По решті свердловин видобуток складав від 21,5млн.м.куб (св.50) до 331,9 млн.м.куб (св. 21).

Набагато більшою продуктивністю відрізнялися свердловини південно-східної частини газових покладів , в яких початкові робоч дебіти газу складали від 30 до 200 тис.м.куб/добу при депресіях на пласт 2-4 МПа.

Початкові робочі дебіти свердловин північно-західної частини покладів знаходились в межах 20-70 тис.м.куб/добу при депресіях тиску на пласт 2,4-6,52 МПа.

Поточні робочі дебіти свердловин з даної частини , в основному , складають від 2 до 4 тисм.куб/д при робочому тиску на головці 0,49-0,98 МПа. Найбільші дебіт мають свердловини 10 і 54.

Поточні робочі дебіти газу свердловин 22 і 30 , які розробляють південно-східну частину покладу складають від 0,1 до 2 тис.м.куб/д при робочому тиску на головці 0,49МПа.

Майже звсіх свердловин обєкту виноситься пластова та мінералізована вода при водяному факторі 2,7-4,8*10-3 м.куб/тис.м.куб, знайбільшим водяним фактором 5,4*10-3 м.куб/тис.м.куб працюють свердловини 53,54.

в 1987-1993 р.р. в покладах НД-9-НД-8 горзонтів спостерігається різке зменьшення темпів падіння пластового тиску , тому в деяких свердловинах (10,28,30,53,59) відбувається ріст пластових тисків ,що свідчить пр приплив з переферійних недренованих частин покладів.

Характерною особливістю розробки обєкта є надзвичайно нерівномірне дренування по площі газових покладів , на що вказує розподіл поточних пластових тисків.

Якщо по свердловині 30 , розташованій і південно-східній частині газового покладу він дорівнював 3,77 МПа то в північно-західній він змінюється від 3,68 МПа (св.60) до 9,96 МПА(св. 53).

Така велика розбіжність між значеннями пластового тиску очевидно є налідком затрудненої взаємодії не тільки між північно-західною і південно-східною частинами покладів горизонту НД-9-НД-8 . а і наявності в самій північно-західній

частині недренованих або слабодренованих газоносних ділянок.

На основі проведеного аналізу стану розробки Пинянського родовища можна зробити такі висновки:

1) Газові поклади різних експлуатаційних обєктів знаходяться на різних ступенях розробки . Якщо поклади горизонтів

НД-9-НД-8 і НД-6 вступили в заключну стадію розробки , то горизонти НД-7 і НД-5 , знаходяться напочатковій стадії розробки.

2) Розробка газових покладів родовища в основному ( за винятком південно-східної частини горизонтів нд-9-НД-8 ) проводиться з порівняно невисоким початковими робочими дебітами газу (10-50 тис.м.куб/добу) , при високих депресіях на пласт.

3) З самого початку експлуатації , майже у всіх свердловинах, спостерігається постійне поступлення на вибої свердовин пластової та мінералізованої води , що обумовлює їх обводнення по мірі зниження робочого дебіту газу.

4) Ріст водяного фактора , і як наслідок цього - повне обводнення свердловин ,є результатом зниження робочого дебіту газа.

Взалежності від методики підрахунку отримані початкові запаси газу горизонтів НД-9, НД-8, НД-7, НД-6 і НД-5 в межах від 10692 до 11393 млн.м.куб. Причому відмічаеться деяка різниця між запасами горизонтів НД-8 і НД-9 , визначених при розгляданні їх як єдиного обєкта підрахунку та при розділенні їх на північно-західну і південно-східну частини. Ця різниця найбільша (240 млн.м.куб) при використанні для підрахунку запасів середньозваженого пластового тиску. При використанні останнього тиску отримана також максимальна величина початкових запасів по горизонтах НД-5-НД-9 при розгляданні горизонтів НД-8-НД-9 як єдиного обєкту (11393 млн.м.куб).

Найменші запаси газу - 10692 млн.м.куб отримані в результаті їх підрахунку по падінню середньозваженого за питомими обємами дренування приведеного пластового тиску. До цих запасів близькі запаси , підраховані по падінню середньоарефметичного тиску (10811 млн.м.куб) .

Найбільш реальними слід вважати запаси газу , отримані за сумою питомих обємів дренування газових покладів , що визначаються величиною 11024 млн.м.куб , середньою між величинами між величинами запасів, підрахованими за ііншими методиками . Початкові запаси газу горизонтів НД-9-НД-8 , НД-7 і НД-6 за цією методикою складають 10688 млн.м.куб ,що на 1117 млн.м.куб більше запасів , підрахованих в 1979 р. Цей фактор вказує на зростання в часі дренованих запасів газу по Пинянському родовищу та їх наближення до затверджених в запасів. Однак розподіл дренованих запасів по окремих продуктивних горизонтах значно відрізняється від розподілу затверджених запасів.

Зростання в часі дренованих запасів газу обумовлено поступовим підключенням в розробку низькопроникних проверстків продуктивного розрізу горизонту та переферійних ділянок газових покладів. Враховуючи тенденцію до певного відновлення пластового тиску, що спостерігається по окремих свердловинах, можна передбачити їх подальше зростання і наближення до затвердженого обєму.

Відповідно найбільш вірогідними запасами підрахованими по питомих обємах дренування, залишкові запаси газу по Пинянському родовищу складають 2928 млн.м.куб., тобто 27 відсотків від початкового значення. Основна частина цих запасів (54,6%) повязана з горизонтами НД-9-НД-8 - 1598 млн.м.куб , з яких 1345 млн.м.куб зосереджені в північно-західній частині.

3. Характеристика поточного стану

експлуатації свердловин.

На пинянській площі пробурено 48 свердловин , в тому числі 23 пошуково-розвідувальних ,24 експлуатаційних та одну параметричну. Із розвідувального фонду в експлуатаці. прийнято тільки 4 свердловини, одну свердловину ліквідовано за технічних причин , а решту 19 свердловин ліквідовано за геологічних причин.Із ліквідованих в контурі промисловості газоносності родовища знаходяться свердловини 6,11,13 і 20 котрі через технічний стан не можуть бути використані для експлуатації горизонтів. Низькі припливи газу непромислового значення отримані в ліквідованих свердловинах 9,14,16,17 , розташованих в північно-західній приконтурній частині родовища.

Із числа експлуатаційних свердловин ліквідовано 2 свердловини(№61 і 62 ).

Останньою пробурена параметрична свердловина 40 (1979 р.) до глибини 4200 м з розкриттям гельветських відкладів . Динаміка експлуатаційного фонду свердловин в цілому по родовищу і окремих горизонтах приведена в табл.

Фактичні глибини пробурених свердловин коливаються в межах 1800-2400 м за винятком розвідувальних свердловин 1 і 9 глибина яких відповідно 3094