как было рассмотрено ранее, согласно фиг. 3 А и 3 В,при повторении указанного процесса может быть сформировано несколько точек данных потока компонента, и может быть сформирована кривая. 2. Создание кусочно-линейной функции. Для каждой из скважин формируют кусочно-линейные функции, которые наилучшим образом представляют указанные наборы точек данных, сформированные способом "быстрых скоростей". Кусочно-линейные функции содержат несколько сегментов линии и точки разрыва. Количество и местоположение точек разрыва в идеале выбирают с использованием выравнивания по методу наименьших квадратов набора данных, сформированного способом "быстрых скоростей". В этом возможном варианте осуществления для расположения точек разрыва предпочтительно используют способ выравнивания по методу наименьших квадратов Левенберга-Маркуордта (Levenberg-Marquardt). Для специалистов очевидно, что для представления сформированных точек данных, которые должен использовать оптимизатор, могут быть использованы другие способы формирования кривой или уравнения. Теперь согласно фиг. 7 А и 7 В задан сегмент k, координаты конечных точек сегмента заданы Для методов наименьших квадратов, таких как Левенберга-Маркуордта, требуется определение производных этой функции y относительно параметров a. Указанные производные равны В предпочтительном варианте осуществления в идеале определяют соответствующее количество точек разрыва, а также их оптимальные местоположения. Для выбора количества точек разрыва используют алгоритм, изображенный на фиг. 8. Первый этап начинается с линейной функции (т.е. одиночного сегмента, двух конечных точек, следовательно, i=2). Вычисляют i2 для этой линейной функции (22). Затем к линейной функции добавляют точку разрыва, что делает ее кусочно-линейной функцией с двумя сегментами и тремя конечными точками (i=i+1, т.е. i=3). Координаты точки разрыва оптимизируют для минимизации i2. Если выравнивание улучшено более чем на коэффициент f относительно первоначального выравнивания, то добавляют новую точку разрыва и процесс повторяют до существенного улучшения. В этом алгоритме продолжают- 11014140 добавлять большее количество точек разрыва, только если это улучшает выравнивание на коэффициент f. Лучшее выравнивание может быть выполнено при уменьшении значения f за счет наличия большего количества сегментов. Этот подход в основном является надежным. Может быть сделана проверка,чтобы обеспечить нахождение точек разрыва всегда в допустимой области (первом квадранте). Это обеспечивают штрафованием (Р) решений, которые попадают в недопустимые области, как изображено на фиг. 9. 3. Инкорпорация кусочно-линейных функций в линейное программирование. Инкорпорация кусочно-линейной кривой в установку LP требует введения двоичных, дополнительных непрерывных параметров и некоторых ограничений. Далее следует набор уравнений и переменных,которые должны быть добавлены. Точки разрыва: Заменяют элементы дебита: Добавляют ограничения: Здесь q является зависимым дебитом и q1 является дебитом управления. Теперь, с использованием простой кусочно-линейной функции с двумя сегментами будет продемонстрировано, почему такая установка приводит к правильному поведению. Предполагается, что функция имеет вид, как на фиг. 10. Должно быть определено значение функции в х=15. Постановка, соответствующая этой проблеме, должна быть следующей: Двоичное у указывает сегмент, к которому принадлежит х. В этом случае y1 должен равняться единице и у 2 должен равняться нулю. Вначале осуществляют проверку для обнаружения, может ли у 2 когдалибо равняться единице. Если у 2 было равно единице, то y1 должно быть равным нулю, это означает, чтоz1 равняется нулю и z2 и z3 отличны от нуля. Однако если z2 и z3 отличны от нуля, то х=15 для второго уравнения никогда не может быть выполнено, соответственно у 2 не может быть равным 1. Соответственно если y1 равно единице, то получают следующее решение для z: Инкорпорация уравнений и переменных в уравнение (24) приводит к тому, что оптимизатор LP/MIP удовлетворяет кривым дебита компонента. Хотя в описании этого изобретения было приведено описание в отношении его определенных предпочтительных вариантов осуществления и для иллюстрации были изложены многие подробности,для специалистов очевидно, что изобретение допускает изменения и что, не удаляясь от основных принципов изобретения, могут быть существенно изменены рассмотренные здесь определенные подробности. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ усовершенствования распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам,соединенным посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором,включает в себя:(a) моделирование потока текучей среды, содержащей несколько компонентов, по меньшей мере в одном подземном пласте-коллекторе и в нескольких скважинах, которые соединены посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором;(b) выбор производственных ограничений, содержащих по меньшей мере одно жесткое ограничение, причем по меньшей мере одно жесткое ограничение соблюдается и по меньшей мере одно мягкое ограничение, при этом по меньшей мере одно мягкое ограничение может быть нарушено;(c) формирование уравнений системы, содержащих уравнения дебита компонента, соответствующие смоделированному потоку текучей среды в скважинах, и ограничительные уравнения, содержащие по меньшей мере одно мягкое ограничительное уравнение, ассоциированное по меньшей мере с одним мягким ограничением, по меньшей мере одно мягкое ограничительное уравнение содержит штраф за нарушения ограничений (CVP), который обеспечивает возможность выполнения мягкого ограничения по меньшей мере одним мягким ограничительным уравнением;(d) формирование целевой функции, соответствующей потоку текучей среды в скважинах и штрафу за нарушения ограничений;(e) оптимизацию целевой функции с использованием оптимизатора и уравнений системы для определения усовершенствованного распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам, при этом по меньшей мере одно мягкое ограничение, при необходимости, может быть нарушено для получения физически осуществимого решения оптимизации, а нарушение по меньшей мере одного жесткого ограничения приведет к невозможности получения физически допустимого решения;(f) распределение дебитов текучей среды по нескольким скважинам в соответствии с определением на этапе (е). 2. Способ по п.1, в котором производственные ограничения содержат несколько мягких ограничений, которые могут быть нарушены; уравнения системы содержат несколько мягких ограничительных уравнений, соответствующих мягким ограничениям, каждое из мягких ограничительных уравнений содержит соответствующий штраф за нарушения ограничений (CVP), который обеспечивает возможность выполнения соответствующего мягкого ограничения этим мягким уравнением ограничения; и целевая функция соответствует потоку текучей среды в скважинах и штрафам за нарушения ограничений,при этом, при необходимости, мягкие ограничения могут быть нарушены для получения физически осуществимого решения оптимизации. 3. Способ по п.2, в котором мягким ограничениям назначают приоритеты в отношении затруднительности нарушения мягких ограничений. 4. Способ по п.3, в котором в целевой функции со штрафами за нарушения ограничений соответствующих мягких ограничительных уравнений ассоциируют весовые масштабные коэффициенты, которые взвешены в соответствии с назначением приоритетов для мягких ограничений, ассоциированных с соответствующими мягкими ограничительными уравнениями, чтобы сделать более затруднительным нарушение мягких ограничений с более высоким приоритетом. 5. Способ по п.1, в котором целевой функции соответствует математическое выражение где OBJ - целевая функция, которая должна быть оптимизирована;i - количество компонентов текучей среды;wi - весовой масштабный коэффициент для добычи i-го (компонента) текучей среды в скважине;k - количество штрафов за нарушения ограничений, ассоциированных с мягкими ограничениями;wk - весовой масштабный коэффициент для штрафа за нарушение k-го ограничения иCVPk - штраф за нарушение k-го ограничения. 6. Способ по п.2, в котором целевой функции соответствует математическое выражение где OBJ - целевая функция, которая должна быть оптимизирована;i - количество компонентов текучей среды;wi - весовой масштабный коэффициент для добычи i-го (компонента) текучей среды в скважине;k - количество штрафов за нарушения ограничений, ассоциированных с производственными ограничениями;wk - весовой масштабный коэффициент для штрафа за нарушение k-го ограничения иCVPk - штраф за нарушение k-го ограничения. 7. Способ по п.6, в котором мягким ограничениям назначают приоритеты в отношении затруднительности нарушения мягких ограничений и весовые масштабные коэффициенты wk, ассоциированные со штрафами за нарушения ограниченийCVPk соответствующих мягких ограничительных уравнений, взвешены в соответствии с назначением приоритетов для мягких ограничений так, чтобы сделать более затруднительным нарушение мягких ограничений с более высоким приоритетом. 8. Способ по п.1, дополнительно содержащий сравнение характеристик потока текучей среды по меньшей мере в двух скважинах и, если характеристики находятся в пределах предварительно определенного диапазона относительно друг друга, установление взаимной зависимости между дебитами текучей среды по меньшей мере двух скважин посредством формирования уравнений зависимости дебита в уравнениях системы так, чтобы по меньшей мере две скважины имели зависимые распределенные дебиты. 9. Способ по п.1, в котором скважины содержат несколько элементов заканчивания и по меньшей мере один подземный пластколлектор содержит несколько элементов пласта-коллектора, которые соединены посредством текучей среды с элементами заканчивания; этап моделирования потока текучей среды содержит определение давлений в элементах пластаколлектора и в элементах заканчивания и содержит определение соответствующих дебитов текучей среды компонента в элементах заканчивания, обусловленных падением давления между элементами пластаколлектора и элементами заканчивания; и уравнения дебита компонента формируют из точек данных дебита компонента, которые создают посредством масштабирования и суммирования потоков текучей среды компонента в элементах заканчивания каждой скважины на основе дебитов текучей среды компонента, определенных при моделировании потока текучей среды, и в зависимости от изменения падения давления между элементами заканчивания и пласта-коллектора. 10. Способ по п.9, в котором точки данных дебита компонента формируют с использованием следующего математического выражения: где qpT - новое полное количество потока из скважины;ncomp - количество элементов заканчивания в определенной скважине;Pi - первоначальное падение давления в i-м элементе заканчивания; с - изменение в падении давления относительно первоначального смоделированного падения давления для элемента заканчивания иqpi - первоначальное смоделированное количество потока компонента из i-го элемента заканчивания. 11. Способ усовершенствования распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам,соединенным посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором,включает в себя:(a) моделирование потока текучей среды, содержащей несколько компонентов, в нескольких скважинах и по меньшей мере в одном подземном пласте-коллекторе, скважины содержат несколько элементов заканчивания, и по меньшей мере один подземный пласт-коллектор содержит несколько элементов пласта-коллектора, которые соединены посредством текучей среды с элементами заканчивания, а также определение давлений в элементах пласта-коллектора и в элементах заканчивания и определение соответствующих дебитов компонента в элементах заканчивания, обусловленных падением давления между элементами пласта-коллектора и элементами заканчивания;(b) формирование точек данных дебита компонента для скважин по диапазону потоков текучей среды посредством масштабирования и суммирования потоков текучей среды компонента в элементах заканчивания на основе дебитов компонента, определенных на этапе (а), и изменения падения давления между элементами заканчивания и пласта-коллектора;(c) формирование уравнений дебита компонента для скважин на основе точек данных для соответствующих скважин;(e) формирование целевой функции, соответствующей потоку текучей среды в скважинах;(f) оптимизацию целевой функции с использованием оптимизатора и ограничительных уравнений и уравнений дебита компонента для определения усовершенствованного распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам и(g) распределение дебитов текучей среды по нескольким скважинам в соответствии с определением на этапе (f). 12. Способ по п.11, дополнительно содержащий формирование кусочно-линейных функций из точек данных для каждой из скважин и формирование уравнений дебита компонента из кусочно-линейных функций. 13. Способ по п.12, в котором уравнения дебита компонента содержат двоичные переменные для описания кусочно-линейной функции и этап оптимизации содержит использование смешанного целочисленного программирования. 14. Способ по п.11, в котором дебиты по меньшей мере между двумя скважинами зависимы друг от друга. 15. Способ по п.11, в котором оптимизатор при оптимизации целевой функции использует по меньшей мере одно из линейного программирования и смешанного целочисленного программирования. 16. Способ по п.15, в котором оптимизатор при оптимизации целевой функции использует смешанное целочисленное программирование. 17. Способ по п.11, в котором точки данных дебита компонента создают с использованием следующего математического выражения: где qpT - новое полное количество потока из скважины;ncomp - количество элементов заканчивания в определенной скважине;Pi - первоначальное падение давления в i-м элементе заканчивания; с - изменение в падении давления относительно первоначального смоделированного падения давления для элемента заканчивания иqpi - первоначальное смоделированное количество потока компонента из i-го элемента заканчивания. 18. Способ усовершенствования распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам,соединенным посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором,включает в себя:(a) моделирование потока текучей среды, содержащей несколько компонентов, по меньшей мере в одном подземном пласте-коллекторе и в нескольких скважинах, которые соединены посредством текучей среды по меньшей мере с одним подземным пластом-коллектором;(b) формирование уравнений зависимости дебита по меньшей мере между двумя скважинами;(c) формирование целевой функции, соответствующей потоку текучей среды в скважине;(d) оптимизацию целевой функции с использованием уравнений зависимости дебита для определения усовершенствованного распределения дебитов текучей среды по нескольким скважинам, при этом по меньшей мере две скважины имеют зависимые дебиты; и(e) распределение дебитов текучей среды по нескольким скважинам в соответствии с определением на этапе (d). 19. Способ по п.18, в котором сравнивают характеристики потока текучей среды по меньшей мере между двумя скважинами и вызывают формирование уравнений зависимости дебита, если сравненные характеристики потока текучей среды находятся в пределах предварительно определенного диапазона друг от друга.