Харампурське нафтогазоконденсатне родовище

Відкрите у 1979 році свердловиною № 301, пробуреною об'єднанням «Главтюменьгеологія». В межах родовища встановлено 28 нафтових, газоконденсатонафтових, газонафтових, газоконденсатних та газових покладів, що відносяться до пластово-склепінного, масивного та літологічно-екранованого типів. Колектори — пісковики з лінзовидними вкрапленнями глин. Глибина залягання нафтових пластів 2900-3000 метрів, газових покладів — 1000—1100 метрів. Останні відносяться до туронських та сеноманських ярусів верхньої крейди. При цьому туронські відкладення характеризуються низькою проникністю, що ускладнює їх вилучення.

Запаси за російською класифікаційною системою по категоріях АВС1+С2 оцінюються у 88 млн т рідких вуглеводнів та 903 млрд м³ газу. У випадку підтвердження останньої оцінки родовище можна буде віднести до категорії супер-гігантських (більше 5 млрд барелів нафтового еквіваленту).

Розробка нафтових покладів розпочалась у 1990 році, проте тривалий час стримувалась відсутністю системи утилізації попутного нафтового газу, який доводилось спалювати.[1] Лише в 2014-му тут була введена в експлуатацію дотисна компресорна станція, завдяки чому рівень утилізації попутного газу досяг 95 %. При цьому за перші 25 років розробки на родовищі видобуто 34 млн.т нафти та 11 млрд м³ газу.[2]

В 2013 році «Роснафта», що здійснює розробку родовища, затвердила план розвитку газового промислу. На першому етапі, який розраховували почати у 2017 році, видобуток буде вестись переважно із сеноманського горизонту в обсягах до 8 млрд м³ на рік при 1 млрд м³ із відкладень турона. Таким чином розраховують вилучити 190 млрд м³ газу. Другий етап повинен базуватись на повномасштабній розробці туронських покладів та забезпечити вихід на рівень виробництва 24 млрд м³ на рік.[3] В межах реалізації цього плану під час дослідно-промислової експлуатації споруджено три свердловини різної конструкції для вибору оптимального варіанту розробки туронських відкладень.[4]