З грудня 1979 р. почав розроблятися поклад горизонту НД-5 ,згідно проекту ДПЕ , а потім проекту розробки складеним Львівським КНДВ УкрНДІГазу у 1981 і 1991 роках.

В 1981 році був введений в розробку локальний поклад стебнецьких відкладів і в 1991 році локальний поклад горизонту НД-2 .

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 об’єктах розробки таким способом

( в дужках вказано % від затверджених запасів) :

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

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

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

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

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

( запаси в ДКЗ не затверджувались).

2.2. Аналіз фактичних показників розробки покладу.

Причини відхилення фактичних показників розробки від проектних.

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 низько проникні 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 об’єкт.

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).

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

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 об’єкту , 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 об’єкту 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 зв’язано з падінням пластового тиску та постійним винесенням на вибої свердловин пластової та мінералізованої води.

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

В 1987-1993 рр. в покладах НД-9-НД-8 горизонтів спостерігається різке зменшення темпів падіння пластового тиску , тому в деяких свердловинах (10,28,30,53,59) відбувається ріст пластових тисків ,що свідчить про приплив з периферійних не дренованих частин покладів.

Характерною особливістю розробки об’єкта 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 наслідком 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 не дренованих або слабо дренованих газоносних ділянок.

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

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

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

Найбільш реальними слід вважати запаси газу , отримані за сумою питомих об’ємів дренування газових покладів , що визначаються величиною 11024 млн.м.куб , середньою між величинами між величинами запасів, підрахованими за іншими методиками . Початкові запаси газу горизонтів НД-9-НД-8 , НД-7 і НД-6