В 1986 році після обводнення свердловин покладів горизонтів НД-1-ВД-14 не розробляється а локальний поклад стебницьких відкладів не експлуатується з 1988 року.

Оскільки уведення окремих горизонтів в розробку на родовищі Пиняни здійснювалось на протязі тривалого часу - з 1968 р. по 1979 р. ступінь розробки різних горизонтів вкрай нерівномірний.

З початку експлуатації за станом на 1.01.1994 року із родовища відібрано 8140,9 млн.м.куб. газу , що складає 58,1 % від початкових запасів затверджених в ДКЗ .

Цей видобуток розподіляється по обєктах розробки таким способом

( в дужках вказано % від затверджених запасів) :

1 обєкт ( горизонти НД-9-НД-8 ) - 4236,7 млн.м.куб. ( 51,6 % );

2 обєкт ( горизонт НД-7 ) - 457,3 млн.м.куб. ( 43,9 % );

3 обєкт ( горизонт НД-6 ) - 32229,1 млн.м.куб. ( видобуток перевищив запаси в 1,7 рази );

4 обект ( горизонт НД-5 ) - 182 млн.м.куб. (6,3 % );

5-7 обєкти ( горизонти НД-2, НД-1, ВД-14, Стебник) - 35,9 млн.м.куб.

( запаси в ДКЗ не затверджувались).

Фактичні відбори газу в цілому наближаються до проектних, хоча і є відхилення в сторону зменьшення фактичного видобутку газу.

Недосягнення проектних показників по видобутку обумолено тим ,що фактична продуктивність свердловин виявилась набагато нижчою від проектної . Відбори газу обмежуються небезпекою підтягування пластової води , накопиченням різних у вибою, та противотиском колектора.

В останні два-три роки в покладах горизонтів НД-9-НД-5 спостерігається зменьшення темпів падіння пластового тиску , внаслідок чого фактичний видобуток газу дорівнює (або перевищує) відбори намічені проектами.

2.2. Аналіз основних показників

розробки поклади горизонтів НД-9-НД-8.

Поклад горизонту НД-9 має розповсюдження тільки в межах північно-західної частини родовища. По проникності і продуктивності свердловин горизонт НД-9 відносно гірший за горизонт НД-8. Поклад горизонту НД-8 найбільш великий на родовищі і займає як південно-східну так і північно-західну низькопроникні частини горизонту.Границя між південно-східною і північно-західною частинами покладів умовно проходить по лінії між свердловинами 63-30 і 28-22.

Південно-східна частина покладу горизонту НД-8 введена в розробку в лютому 1969 р. , а північно-західна - в листопаді 1969 р. З червня 1970 р. поклади горизонтів НД-8 і НД-9 розробляються як єдиний обєкт.

На протязі 1969-1971 рр.експлуатаційний фонд збільшився до 18 свердловин , причому 13 свердловин (21,22,23,26,28,30,51,54,57,58,59,60,63) експлуатували тільки горизонт НД-8 , 2 свердловини (52,55) сумісно обидва горизонти , свердловина 53 - тільки горизонт НД-9 ,а дві свердловини 10 і 50 пакерні відповідно експлуатували горизонти НД-9-НД-8 і НД-9-НД-7.

Розробка південно-східної частини покладу горизонту НД-8 здійснювалась 7 свердловинами (21,22,23,26,30,51,57), а північно-західна частина покладів горизонтів НД-8-НД-9 розроблялась 12 свердловинами (10,28,50,52,53,54,55,58,59,60,63).

Починаючи з 1974 р. експлуатаційний фонд почав зменьшуватися внаслідок обводнення свердловин.

В процесі розробки були ліквідовані або переведені на вищезалягаючі горизонти 9 свердловин .

На 1.01.1994 р. есплуатаційний фонд складав 9 свердловин. Розробка газових покладів південно-східної частини проводиться двома свердловинами (22,30) , а північно-західної 7 свердловинами (10,28,53,54,58,59,60).

Всього з початку розробки на 1.01.1994 р. із покладів горизонтів НД-8-НД-9 видобуто ( з втратами ) 4236,7 млн.м.куб. газу, що складає 51,6% від затверджених ДКЗ початкових запасів та 88,2% від запасів закладених в проект розробки.

Середній пластовий тиск при цьому упав від 23,48 МПа до 5,5МПа, тобто на 76,6%.

Від загального сумарного видобутку газу - 1079 млн.м.куб. відібрано з південно-східної частини , що складає 84,7% від початкових запасів , закладених в проект розробки.

Середній пластовий тиск знизився від 23,52 МПа до 3,73 МПа , тобто на 84%.

З північно-західної частини покладів горизонтів НД-8-НД-9 видобуто 3157,7 млн.м.куб., що складає 74,5% від загального видобутку по всьому обєкту , 89,5% від початкових запасів по падіння пластового тиску, закладених в проект розробки.

Середній пластовий тиск дорівнює 5,8 МПа , тобто він знизився на 75,3% від початкового. Тобто середній поточний пластовий тиск в північно-західній частині газових покладів на 2,07МПа перевищує тиск в південно-східній частині.

Зміна по роках основних показників розробки газових покладів горизонтів НД-9-НД-8 в цілому , та окремо по його південно-східній частині , та північно-західній частині приведена відповідно в табл. .. .. ..

Максимальний видобуток газу по обєкту 701,4 млн.м.куб. був досягнутий в 1972 р. , після чого він став поступово падати і на кінець 1993 р. дорівнював 30,6 млн.м.куб.

Зниження видобутку газу звязано з падінням пластового тиску та постійним винесенням на на вибої свердловин пластової та мінералізованої води.

По більшості свердловин виніс води почався з самого початку експлуатації.

Джерелом її поступлення є окремі повністю водонасичені прверстки , які залягають залягають в продуктивному розрізі. Зі зменьшенням дебіту газу вода починає накопичуватися на вибої свердловини , шо є причиною їх передчасного оюводнення .

Виключенням можуть бути тільки приконтурні свердловини 21,26,51 обводнення яких вдбулося завдяки проникненню в поклад пластових вод.

Водяний фактор по обєкту з початку розробки виріс від 0,33 до 4,3-8,2*10-3 м.куб./тис.м.куб , що пояснюється зменьшенням робочих дебітів газу по свердловинах.

Відбори газу в даний час по всіх свердловинах обмежуються накопленням рідини у вибоях та протитиском колектора.

Середній добовий видобуток газу однієї свердловини з початку розробки знизився з 53-115 тис.м.куб/добу до 9,6 тис.м.куб/добу. Депресія на пласт по свердловинах коливалась в широких межах 1,02-10,52 МПа і на кінець 1994 р. дорівнювала 4,3МПа.

Середній робочій тиск на головці змінювався від 18 до 086 МПа.

Найбільш газу видобуто в свердловинах: 10-1141,3 млн.м.куб(26,9% від загального по обєкту) , 55-691,4 млн.м.куб,