СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЕМ НА ЗАБОЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
METHOD FOR PRESSURE CONTROL AT BOTTOM OF WELLBORE

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Устройство и способ регулирования давления на забое до уровня, близкого к постоянному, при проведении соединений и/или поддержании постоянного противодавления на поверхность, более конкретно, с использованием бурения с управляемым давлением (MPD, managed pressure drilling), когда насосы останавливаются.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
При бурении нефтяных и газовых скважин встречаются геологические формации, которые имеют более узкий допуск на изменения давления на забое. Широко известным решением этой проблемы является так называемое «бурение с управляемым давлением» (MPD, Managed Pressure Drilling). В этом способе бурения кольцевое пространство перекрыто от атмосферы посредством вращающегося отклоняющего превентора (RCD, Rotating Control Device). RCD представляет собой устройство для регулирования давления, используемое в процессе бурения для создания уплотнения вокруг бурильной колонны во время ее вращения. RCD предназначен для удержания углеводородов или других скважинных флюидов и предотвращения их выброса в атмосферу. RCD отводит скважинный флюид в коллектор, оснащенный специальным штуцером, который обеспечивает управление давлением на забое. Непосредственно перед прерыванием соединения для добавления новой свечи бурильных труб насосы замедляются. В то же время динамическая составляющая давления на забое падает, и ее необходимо компенсировать, чтобы поддерживать давление на забое на уровне, близком к постоянному.
В нефтегазовой промышленности первостепенное значение имеет обеспечение безопасности работников, и проблема, которая может поставить под угрозу безопасность работников на буровой установке, известна как «выброс». Когда в процессе бурения встречается зона с аномально высоким пластовым давлением, и давление превышает гидростатическое давление, оказываемое буровым раствором, а пласт обладает достаточной проницаемостью, допускающей поток флюида, то пластовый флюид будет перемещаться в ствол скважины и вытеснять буровой раствор. Такое явление называется «удар»; и если его не контролировать, это приведет к «выбросу», который представляет собой неконтролируемый выброс сырой нефти и/или природного газа из нефтяной или газовой скважины после отказа систем управления давлением.
Традиционное решение предусматривает штуцер в коллекторе, соединяющемся с кольцевым пространством скважины под противовыбросовым превентором, что позволяет с помощью штуцера устанавливать и поддерживать противодавление на буровой раствор, отклоняемый через коллектор, когда противовыбросовый превентор (ВОР, blowout preventer) отключается. Противодавление, вместе с гидростатическим давлением бурового раствора, содержащегося в скважине, позволяет удерживать флюиды под давлением в пластах, через которые проходит ствол скважины. Вышеупомянутый штуцер предпочтительно выполнен с возможностью регулирования таким образом, что в случае превышения давления со стороны пластового флюида, также называемого выбросом, его можно регулировать, чтобы поддерживать заданный перепад давления между давлением на забое бурового раствора и давлением, создаваемым пластовым флюидом. Очень важно обеспечить возможность удерживать скважинный флюид, а также не допускать избыточного противодавления, которое могло бы привести к повреждению бурильной колонны, обсадной колонны или пласта.
Как указано выше, устройства, используемые в данной области техники, содержат насосы противодавления, соединенные со штуцером, которые обеспечивают перекачивание бурового раствора вниз по стволу скважины для поддержания постоянного давления на забое во время добавления свечи к бурильной колонне. Это обеспечивает добавление свечи, но требует особой бдительности, так как избыток бурового раствора может вызвать внезапное повышение давления на забое скважины и привести к образованию трещин в пласте. Это, в свою очередь, увеличивает давление в скважине и создает открытые зоны вдоль ствола скважины. В случае, когда используется недостаточное давление, существует высокая вероятность выброса в скважине, что потребует глушения скважины через коллектор буровых установок и приведет к остановке скважины на несколько часов. Остановка скважины может привести к снижению дохода до 10000 долларов в час. Выход из строя оборудования или отказ программного обеспечения на несколько секунд может привести к увеличению давления, что в конечном итоге приводит к указанной нежелательной ситуации разрыва пласта.
В патенте США №3552502А раскрыт способ и устройство для управления нефтяными и газовыми скважинами, в которых отсутствует зависимость от остановки циркуляционного насоса и остановки скважины. Утверждается, что это выполняют с помощью средств для мониторинга давления в бурильной колонне, объема бурового раствора и массы бурового раствора, закачиваемого в скважину, и управления регулируемым штуцером с помощью этих данных. Система вычисляет необходимую массу бурового раствора для глушения скважины и управляет регулируемым штуцером в течение всего периода накачивания, необходимого для глушения скважины, и для обеспечения поддержания непрерывной циркуляции бурового раствора при вычислении давления остановки бурильной колонны и вычислении массы бурового раствора. В СА 2477242 и СА 2516277 описана система бурения с положительным перепадом давления и замкнутым контуром, выполненная с возможностью изменения положительного перепада давления. Утверждается, что для прогнозирования давления в скважине используются данные относительно ствола скважины, буровой установки и бурового раствора. Прогнозируемое давление на забое затем сравнивают с требуемым давлением на забое, и разность давлений используют для управления системой противодавления. Также утверждается, что использование противодавления для увеличения давления в кольцевом пространстве более чувствительно к внезапным изменениям порового давления пласта.
В СА 2667199 описан способ поддержания давления в стволе скважины в процессе бурения. Утверждается, что способ включает в себя этапы подачи флюида из пласта через бурильную колонну, циркуляции флюида из бурильной колонны в кольцевое пространство между бурильной колонной и стволом скважины, изоляции давления в кольцевом пространстве, измерение давления в кольцевом пространстве, вычисление заданного противодавления, подачи противодавления в кольцевое пространство на основе заданного противодавления, отвод флюида из кольцевого пространства в выполненный с возможностью управления штуцер, регулируемое удаление флюида под давлением из кольцевого пространства, сепарацию твердых частиц от флюида и направление флюида обратно в пласт.
Несмотря на существующий уровень техники, все еще существует потребность в устойчивой и надежной системе для управления давлением на забое в стволе скважины, которая не зависит от насоса противодавления и нагнетания бурового раствора во время добавления или удаления свечи на бурильной колонне.
РАСКРЫТИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Согласно аспекту настоящего изобретения обеспечено нагнетание сжимаемого газа для управления давлением в скважине во время операций, связанных с удалением или добавлением свечи к бурильной колонне.
Азот представляет собой инертный газ, используемый для различных функций в нефтяной и газовой промышленности. В случае как наземных, так и морских работ, варианты применения азота включают интенсификацию, нагнетание и испытание под давлением скважины, повышение нефтеотдачи (EOR, Enhanced Oil Recovery), поддержание пластового давления, закачку азота и подъем инертного газа. Кроме того, азот может использоваться для предотвращения воспламенения горючих газов и защиты труб от коррозии в скважине. Используемый для поддержки операций бурения азот находит различные применения, включая подачу инертного газа в факельный газ, а также очистку и испытание систем под давлением. Азот также может поставляться для пускателей двигателей, органов управления, систем подачи сухих сыпучих грузов и подъемных систем. Обеспечивая подачу сухого воздуха, азот может помочь продлению срока службы некоторых систем, а также предотвращению их поломки. В процессе капитального ремонта и операций заканчивания скважины азот позволяет вытеснять скважинные флюиды, чтобы инициировать поток и очищать скважины, вследствие его низкой плотности и высокого давления. Кроме того, обнаружено, что азот полезен для поддержания давления в пластах, в которых либо отсутствуют углеводороды, либо наблюдается естественное снижение давления. Поскольку азот не смешивается с нефтью и водой, можно использовать программу нагнетания азота или закачивания азота для перемещения полостей углеводородов из нагнетательной скважины в эксплуатационную скважину.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения предложен способ обеспечения противодавления в скважине во время операции, включающей добавление свечи, при этом указанный способ включает нагнетание сжимаемого газа в ствол скважины для управления давлением на забое, близким к постоянному уровню, при добавлении свечи. Предпочтительно газ выбирают из группы, состоящей из: диоксида углерода, воздуха и азота. Предпочтительно газ представляет собой азот. Когда буровая установка готова к подключению, перед этим подключением инженер рассчитывает график линейных изменений (SCH, ramp-schedule). График линейных изменений включает в себя все параметры, требующиеся оператору для управления давлением на забое, близким к постоянному уровню, в процессе соединения для бурения с управляемым давлением.
Согласно предпочтительному варианту реализации настоящего изобретения способ включает этапы:
- снижения частоты вращения и регулировки штуцера MPD в соответствии с графиком линейных изменений;
- замедления работы насосов и регулировки штуцера MPD в соответствии с графиком линейных изменений;
- одновременного включения газового компрессора для нагнетания азота из резервуара в ствол скважины и выполнения графика линейных изменений для управления давлением в скважине, близким к постоянному уровню.
Повышение/понижение давления в забое скважины представляет собой согласованное действие между насосами буровой установки, штуцером MPD, частотой вращения поверхности и газовым компрессором. В этот момент противодавление на поверхность (SBP, surface back pressure) имеет заданное значение, и буровая установка готова к прерыванию соединения и добавлению новой свечи. После подсоединения новой свечи этапы графика линейных изменений выполняют в обратном порядке. Это означает наращивание нагрузки насосов буровой установки, частоты вращения, при регулировке штуцера MPD и стравливании давления газокомпрессорного устройства в согласованном режиме.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения, обеспечен способ управления давлением скважинного флюида в стволе скважины в процессе операции бурения с управляемым давлением, причем указанный способ включает:
- этап прерывания нагнетания бурового раствора в указанную скважину;
- этап нагнетания сжимаемой текучей среды в верхнюю часть указанной скважины, ниже по потоку от штуцера, расположенного на коллекторе системы для бурения с управляемым давлением;
- этап мониторинга объема нагнетаемой сжимаемой текучей среды для управления давлением в указанной скважине;
при этом сжимаемый газ нагнетают между коллектором и стволом скважины.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения, обеспечен способ буферизации давления скважинного флюида в стволе скважины в процессе операции бурения с управляемым давлением, причем указанный способ включает:
- этап прерывания нагнетания бурового раствора в указанную скважину;
- этап нагнетания сжимаемой текучей среды в верхнюю часть указанной скважины, ниже по потоку от штуцера, расположенного на коллекторе системы для бурения с управляемым давлением;
- этап мониторинга объема нагнетаемой сжимаемой текучей среды для управления давлением в указанной скважине;
при этом сжимаемый газ нагнетают между коллектором и стволом скважины. Предпочтительно газ выбирают из группы, состоящей из: диоксида углерода, воздуха, азота и их комбинации. Более предпочтительно, сжимаемый газ представляет собой азот.
Предпочтительно, способ дополнительно включает график линейных изменений, содержащий ряд параметров, полученных от системы мониторинга давления, причем указанные параметры требуются оператору для поддержания давления на забое близким к постоянному уровню в процессе соединения для бурения с управляемым давлением. Предпочтительно параметры включают в себя по меньшей мере один из следующих: масса бурового раствора, давления главного насоса, расходы бурового раствора, скорость проходки бурильной колонны, частота вращения бурильной колонны, противодавление, приложенное к поверхности, и данные датчика, передаваемые указанным оборудованием низа бурильной колонны. Способ также предпочтительно включает следующие этапы: понижение давления в насосе, нагнетающем буровой раствор в ствол скважины, и регулирование штуцера для бурения с регулируемым давлением в соответствии с графиком линейных изменений; и одновременно нагнетание указанного газа и выполнение указанного графика линейных изменений.
В соответствии с аспектом настоящего изобретения обеспечена система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин совместно с устройством для нагнетания бурового раствора, в которой указанное устройство для нагнетания бурового раствора выполнено с возможностью поддержания управления давлением флюида в стволе скважины при работе в ней бурильной колонны, причем система содержит:
- газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, для управления давлением в скважине;
- систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной;
- систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной, и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве, в которой при прекращении операции бурения для добавления новой свечи к бурильной колонне и остановке устройства для нагнетания бурового раствора обеспечено нагнетание газа в верхнюю часть ствола скважины для поддержания давления в скважине в кольцевом пространстве ствола скважины на уровне, близком к постоянному. Предпочтительно система дополнительно содержит газонагнетательную скважину, соединенную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной.
Согласно аспекту настоящего изобретения обеспечена система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин, выполненная с возможностью очистки линий, когда буровая установка работает с бурильной колонной, причем система содержит:
- газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, чтобы очищать отводные линии от газа, выделяемого из скважины, в которой установлена бурильная колонна;
- систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром, отводными линиями и скважиной;
- систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной, и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве скважины;
причем в любой заданный момент времени во время операции бурения обеспечена возможность нагнетания указанного газа, подходящего для нагнетания, через линии для очистки последних от выделенных в пласте газов.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения обеспечен способ управления давлением флюида в стволе скважины во время операции, включающей добавление или удаление свечи к бурильной колонне, причем указанный способ включает нагнетание сжимаемого газа для поддержания давления на забое близким к постоянному уровню в процессе операции. Предпочтительно сжимаемый газ выбирают из группы, состоящей из: диоксида углерода, воздуха и азота. Более предпочтительно, сжимаемый газ представляет собой азот.
Согласно предпочтительному варианту реализации настоящего изобретения, способ дополнительно включает график линейных изменений, содержащий ряд параметров, полученных от системы мониторинга давления, причем указанные параметры требуются оператору для поддержания давления на забое близким к постоянному уровню в процессе соединения для бурения с управляемым давлением. Предпочтительно, параметры включают в себя по меньшей мере один из следующих: масса бурового раствора, давления главного насоса, расходы бурового раствора, скорость проходки бурильной колонны, частота вращения бурильной колонны, противодавление, приложенное к поверхности, и данные датчика, передаваемые указанным оборудованием низа бурильной колонны.
Предпочтительно также способ может включать следующие этапы:
а) понижение давления насоса, нагнетающего буровой раствор вниз по стволу скважины, и управление штуцером для бурения с управляемым давлением в соответствии с графиком линейных изменений, и
б) одновременно, нагнетание указанного газа в указанную скважину;
c) мониторинг давления в стволе скважины, и
d) выполнение указанного графика линейных изменений.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения обеспечена система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин совместно с устройством для нагнетания бурового раствора, причем указанное устройство для нагнетания бурового раствора выполнено с возможностью поддержания управления давлением флюида в стволе скважины при работе в ней бурильной колонны, при этом система содержит:
газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, для управления давлением в скважине;
систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной; систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной, и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве, в которой при прекращении операции бурения для добавления новой свечи к бурильной колонне и остановке устройства для нагнетания бурового раствора обеспечено нагнетание газа для поддержания давления в скважине в кольцевом пространстве ствола скважины на уровне, близком к постоянному.
Предпочтительно система дополнительно содержит газонагнетательную скважину, соединенную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной.
Согласно еще одному аспекту настоящего изобретения обеспечена система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин, выполненная с возможностью очистки линий, когда буровая установка работает с бурильной колонной, причем система содержит: газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, чтобы очищать линии от газа, выделяемого из скважины, в которой установлена бурильная колонна;
систему сжатия, связанную по текучей среде с газовым резервуаром, линиями и скважиной;
систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной, и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве, при этом в любой заданный момент времени в процессе операции бурения обеспечена возможность нагнетания газа через линии для очистки последних от выделенных из пласта газов.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
Настоящее изобретение может быть более полно осмыслено при рассмотрении следующего описания различных вариантов реализации изобретения в связи с прилагаемой фигурой, на которой:
На фиг. 1 схематически показана буровая установка, содержащая устройство в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения;
На фиг. 2 приведен график, представляющий оценочные значения процесса-времени для устройства и способа, основанного на классической термодинамике;
На фиг. 3 схематически показана буровая установка, содержащая устройство в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения;
На фиг. 4 схематически показана буровая установка, содержащая устройство в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
В соответствии с предпочтительным вариантом настоящего изобретения на фиг. 1 изображена система для использования при бурении нефтяных или газовых скважин совместно с устройством для нагнетания бурового раствора, причем указанное устройство для нагнетания бурового раствора выполнено с возможностью поддержания управления давлением флюида в стволе скважины при работе в ней бурильной колонны, при этом система содержит: систему сжатия, соединенную по текучей среде с газовым резервуаром и скважиной; газовый резервуар, содержащий газ, подходящий для нагнетания, для управления давлением в скважине; систему регулирования давления, функционально связанную с газовым резервуаром и скважиной, и выполненную с возможностью измерения давления в кольцевом пространстве и передачи данных измерения в компьютер; при этом, когда операцию бурения прекращают для добавления новой свечи к бурильной колонне, и устройство для нагнетания бурового раствора останавливают, нагнетают газ, чтобы поддерживать давление в скважине в кольцевом пространстве скважины на уровне, близком к постоянному.
Согласно предпочтительному варианту реализации настоящего изобретения обеспечено устройство, которое содержит следующие элементы:
a) резервуар с азотом, оборудованный системой сжатия. Имеющиеся в продаже устройства, имеющие технические средства для выполнения требований способа в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения, легко доступны;
b) дистанционно управляемая система регулирования давления. Согласно предпочтительному варианту реализации она может представлять собой простую комбинацию электрических приводов и регуляторов давления; и
c) резервуар для бурового раствора, рассчитанный на то же рабочее давление, что и главная отводная линия. Указанный резервуар служит в качестве резервуара, предотвращающего добавление азота, закачиваемого в систему рабочей текучей среды.
Согласно предпочтительному варианту реализации настоящего изобретения система, описанная ранее и схематически изображенная на фиг. 1, выполнена с возможностью:
1. работы во временном диапазоне, подходящем для соединения при бурении;
2. безопасной работы в зоне 1 окружающей среды. Это относится ко всем компонентам указанного устройства: резервуарам с азотом и сжатия, датчикам/преобразователям, PLC (programmable logic controller, программируемое логическое устройство управления) или компьютеру для обработки данных, электрическим кабелям, гидравлическим приводам и фитингам; и
3. автоматизации процесса управления давлением в главной отводной линии посредством: сбора данных о поверхности; обработки сигнала; операторского ввода данных; регуляторов давления; и дистанционно управляемых приводов.
На фиг. 1 показана буровая установка, содержащая устройство в соответствии с предпочтительным вариантом реализации настоящего изобретения. Имеется газовый резервуар (не показан), оборудованный газовым компрессором (10), соединенным с компьютером (14) посредством соединения (32). Пользователь может управлять компьютером через интерфейс (16) человек-машина. Компьютер (14) отслеживает давление внутри ствола скважины с помощью датчика (24) давления, соединенного с компьютером проводом (30), и управляет объемом газа, нагнетаемого в ствол скважины. Имеется резервуар (12) для бурового раствора, соединенный посредством линии (13) для бурового раствора со штуцером (18) и клапаном (V2) (20), соединяющим буровой раствор с главной отводной линией (22). Резервуар (12) дополнительно содержит линию (15), ведущую к штуцеру. Линия (15) снабжена клапаном (17), обеспечивающим удаление воздуха из линии. Эта операция определяется и реализуется компьютером посредством активации через линию (28). Линия (26) подводит флюид к сепаратору (не показан). Когда бурильную колонну останавливают для добавления свечи, нагнетание бурового раствора прекращается, и включается газовый компрессор (10) для поддержания давления в стволе скважины в пределах приемлемого диапазона. Сжимаемость используемого газа обеспечивает поглощение "ударов" и предотвращение выбросов без необходимости работы в очень узком интервале давления по сравнению с обычными системами, описанными выше. Второе преимущество изображенной системы состоит в том, что она предотвращает нежелательное образование трещин в пластах, тоже благодаря сжимаемости используемого газа. Это имеет существенные преимущества по сравнению с обычными системами, обеспечивая при этом ценный элемент безопасности при добавлении/удалении свечи. На фиг. 2 приведено графическое изображение, представляющее оценки процесса-времени для устройства согласно настоящему изобретению, а также способ использования указанного устройства, основанный на классической термодинамике. На фигуре изображена зависимость между скоростью нагнетания используемого газа (азот) и временем (в секундах) для повышения давления. Фиг. 3 иллюстрирует альтернативный предпочтительный вариант реализации, в котором газовый компрессор (10) соединен по текучей среде с резервуаром (12) для бурового раствора, и азот может быть закачан непосредственно в отводную линию выше по потоку (40) от коллектора (34) MPD и/или внутрь резервуара (12) для бурового раствора. Датчик давления расположен на главной отводной линии (22) за точкой (42) закачивания бурового раствора. За датчиком давления расположена установка (34) для бурения с управляемым давлением (коллектор MPD), содержащая различные клапаны и штуцеры (включая штуцер 1 (44) и штуцер 2 (46)). Оба штуцера 1 и 2 (44 и 46) соединены по текучей среде с газовым компрессором (10) и главной отводной линией (22). Слева от коллектора (34) MPD находится отводная линия (26), ведущая к сепаратору (36). Предпочтительно вдоль линии расположен расходомер (38) для представления пользователю информации о расходе флюида, поступающего в сепаратор. Чтобы обеспечить эксплуатационную гибкость для поддержания и/или оптимизации давлений и потоков различных флюидов, на всем протяжении установки, как внутри MPD, так и вдоль различных линий, расположено несколько клапанов.
Фиг. 4 иллюстрирует еще один альтернативный предпочтительный вариант реализации, в котором резервуар для бурового раствора удален, а азот закачивают непосредственно из газового компрессора (10) в отводную линию (48) выше по потоку от дроссельного коллектора, или в линию (50), ведущую непосредственно к главной отводной линии (22), перед последним соединением с коллектором MPD. Имеется датчик давления (25), расположенный на главной отводной линии (22) за точкой (52) закачивания сжатого газа. За датчиком давления расположена установка (34) для бурения с управляемым давлением (коллектор MPD), содержащая различные клапаны и штуцеры (включая штуцер 1 (44) и штуцер 2 (46)). Оба штуцера 1 и 2 (44 и 46) соединены по текучей среде с газовым компрессором (10) и главной отводной линией (22). Слева от коллектора (34) MPD находится отводная линия (26), ведущая к сепаратору (36). Предпочтительно вдоль линии расположен расходомер (38) для представления пользователю информации о расходе флюида, поступающего в сепаратор. В данном варианте реализации газовый компрессор соединен непосредственно с главной отводной линией, при отсутствии резервуара для бурового раствора.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения скважинный эластичный баллон может быть вставлен в ствол скважины и накачан сжатым газом для поддержания/регулирования давления в забое скважины. Предпочтительно скважинный эластичный баллон содержит внутренний объем, выполненный с возможностью накачивания нагнетаемой текучей средой под давлением. Также предпочтительно эластичный баллон содержит устройство для удержания его на месте на участке введения, чтобы предотвратить выброс из скважины под давлением в забое скважины.
Описанные в настоящем документе варианты реализации следует понимать как примерные, при этом возможны многочисленные изменения и варианты настоящего изобретения в свете вышеизложенного. Следовательно, следует понимать, что в пределах объема прилагаемой формулы изобретения, изобретение может быть осуществлено на практике иначе, чем конкретно описано в настоящем документе.