что такое глушение скважины

Geolib.net

Справочник по геологии

Глушение скважин

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы. Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р_пл — пластовое давление, Па; h_из — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; l_из — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α — средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации — один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

h_тр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρ_н — плотность жидкости под насосом.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм 2 ) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

Определение объёма жидкости глушения

Объем жидкости глушения скважины, необходимой для глушения и технологических нужд при текущем ремонте скважин определяется:

Объем эксплуатационной колонны определяется в зависимости от длины ствола скважины, ее диаметра и толщины стенки колонны:

где h_тз — глубина текущего забоя; d_вн — внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

Кроме того, на период ремонта скважина должна быть обеспечена запасом жидкости соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины на солерастворный узел.

Технология глушения

Расстановка и монтаж оборудования

Агрегаты должны быть расстановлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны и расстояние между ними должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. Не допускается установка агрегата под линии электропередач. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

Рис. 2. Расстановка наземного оборудования при глушении скважин.

Монтаж нагнетательного трубопровода должен производиться из труб и стальных шарнирных соединений высокого давления. Трубы нагнетательной линии раскладываются от насосных агрегатов к устью скважины:

Рис. 3. Схема быстроразъёмного соединения.

Испытание на герметичность

После сборки линий производится испытание линий на герметичность:

Линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова.

Закачивание раствора глушения

Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном — в затрубное пространство.

Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Прокачивание необходимого объёма жидкости глушения должно быть непрерывным с поддерживанием противодавления жидкости на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 МПа. При поглощении жидкости глушения пластом-коллектором необходимо уменьшить противодавление на пласт, регулируя его в диапазонах коэффициента К и снизить противодавление на линии выхода жидкости до минимума, производя глушение на ёмкость.

При закачивании необходимо наблюдать за показаниями манометров и герметичности нагнетательных линий. Не допускается нахождение персонала в зонах близлежащих к нагнетательным линиям.

Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Перерыв между циклами глушения должен составлять:

При глушении скважины в 2 цикла (для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации) объем жидкости глушения должен быть для первого цикла не менее величины полного объема эксплуатационной колонны от глубины спуска насоса (башмака хвостовика или НКТ) до забоя.

Для второго цикла не менее полного объёма эксплуатационной колонны до глубины спуска насоса или хвостовика с учетом водоизмещения НКТ. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Перед глушением, кроме случаев, связанных с негерметичностью лифтов НКТ, производится сбитие сбивного клапана путём сбрасывания лома.

Объём жидкости глушения для 1-го цикла глушения определяется по формуле:

Объём жидкости глушения для 2-го цикла глушения определяется по формуле:

где V_{водоизм} — водоизмещение НКТ.

Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.

Замер плотности жидкости глушения

Контроль плотности раствора является неотъемлемой частью процесса глушения скважин. Для замера плотности используется ареометр. Чтобы замерить плотность с помощью ареометра необходимо:

Плотность жидкости глушения должна соответствовать плотности, указанной в согласованном плане работ.

Стравливание давления из скважины

Стравливание давления после окончания глушения происходит по следующей последовательности:

После того как скважина заглушена (давление в трубном и затрубном пространстве равны нулю), можно приступать к монтажу подъёмного агрегата и к самому ремонту скважины.

Источник

Что такое глушение скважины и когда оно проводится?

На главную Информация Статьи Что такое глушение скважины и когда оно проводится?

Глушение скважины – это профессиональный термин, который подразумевает в себе ряд определённых мер, направленных на устранение появившегося фонтанирования, которое даёт пластовой флюид вне зависимости вода это, или нефть. Чтоб это сделать, давление забоя должно быть настолько больше, чтоб превысить значение давления внутри пласта. Проще говоря, если из скважины начинает бить струей сильный фонтан, что случается достаточно редко, то приходится закачивать вовнутрь техническую жидкость с большой плотностью. Общая масса жидкости произведет более сильное давление, чем внутри водоносных слоев.

Благодаря глушению скважины можно не только устранить неприятность, но также минимизировать последствия, предупредив возможность повторного фонтанирования. После того, как скважины отремонтируют, техническую жидкость выкачивают, скважины промывают, и источником можно снова пользоваться. Однако, случается и такое, что скважину глушат полностью. Сегодня мы узнаем, когда скважина полностью замуровывается, зачем это делают, и когда можно не замуровывать источник.

Когда можно не замуровывать скважину?

За счет низкий цены, простоты и удобства установки очень многие сегодня делают скважины на песок. Эти водоносные горизонты залегают на глубине примерно от двадцати до шестидесяти метров. Вода в подобных источниках вкусная и свежая, пригодная к употреблению, а объем полностью покрывает хозяйственные и бытовые нужды даже для больших загородных домов. Однако, иногда происходит так, что подземный источник иссякает, и вода по какой-либо причине уходит из скважины. Стоит отметить, что такое случается не часто. Причиной этому могут служить геологические процессы, сдвиги, и прочие антропогенные явления. К примеру, на этот же горизонт была сделана скважина, у которой была большая степень потребления, или же скважина была неправильно сделана. В результате вода просто просочилась на другие горизонты.

Можно ждать, пока вода вернется, ведь порой такое случается. Однако, и глушить скважину не нужно. Просто можно углубить её до следующего водоносного горизонта непосредственно до известковой породы. Благодаря бурению на известняк можно получить воду высокого качества и в значительных масштабах, поскольку такой горизонт имеет более высокий дебит. Работники просто делают ваш источник глубже, и на этом проблема решается.

Когда скважину нужно закрывать даже при наличии воды?

Порой случаются такие неприятные ситуации, когда скважину приходится оставлять. Как правило, такое происходит из-за активной деятельности человека. Так горизонт может загрязнить крупное промышленное предприятие. Химическое или биологическое отравление – не важно. Как бы там ни было в случае заражения использовать такую скважину запрещено. И даже если углубить скважину, это вряд ли поможет. Заглушить скважину могут опытные и квалифицированные работники за счет закачки в скважину специальной жидкости или раствора на основе цемента. Самому сложно понять, заражена ли скважина, поэтому важно как минимум два раза в год делать анализ воды.

Порой качественная фильтрационная система помогает улучшить качество воды, однако, даже малое количество бактерий и химикатов в воде могут сильно навредить здоровью. В случае, когда заражение произошло из-за неправильного использования скважины, то путем сонации можно вернуть прежнее состояние воды в источнике.

Сезонное глушение скважины представляет собой процесс, при котором воду из систем подачи воды сливают и утепляют кессон. Так вода не замерзнет зимой в системе и не вредит ей.

Источник

Легко ли добыть нефть. Как заглушить скважину. Часть 1.

Перед любым ремонтом скважины необходимо провести глушение скважины. Под глушением скважины понимается создание противодавления на пласт с целью предотвращения газонефтеводопроявлений. Если вы не нефтяник, то вряд ли поняли, что я написал, поэтому в сегодняшней статье и нескольких последующих постараюсь объяснить сущность глушения и ее технологию.

Для начала разберемся с терминологией. Скважина, как я уже не раз писал, имеет на поверхности устье, а ее дно называется забоем. Забой входит в продуктивный пласт, т. е. тот, который дает нам нефть и/или газ. В пласте находится газожидкостная смесь, которая называется флюид. Под воздействием различных факторов он находится под давлением. Давление это называется, естественно, пластовым. Оно может быть различным, от нескольких десятков до сотен атмосфер.

Газожидкостная смесь, которая находится в скважине тоже имеет свою массу (и вес), и вес этой жидкости создает давление на забое скважины, которое называется забойным. Если пластовое давление равно забойному, то происходит уравновешивание и скважина никак не проявляет себя. Нефтяники говорят скважина молчит, то есть нет выделения нефти, воды, газа (газонефтеводопроявлений). То же самое происходит в том случае, когда давление, создаваемое столбом скважинной жидкости, больше пластового, скважина молчит. В этих обоих случаях говорят, что создана репрессия на пласт (давление, равное/превышающее пластовое).

Обратная картина происходит в том случае, когда вес, создаваемый столбом скважинной жидкости, создает давление меньше пластового. В этом случае создается депрессия на пласт, и скважина начинает себя проявлять, т. е. из нее начинает выделяться газ, истекать нефтегазовая смесь (начинаются газонефтеводопроявления). Такая картина характерна для работающих скважин. Насос познимает жидкость, уровень ее в скважине падает, давление тоже, и она начинает выделять газожидкостную смесь. Но такой вариант событий вовсе не устраивает буровиков и КРС-ников, сначала жидкость и газ проявляются несильно, потом начинается выброс, которым можно управлять и успеть загерметизировать скважину, если его не успеть ликвидировать, то начинается неконтролируемое истечение пластового флюида – фонтан, который ликвидировать очень тяжело, он приводит к огромным материальным потерям, и может закончится катастрофой, вплоть до человеческих жертв. И такое, увы, бывает.

Значит для того, чтобы скважина молчала, нам необходимо перед входом в продуктивный пласт или ремонтом заменить скважинную жидкость на другую, которая и будет называться жидкостью глушения.

Как рассчитать, какая жидкость нам нужна? Это очень просто. Формула забойного давления следующая: Pзаб=ρ*g*Н

Где ρ = плотность жидкости, g – ускорение свободного падения, H – высота столба жидкости. Естественно, изменить высоту столба мы никак не сможем изменить. Не можем же мы волевым решением удлинить скважину. Естественно никак мы не можем изменить и ускорение свободного падения, ну разве только перенесем скважину на другую планету. Единственная величина, которую мы можем поменять – это изменить плотность жидкости глушения.

Исходя из этого глушение заключается в замене скважинной жидкости на другую, которая может создать нужное противодавление на пласт благодаря своей плотности.

Для глушения большинства скважин достаточно простой воды. По этому признаку скважины разделяют на скважины с нормальным пластовым давлением, аномально низким и аномально высоким. Если в скважине нормальное давление, то для создать противодавление на пласт можно простой технической водой (плотность 1,02 г/см3) +/-10%. Если забойное давление скважины настолько низкое, что для создания достаточно более легкой жидкости, чем вода, то такая скважина имеет аномально низкое пластовое давление. И это вовсе не значит, что ее не надо глушить, на таких скважинах могут быть мощнейшие фонтаны. Но проблема заключается в том, что вода сильно ими принимается (поглощается), поэтому глушение таких скважин требует особого подхода, для них разработаны отдельные технологии, которые называются щадящим глушением.

Если же для глушения скважина требуется более тяжелая жидкость, чем вода, то такие скважин называют скважины с аномально высоким пластовым давлением.

Для расчета плотности требуемой жидкости применяется формула: ρ=Р*g* кз/Н

Где кз – это коэффициент запаса плотности жидкости, для скважин. Она берется из таблиц технологических регламентов, зависит от степени обводненности скважины, ее глубины, газового фактора и имеет значение не больше 10%.

Например, возьмём скважину с пластовым давлением 350 атмосфер, глубиной 3200 метров и коэффициентом запаса 5%

То есть для глушения скважины потребуется жидкость плотностью 1,12 г/см.

Уф, кажется я и сам понял))).

В следующей части продолжим рассматривать глушение и я напишу о технологических жидкостях для глушения

Наука | Научпоп

6.1K пост 68.7K подписчиков

Правила сообщества

ВНИМАНИЕ! В связи с новой волной пандемии и шумом вокруг вакцинации агрессивные антивакцинаторы банятся без предупреждения, а их особенно мракобесные комментарии — скрываются.

Основные условия публикации

— Посты должны иметь отношение к науке, актуальным открытиям или жизни научного сообщества и содержать ссылки на авторитетный источник.

— Посты должны по возможности избегать кликбейта и броских фраз, вводящих в заблуждение.

— Научные статьи должны сопровождаться описанием исследования, доступным на популярном уровне. Слишком профессиональный материал может быть отклонён.

— Видеоматериалы должны иметь описание.

— Названия должны отражать суть исследования.

— Если пост содержит материал, оригинал которого написан или снят на иностранном языке, русская версия должна содержать все основные положения.

Не принимаются к публикации

— Точные или урезанные копии журнальных и газетных статей. Посты о последних достижениях науки должны содержать ваш разъясняющий комментарий или представлять обзоры нескольких статей.

— Юмористические посты, представляющие также точные и урезанные копии из популярных источников, цитаты сборников. Научный юмор приветствуется, но должен публиковаться большими порциями, а не набивать рейтинг единичными цитатами огромного сборника.

— Посты с вопросами околонаучного, но базового уровня, просьбы о помощи в решении задач и проведении исследований отправляются в общую ленту. По возможности модерация сообщества даст свой ответ.

— Оскорбления, выраженные лично пользователю или категории пользователей.

— Попытки использовать сообщество для рекламы.

— Многократные попытки публикации материалов, не удовлетворяющих правилам.

— Нарушение правил сайта в целом.

Окончательное решение по соответствию поста или комментария правилам принимается модерацией сообщества. Просьбы о разбане и жалобы на модерацию принимает администратор сообщества. Жалобы на администратора принимает @SupportComunity и общество пикабу.

Ок, плотность расчитали. А тип растовра? Такой же, который и в скважине?

и насчет последней формулы. ρ=Р*g* кз/Н

почему на g не делят а умножают? давление ведь равно ρ*g*Н, т.е. при переносе на другую сторону надо делить, как высоту столба, и по сути если заменить этими тремя буквами одну из вышестоязщей, то получим 1=кз*g^2

Газожидкостная смесь, которая находится в скважине тоже имеет свою массу (и вес), и вес этой жидкости создает давление на забое скважины, которое называется пластовым.

кажется, ошибочка небольшая. забойное должно быть, пластовое в пласте, да и дальше вы пластовое с забойным сравниваете, про которое ничего не написали.

То же самое происходит в том случае, когда давление, создаваемое столбом скважинной жидкости, больше забойного
Обратная картина происходит в том случае, когда вес, создаваемый столбом скважинной жидкости, создает давление меньше пластового.

и тут в двух предложениях сравниваете давление столба то с одним то с другим

Слишком сложно:) С наступающим днём нефтянника:)

То же самое происходит в том случае, когда давление, создаваемое столбом скважинной жидкости, больше забойного, скважина молчит.

Одно и тоже давление сравниваете. Забойное с забойным

Не совсем понятно. Получается, что скважина всегда глушится отдельной «специальной» жидкостью нужной плотности. А если требуемая плотность совпадает с плотностью нефти, то, по идее, скважина этой нефтью и самозаглушится? Или тут ещё какие нюансы?

Оборудование для добычи нефти)

Вобщем это УЭЦН (установка электро центробежного насоса).
Если можно так выразиться,это модульная конструкция,которая позволяет добывать от 16 до 1800 тон жидкости в сутки.(в зависимости от конфигурации,параметров скважины и пожеланий заказчиков).

Сравнительно ШГН (Штанговый Глубинный Насос,та самая «качалка» вдоль дороги,добывает не более 15 тон в сутки.)

Автор пишет, что от писем с рацпредложениями в нефтяные компании нет никакой реакции. Вполне возможно, что в Татнефти письма таки читают. =)

Следом идет патентная заявка от АО Татнефть от 28.02.2019 ( https://i.moscow/patents/RU2713287C1_20200204 ).

Я технически в этом ничего не понимаю, но разделы Реферат и Формула изобретения совпадают слово в слово.

Интересно услушать комментарии юристов по патентному праву.

Правда ли, что нефть образовалась из останков динозавров?

Нередко пишут о том, что в образовании «чёрного золота» важнейшую роль сыграли продукты разложения древних обитателей нашей планеты — динозавров. Мы проверили, так ли это.

(Для ЛЛ: существуют разные теории, но. нет)

Об этом занимательном факте можно прочитать на экономическом портале «Кто в курсе», в учебном курсе для начальных классов «Рыбы, ископаемые и топливо» от Общества инженеров-нефтяников, в повести Виктора Пелевина «Македонская критика французской мысли» и многих других источниках. Распространено подобное мнение и на Западе, где упоминается в образовательных блогах. И в российских, и в зарубежных источниках приводятся свидетельства того, что эта информация долгое время преподавалась в средних школах.
Также в Сети распространён мем:

Учёные до сих пор не пришли к единому мнению о том, как образовалась нефть. Существуют две принципиально разные теории её происхождения. Согласно первой — органической, или биогенной, — основой для нефти стали останки древних организмов и растений, которые на протяжении миллионов лет осаждались на дне морей или покрывались слоями на континенте. Затем, после переработки микроорганизмами и под воздействием температуры и давления, они сформировали богатые органическим веществом нефтематеринские (способные рождать нефть) породы.

Породы эти могут стать основой для нефти в так называемом нефтяном окне — зоне на глубине 1,6–4,6 км с температурой от 60 до 150 °C. В верхней его части температура недостаточно высока, и нефть получается «тяжёлой»: вязкой, густой, с высоким содержанием смол и асфальтенов. Внизу же температура пластов поднимается настолько, что молекулы органического вещества дробятся на самые простые углеводороды — образуется природный газ. Затем под воздействием различных сил углеводороды мигрируют из нефтематеринского пласта в выше- или нижележащие породы.

Из этого короткого описания может сложиться ложное ощущение скоротечности процесса образования нефти из органических останков. На самом деле он, по расчётам учёных, занимает в среднем от 10 до 60 млн лет.

❗️ Другое дело — искусственные условия: если для органического вещества создать соответствующий температурный режим, то на его переход в растворимое состояние с образованием всех основных классов углеводородов достаточно часа. Подобные опыты сторонники органической гипотезы толкуют в свою пользу: преобразование органики в нефть налицо.

В пользу биогенного происхождения нефти есть и другие аргументы. Так, большинство промышленных скоплений нефти соседствуют с осадочными породами. Мало того, живая материя и нефть сходны по элементному и изотопному составу. В частности, в большинстве нефтяных месторождений обнаруживаются биомаркеры — например, пигменты хлорофилла, широко распространённые в живой природе. Ещё более убедительным можно считать совпадение изотопного состава углерода в биомаркерах и других углеводородах нефти. Всё это делает органическую теорию происхождения вещи значительно более популярной в современной науке.

Однако и сторонники неорганической теории приводят ряд аргументов в пользу своей точки зрения. Версий неорганического происхождения нефти в недрах земли и других космических тел много, но все они опираются на одни и те же факты.

Во-первых, многие (хотя и не все) месторождения связаны с зонами разломов. Через эти разломы, по мнению сторонников неорганической концепции, нефть и поднимается с больших глубин ближе к поверхности Земли. Во-вторых, месторождения нефти встречаются не только в осадочных, но и в магматических и метаморфических горных породах (хотя они могли оказаться там и в результате миграции). Кроме того, углеводороды встречаются в веществе, извергающемся из вулканов. Наконец, третий, наиболее весомый аргумент в пользу неорганической теории состоит в том, что углеводороды есть не только на Земле, но и в метеоритах, хвостах комет, атмосферах других планет и рассеянном космическом веществе. Так, присутствие метана отмечено на Юпитере, Сатурне, Уране и Нептуне. На Титане, спутнике Сатурна, есть реки и озёра из смеси метана, этана, пропана, этилена и ацетилена. А поскольку считается, что за пределами Земли на данный момент нет жизни, сторонники неорганической теории этим доказывают, что углеводороды вполне обходятся и без органики.

Очевидно, что посильный вклад динозавров в образование нефти может рассматриваться только в рамках первой теории — органической. Однако против этого есть два серьёзных аргумента.

1. Согласно господствующей сегодня концепции, нефть существовала в течение львиной доли времени существования нашей планеты (4 млрд лет). В пользу этого, помимо технических выкладок, говорят многочисленные находки. Например, в 1998 году в Австралии крошечные капли нефти были обнаружены внутри скальных пород, возраст окончательного образования которых доходит до 3,8 млрд лет. В то же время динозавры (кроме так называемых птичьих) просуществовали с отметки примерно в 250 млн лет назад до отметки в 66 млн лет назад. Иными словами, если всю историю существования нефти разбить на 16 равных отрезков, то динозавры попадут в последний, 16-й. Без них нефть вполне удачно образовывалась, хотя немалая часть существующих запасов нефти и появилась в последний отрезок.

2. Животные не составляют и 1% от общей биомассы Земли. Таков расклад сейчас, таким он был, если верить специалистам, и миллионы лет назад. По мнению ученых, исходным материалом для образования нефти служили и продолжают служить микроорганизмы, населяющие прибрежные морские воды, — планктон, 90% которого составляет фитопланктон. Иными словами, нефть — это в первую очередь результат разложения растений, а во вторую (или даже десятую) — животных, и то преимущественно мелких, но почти обязательно морских.

Таким образом, официальная наука не позволяет говорить о каком-то мало-мальски заметном участии динозавров в образовании нефти. В то же время опровергнуть наличие хотя бы микроскопической роли этих животных в процессе тоже невозможно.

Откуда же вообще возникло всеобщее заблуждение «нефть — из динозавров»? Современные исследования говорят о том, что оно могло стать результатом обширной рекламной кампании нефтяной корпорации Sinclair Oil, начавшейся в 1930-е годы в США. Корпорация спонсировала археологические раскопки динозавров, отправляла гигантские модели этих созданий на Всемирные выставки в Чикаго и Нью-Йорке, не говоря о всевозможной символике и сувенирах.

И по сей день динозавр Дино украшает логотип корпорации, в чём-то способствуя жизни этого мифа.

Источник