СПОСОБ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА Российский патент 2007 года по МПК E21B43/00 E21B43/38 

Настоящее изобретение относится к способу и системе добычи газа, в частности углеводородного газа из подземного пласта.

Согласно известным системам добычи газа добывающая скважина проходит в газоносный пласт. Пластовую текучую среду можно получать в продуктивном интервале, например, через перфорации в обсадных трубах на некоторой глубине. В пластовой текучей среде помимо газа нередко могут находиться жидкости, в частности вода.

Жидкости могут присутствовать в пластовой текучей среде, когда она входит в добывающую скважину, например, из так называемого слоя высокой проницаемости. Жидкости также могут образовываться по пути на поверхность в том случае, если условия пласта (давление, температура) на глубине продуктивного интервала таковы, что при них пластовая текучая среда содержит пар или жидкость, растворяющиеся в газе.

Если расход наверху скважины достаточно низкий, то жидкость будет отделяться от пластовой текучей среды под действием силы тяжести, будет стекать в забой скважины и скапливаться там, образуя столб жидкости, обычно - столб воды.

Образование столба воды нежелательно, поскольку он будет мешать притоку пластовой текучей среды или даже остановит ее, если столб воды полностью или частично перекроет продуктивный интервал. Для решения проблемы присутствия столба воды в газовой скважине в данной области техники применяются несколько распространенных способов.

Один из способов заключается в установке в скважине эксплуатационной насосно-компрессорной колонны - т.н. скоростных колонн, которые ограничивают действительную площадь поперечного сечения для доставляемой на поверхность текучей среды, тем самым повышая скорость движения текучей среды в скважине в достаточной степени, чтобы предотвращать разделение газа и жидкости. Другой способ заключается в использовании вспенивающих химикатов, которые понижают поверхностное натяжение отделяемой воды, и поэтому становится легче ее транспортировать к поверхности газом. И еще один известный способ заключается в откачке воды из столба воды на поверхность, и он известен также как плунжерный подъем. Согласно еще одному способу используют компрессор для гидростатического давления воды.

Патент США №5913363 раскрывает способ скважинного отделения воды от газа, поступающего из продуктивного интервала в газовой скважине, с помощью скважинного газоводяного сепаратора, установленного над продуктивным интервалом, и согласно этому способу отделенная вода направляется через пакеры и срабатывающий при определенном давлении клапан в пласт, в который она отводится.

Патент США №5443120 раскрывает способ скважинного отделения воды от углеводородов за счет силы тяжести в той части наклонной скважины, которая изолирована пакерами, и согласно этому способу отделенная вода закачивается в пласт, в который она отводится и давление в котором ниже давления в продуктивном пласте.

Патент США №5366011 раскрывает газовую скважину, в которой выполнена специальная обсадная/эксплуатационная насосно-компрессорная колонна. Эта колонна формирует кольцевое пространство, сообщающееся с продуктивным пластом, и имеет скользящую муфту, избирательно обеспечивающую сообщение посредством текучей среды между кольцевым пространством и колонной. Вода может отделяться от газа в кольцевом пространстве и протекать в колонну, и оттуда - в непродуктивный интервал.

Патент США №6336504 раскрывает способ скважинного отделения и закачивания воды, согласно которому пластовая текучая среда содержит по меньшей мере некоторое количество нефти и воды и, возможно, газа, сепаратор установлен в изменяемом положении в скважине, для обеспечения воды под достаточным давлением для закачивания ее в пласт, в который она отводится.

Известные способы применимы только в определенных ситуациях, и все они имеют недостатки, в частности - они мешают добыче газа, они сложные и дорогостоящие.

Целью настоящего изобретения является создание простого способа добычи газа из подземного пласта, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды на газовый компонент и жидкий компонент без использования специального сепаратора.

В этих целях согласно настоящему изобретению создан способ добычи газа из подземного пласта, в котором проходит вертикальная добывающая скважина, доходящая до поверхности, при котором обеспечивают протекание пластовой текучей среды, содержащей газ и жидкость, из подземного пласта в добывающую скважину в продуктивном интервале, разделяют пластовую текучую среду на газовый компонент и жидкий компонент и одновременно регулируют расход добываемого газового компонента в вертикальной добывающей скважине для поддержания его ниже критического расхода газа, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды в добывающей скважине без применения специализированного сепаратора, доставляют газовый компонент по добывающей скважине на поверхность, накапливают жидкий компонент в добывающей скважине с образованием столба жидкости, имеющего в интервале дренирования добывающей скважины давление, превышающее давление в окружающем пласте, обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости в окружающий пласт, предусматривающее обработку стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработку пласта вокруг интервала дренирования для увеличения расхода жидкости в окружающий пласт.

При осуществлении способа для дренировании жидкости можно выполнять перфорации в стенке добывающей скважины в интервале дренирования.

Стенку добывающей скважины можно обрабатывать путем введения химически активного вещества в жидкость. В качестве химически активного вещества можно использовать кислоту.

Окружающий пласт можно обрабатывать путем создания в нем разрывов.

К столбу жидкости можно прилагать импульсы давления.

Во время нормальной добычи газовый компонент можно доставлять непрерывно на поверхность и обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости одновременно с добычей газового компонента.

Во время нормальной добычи добычу газового компонента в интервалах можно прерывать на достаточно длительный срок для обеспечения дренирования достаточного количества жидкости из столба жидкости в пласт, в результате чего высота столба жидкости снижается ниже заданного значения высоты.

Газовый компонент может в основном состоять из углеводородного газа, и жидкость в основном состоит из воды.

Добывающая скважина может быть необсаженной скважиной, и гидростатическое давление столба воды в добывающей скважине во время нормальной добычи может определять области добывающей скважины, которые функционируют как продуктивный интервал и интервал дренирования.

Изобретение основано на том установленном заявителем обстоятельстве, что жидкость может дренироваться в пласт под действием собственного веса, т.е. за счет гидростатического давления в столбе жидкости, если между интервалом дренирования и окружающим пластом имеется достаточное сообщение посредством текучей среды. Это целесообразно по нескольким причинам. Первое преимущество заключается в том, что применение этого способа может ограничить высоту, достигаемую столбом жидкости во время нормальной эксплуатации. Поэтому также ограничивается барьер для втекающей пластовой текучей среды, образуемый столбом жидкости. Еще одно преимущество заключается в том, что нет необходимости подавать на поверхность содержащуюся в пластовой текучей среде воду, и ее можно просто отводить под землей в разных практических ситуациях без необходимости применения таких специальных устройств для повторного закачивания как отдельные скважина и насосы повторного закачивания.

Очевидно, что интервал дренирования можно предусмотреть отдельно под продуктивным интервалом. Если скважина имеет длинный интервал, посредством текучей среды непосредственно сообщающийся с окружающим газоносным пластом и в котором во время нормальной добычи в скважине создается столб жидкости, частично перекрывающий этот интервал, то верхняя часть этого интервала является продуктивным интервалом и нижняя часть является интервалом дренирования, при этом границы определяются величиной перекрытия.

Изобретение далее поясняется на более подробном примере, со ссылкой на чертежи, на которых изображено следующее:

фиг.1 схематически показывает распределение давления в скважине со столбом жидкости и столбом газа сверху;

фиг.2 показывает вычисленные приводимые в качестве примера кривые скоростей Q_l,d дренирования жидкости в зависимости от произведения (kh)_inj проницаемости-толщины для трех значений высоты столба жидкости;

фиг.3 показывает вычисленную приводимую в качестве примера кривую временной постоянной τ дренирования жидкости в зависимости от произведения (kh)_inj проницаемости-толщины;

фиг.4 показывает вычисленные приводимые в качестве примера кривые высоты Н в зависимости от произведения (kh)_inj проницаемости-толщины для трех значений скорости поступления жидкости;

фиг.5 схематически показывает первый вариант осуществления изобретения;

фиг.6 схематически показывает второй вариант осуществления изобретения.

На Фиг.1 схематически показано распределение давления р (единицы измерения: Ра) по глубине d (единицы измерения: м) вертикальной скважины, имеющей столб жидкости в забое и столб газа сверху его, в статическом состоянии, например, когда скважина закрыта. Давление на поверхности (d=0) обозначено как р_о. Скважина заполнена газом между поверхностью и глубиной верха столба жидкости, d₁. Давление р в этой заполненной газом части 1 скважины повышается линейно с глубиной d, (p(d)=p_o+p_ggd, где p_g есть плотность газа (кг/м³) и g - стандартная сила тяжести Земли.

В столбе жидкости (ссылочное обозначение 3 на чертеже) гидростатическое давление р увеличивается с глубиной пропорционально плотности жидкости, p₁ (кг/м³), р(d)=p_o+p_ggd_t+p₁g (d-d₁). Когда на определенной глубине скважина имеет сообщение посредством текучей среды с окружающим пластом, и когда давление в пласте там ниже, то жидкость будет дренироваться в пласт.

Согласно простой модели для закрытия газовой скважины распределение давления как функция глубины в газоносном пласте вокруг скважины соответствует распределению давления полностью заполненной газом скважины, когда скважина закрыта сверху, т.е. соответствует распределению давления, создаваемому частями 1 и 5 кривой давления согласно фиг.1. В этом случае, когда скважина имеет перфорации дренирования на глубине d_p>d₁, движущая сила дренирования столба жидкости является разностью давления

Δp=(p₁-p_g)g(d_p-d₁)

В этом случае скорость дренирования Q_1,d (м³/сек), с которой дренируется столб жидкость, можно оценить как

где

(kh)_inj обозначает произведение проницаемости-толщины пласта в интервале дренирования (м³);

μ₁ обозначает вязкость жидкости (Ра/сек);

r_е - радиус дренирования скважины (м);

r_w - радиус ствола скважины (м);

S - коэффициент верхнего слоя (число);

Δр - указано выше.

Выражение для характеристичного времени для дренирования столба жидкости можно вывести исходя из того предположения, что объем жидкости dV, дренируемой за единицу временной разности dt, пропорционален высоте Н столба жидкости над интервалом дренирования H=(d_p-d₁). Постоянная пропорциональности получается из уравнения (1). Интегрирование таким образом получаемого дифференциального уравнения дает единое экспоненциальное затухание высоты столба жидкости со временем, при этом постоянная времени τ (сек) определяется следующим уравнением:

где Δр=(p₁-р_g), и где все другие обозначения имеют те же значения, которые указаны выше.

На фиг.2 показана скорость Q_1,d (куб.м/сутки) как функция произведения проницаемости-толщины (kh)_inj (миллидарси/м). Кривые изображены для трех разных значений высоты Н верха столба жидкости сверху перфораций дренирования: а) Н=5 м; b) Н=25 м; с) Н=100 м. Эти кривые вычислены по уравнению (1) с использованием следующих параметров Таблицы 1, выбранных для типичной газовой скважины.

Таблица 1КоличествоЗначениеr_e850 мr_w0,1 м(механический) верхний слой скважины S+5Вязкость жидкости (воды) μ₁0,4 мРа/секПлотность жидкости (воды)1000 кг/м³Плотность газа, p_q75 кг/м³

Скорость, с которой жидкость (вода) поступает в скважину Q₁,_e во время добычи газа, обычно составляет порядка 1...4 куб.м/сутки, и также указана на фиг.2. Фиг.2 показывает, что при закрытой скважине скорость дренирования воды имеет тот же, или больший, порядок величины, чем скорость поступления воды.

Фиг.3 показывает временную постоянную τ (в сутках) уравнения (2) как функцию произведения проницаемости-толщины (kh)_inj (в миллидарси/м), вычисленного по значению параметров Таблицы 1.

Уравнения (1) и (2) выведены для закрытой газовой скважины, т.е. закрытой на поверхности и с прекращением добычи газа. Если длительность закрытия скважины составляет значение около 5 временных постоянных τ, то столб жидкости над перфорациями дренирования исчезнет.

Если скважина не закрыта, вода будет дренироваться в скважине в продуктивном интервале над интервалом дренирования. В стабильных условиях скорость Q₁,_e поступления жидкости будет равна скорости Q_1,d дренирования жидкости. Высоту столба жидкости Н (м) в стабильном состоянии можно получить преобразованием уравнения (1) и путем замены Q_1,d на Q₁,_e, в результате чего будет получено следующее уравнение:

где все символы имеют значение, определяемое выше.

Фиг.4 показывает высоту Н, вычисленную с помощью уравнения (3) по параметрам, указанным в Таблице 1, для трех значений скорости поступления жидкости:

a) Q_1,e = 1 куб.м/сутки

b) Q₁,_e = 2 куб.м/сутки

c) Q₁,_e = 4 куб.м/сутки

Очевидно, что если скорость Q₁,_e поступления жидкости превышает критическую скорость Q₁,_{e; крит} поступления жидкости, то высота столба жидкости станет настолько большой, что скважина не сможет его вместить без нарушения нормальной добычи. В этом случае доставка газового компонента на поверхность может иногда прерываться на срок, достаточно длительный, чтобы достаточное количество жидкости дренировалось в пласт, например в срок, равный 5-кратной временной постоянной τ. Во время этих закрытий высота столба жидкости уменьшается до значения ниже заданной высоту, после чего добычу можно будет продолжать.

При снижении скорости поступлении жидкости до значения, меньшего, чем критическая скорость поступления жидкости, газовый компонент можно будет непрерывно доставлять на поверхность, и при этом жидкость сможет дренироваться одновременно с добычей газового компонента.

Значение критической скорости Q₁,_{e; крит} поступления жидкости зависит от таких факторов как соотношение жидкость/газ, расположение перфораций, характеристики дренирования и пластовые давление и температура. В принципе, эти факторы можно определить средствами моделирования.

В зависимости от практической ситуации имеется несколько способов обеспечить дренирование в интервале дренирования.

Если в интервале дренирования ствол скважин не обсажен, то дренирование может происходить в естественном порядке при образовании столба жидкости достаточной высоты.

Еще один целесообразный способ заключается в выполнении перфораций в стенке добывающей скважины, особенно когда скважина обсажена.

Если в данной ситуации скорость поступления жидкости превышает критическую скорость поступления жидкости, то скорость дренирования жидкости в пласт можно повысить путем обработки стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработки пласта вокруг интервала дренирования. Эта обработка облегчает втекание жидкости в окружающий пласт. Обработка стенки ствола скважины может быть особо целесообразной в случае необсаженной скважины. Эта обработка обычно доходит только до ограниченного расстояния в пласт.

Одним из видов целесообразной обработки стенки ствола скважины является обработка химикатами. Например, соляную кислоту можно использовать для удаления бурового раствора и мелкодисперного материала, осевших на стенке ствола скважины, тем самым понизив барьер («верхний слой») для протекания жидкости в пласт. Кислоту можно закачать в скважину, и она будет смешиваться со столбом воды. Кислота не остается активной в течение длительного времени, обычно - менее суток.

Согласно одному виду целесообразной обработки пласта вокруг интервала дренирования, импульсы давления подаются к столбу жидкости, чтобы создать гидравлические микроразрывы глубже в пласте вокруг интервала дренирования. Импульсы давления можно подавать с помощью известных из уровня техники средств гидравлическими импульсами, которые также называются термином «акустические импульсы».

Химическую обработку и обработку давлением можно также применять в сочетании, чтобы ускорить химическую реакцию и также в целях постепенного увеличения микроразрывов, формируемых в пласте.

Если расход Q_g (куб.м/сек) газа вверху добывающей скважины достаточно небольшой и, следовательно, скорость потока в скважине небольшая, то жидкость будет отделяться и стекать к забою скважины, где она будет скапливаться и образовывать столб жидкости.

При более высоких значениях расхода газа отделение жидкости естественным образом не происходит. Критический расход газа Q_{1,e; крит}, ниже которого отделение происходит естественным образом за счет силы тяжести, можно определить по следующему уравнению:

которое также известно под названием критерия Тернера. Используемые в этом уравнении символы имеют следующие значения:

D = диаметр скважины, (м);

с = числовая постоянная, порядка 2;

p₁ = плотность жидкости (кг/куб.м);

р_g = плотность газа (кг/куб.м);

σ = поверхностное натяжение (кг/кв.м)

C_D = коэффициент лобового сопротивления (числовой).

Типичный критический расход газа соответствует скорости газа около 5-6 м/сек.

Когда расход газа превышает критический расход газа, тогда энергия течения газа достаточно высокая, чтобы транспортировать жидкость на поверхность - т.н. эмульсионный режим двухфазного потока. В этом случае способ согласно настоящему изобретению целесообразно использовать с помощью газожидкостного сепаратора, установленного либо в скважине, либо на поверхности. Этот сепаратор принимает пластовую текучую среду на входе и имеет выходы по меньшей мере для газового потока и потока жидкости. Поток жидкости затем используют для формирования столба жидкости в скважине. Соответствующие сепараторы для этой цели известны из уровня техники, например циклонный сепаратор, сепаратор с пластинчатой насадкой, сепаратор с искривленными лопастями или полотно сепарации эмульсии.

Если пластовая текучая среда содержит пар или текучую среду, растворенную в газе, который конденсируется только когда текучая среда поднялась до определенной глубины в скважине, то сепаратор предпочтительно расположен над этой глубиной.

На фиг.5 схематически изображен первый вариант осуществления изобретения. Добывающая скважина 11 проходит вертикально вниз от поверхности 15 и проходит в газоносный пласт 20. Скважина имеет обсадные трубы (не показаны), и перфорации выполнены в продуктивном интервале 24, и интервал 28 дренирования находится ниже продуктивного интервала. В скважине над интервалом дренирования расположен сепаратор 30, имеющий вход 32 для пластовой текучей среды, выход 34 для газа и выход 36 для жидкости. Трубопровод 40 проходит от выхода 36 в положение 42 под продуктивным интервалом; в области, в которой во время нормальной добычи образуется столб 44 жидкости, или над этой областью. Трубопровод 40 служит для предотвращения повторного уноса газом отделенной жидкости. Эксплуатационная насосно-компрессорная колонна 48 служит для обеспечения сообщения посредством текучей среды между выходом 34 и устьем 50 скважины.

Во время нормальной добычи содержащий газ и воду пластовая текучая среда поступает в скважину 11 в продуктивном интервале 24. Пластовая текучая среда поднимается в скважине и поступает в сепаратор 30 через вход 32. Сепаратор разделяет пластовую текучую среду на состоящий в основном из газа компонент и на жидкостный компонент. Газовый компонент подается на поверхность по эксплуатационной насосно-компрессорной колонне 48. Жидкость направляется в положение под продуктивным интервалом, в котором формируется столб 44 жидкости.

Высота столба жидкости над перфорациями 28 интервала дренирования оказывает гидростатическое давление, превышающее давление в пласте 20 в интервале дренирования. Тем самым жидкость из столба 44 воды может дренироваться в пласт по перфорациям в интервале дренирования. Если скорость Q₁,_e поступления жидкости меньше критической скорости Q_{1,e; крит} поступления жидкости, то газовый компонент можно непрерывно подавать на поверхность, и при этом жидкость будет иметь возможность одновременного дренирования. При необходимости интервал дренирования или пласт вокруг интервала дренирования можно обработать одним из описываемых выше способов - для обеспечения возможности непрерывной добычи, в частности с той целью, чтобы расход втекающей воды в продуктивном интервале 24 был по существу равен расходу воды, дренируемой в пласт в интервале 28 дренирования. Либо, если скорость поступления жидкости слишком большая, то добычу газа можно остановить закрытием эксплуатационной насосно-компрессорной колонны 48 в устье 50 скважины, чтобы жидкость имела больше времени для дренирования.

После дренирования воды в пласт 20 она предпочтительно стекает в пласте к уровню 55 контакта воды и газа, и поэтому дренируемая вода обратно не поступает. Длительность этого способа определяется вертикальной проницаемостью пласта.

Ясно, что необходимости в сепараторе 30 нет, если расход поступающего газа ниже критического расхода газа.

На фиг.6 схематически показан еще один вариант осуществления изобретения. Аналогичные ссылочные обозначения, как в случае с Фиг.5, используются для указания тех же объектов. Скважина 60 обсажена только сверху области 6, и в этой области и ниже нее она не обсажена.

Во время нормальной добычи из этой скважины пластовая текучая среда, содержащая газ и воду, поступает в скважину 60 в необсаженной части и поднимается вверх. Совокупный расход газа достаточно низкий, и поэтому капли 63 воды могут отделяться и стекать к забою скважины, где они скапливаются и образуют столб 44 жидкости. Во время нормальной добычи столб жидкости проходит к уровню, определяющему нижний конец области 62.

В области 62 пластовая текучая среда может поступать в скважину беспрепятственно.

В области 64 давление в скважине по причине гидростатического давления столба воды все еще меньше давления в пласте, и поэтому также в области 64 текучая среда может поступать в скважину, как указано стрелками, хотя и с некоторым затруднением по сравнению с областью 62. Области 62 и 64 формируют продуктивный интервал.

В области 66 гидростатическое давление в столбе жидкости таково, что давление скважины почти равно давлению окружающего пласта, и поэтому обмен текучей средой там между стенкой и пластом фактически не происходит.

В области 68 гидростатическое давление достаточно большое, чтобы вода могла дренировать в пласт. Область 68 формирует интервал дренирования.

Стенку ствола скважины и/или окружающую формацию можно подвергнуть обработке, чтобы достаточное количество текучей среды смогло дренироваться для обеспечения возможности непрерывной добычи.

Очевидно, что в действии способа и системы согласно настоящему изобретению (используя символы, поясняемые выше) можно выделить четыре основных режима:

1. Q_g<Q_{g, крит} и Q_1,e<Q_{1,e; крит}, и поэтому газожидкостной сепаратор не нужен; возможна непрерывная добыча;

2. Q_g<_{Qg, крит} и Q_1,e>Q₁,_{e; крит}, и поэтому газожидкостной сепаратор не нужен, но требуется прерывистая добыча;

3. Q_g>Q_{g, крит} и Q₁,_e<Q_{1,e; крит}, и поэтому нужен газожидкостной сепаратор, и возможна непрерывная добыча;

4. Q_g>Q_{g, крит} и Q_1,e>Q_{1,e; крит}, и поэтому нужен газожидкостной сепаратор, и также прерывистая добыча.

Вместо прерывистой добычи можно осуществить дополнительную обработку ствола скважины и/или пласта, чтобы облегчить дренирование жидкости в пласт, тем самым повысив Q_1,e>Q₁,_{e; крит}.

Изобретение относится к добыче газа, в частности углеводородного газа из подземного пласта. Обеспечивает разделение пластовой среды на газовый и жидкий компоненты без использования специального сепаратора. Сущность изобретения: по способу вертикальная добывающая скважина доходит до поверхности. Обеспечивают протекание пластовой текучей среды, содержащей газ и жидкость, из подземного пласта в добывающую скважину в продуктивном интервале. Разделяют пластовую текучую среду на газовый компонент и жидкий компонент и одновременно регулируют расход добываемого газового компонента в вертикальной добывающей скважине для поддержания его ниже критического расхода газа, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды в добывающей скважине без применения сепаратора. Доставляют газовый компонент по добывающей скважине на поверхность, накапливают жидкий компонент в добывающей скважине с образованием столба жидкости, имеющего в интервале дренирования добывающей скважины давление, превышающее давление в окружающем пласте. Обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости в окружающий пласт, предусматривающее обработку стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработку пласта вокруг интервала дренирования для увеличения расхода жидкости в окружающий пласт. 8 з.п. ф-лы, 6 ил., 1 табл.

1. Способ добычи углеводородного газа из подземного пласта, в котором проходит вертикальная добывающая скважина, доходящая до поверхности, при котором обеспечивают протекание пластовой текучей среды, содержащей газ и жидкость, из подземного пласта в добывающую скважину в продуктивном интервале, разделяют пластовую текучую среду на газовый компонент и жидкий компонент и одновременно регулируют расход добываемого газового компонента в вертикальной добывающей скважине для поддержания его ниже критического расхода газа, обеспечивающего разделение пластовой текучей среды в добывающей скважине без применения сепаратора, доставляют газовый компонент по добывающей скважине на поверхность, накапливают жидкий компонент в добывающей скважине с образованием столба жидкости, имеющего в интервале дренирования добывающей скважины давление, превышающее давление в окружающем пласте, обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости в окружающий пласт, предусматривающее обработку стенки добывающей скважины в интервале дренирования и/или обработку пласта вокруг интервала дренирования для увеличения расхода жидкости в окружающий пласт.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для дренирования жидкости выполняют перфорации в стенке добывающей скважины в интервале дренирования.3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что стенку добывающей скважины обрабатывают путем введения химически активного вещества в жидкость.4. Способ по п.3, отличающийся тем, что в качестве химически активного вещества используют кислоту.5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что окружающий пласт обрабатывают путем создания в нем разрывов.6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что к столбу жидкости прилагают импульсы давления.7. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что во время нормальной добычи газовый компонент доставляют непрерывно на поверхность и обеспечивают дренирование жидкости из столба жидкости одновременно с добычей газового компонента.8. Способ по п.1, отличающийся тем, что во время нормальной добычи добычу газового компонента в интервалах прерывают на достаточно длительный срок для обеспечения дренирования достаточного количества жидкости из столба жидкости в пласт, в результате чего высота столба жидкости снижается ниже заданного значения высоты.9. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что добывающая скважина является необсаженной скважиной и гидростатическое давление столба жидкости в добывающей скважине во время нормальной добычи определяет области добывающей скважины, которые функционируют.