ВТУЛКА ИЗОЛЯЦИИ ГИДРОРАЗРЫВА
BUSHING FOR INSULATING HYDRO-BREAK

Изобретение относится к способам и устройствам для изоляции части оборудования устья скважины во время проведения гидроразрыва.
Описание уровня техники, относящегося к изобретению
Обычная скважина нефтяного месторождения содержит несколько колонн, или систему труб, таких, как колонны обсадных труб. Фиг.1 иллюстрирует одну отдельную скважину обычного типа. Данная скважина включает в себя головку 10 обсадной колонны, несущую внешнюю обсадную колонну 15. Подвеска 20 обсадной колонны посажена в головке 10 и несет внутреннюю или эксплуатационную колонну 25 обсадных труб. Головка 30 насосно-компрессорных труб расположена над головкой 10 обсадной колонны. Во время нормального ведения добычи головка 30 насосно-компрессорных труб несет подвеску насосно-компрессорных труб (не показана) и насосно-компрессорную колонну (также не показана). Эксплуатационная обсадная колонна 25 проходит вниз в пласт 35, содержащий углеводороды.
Для ведения добычи на нефтяном месторождении общепринятым является «капитальный ремонт» малодебитной или близкой к истощению скважины для стимулирования и увеличения добычи. Такие технологии капитального ремонта могут включать в себя гидравлический разрыв пласта 35 высоким давлением, известный в технике, как «гидроразрыв» скважины или пласта. Также общепринятым является проведение гидроразрыва в новой скважине для увеличения производительности скважины. Как правило, по этой технологии содержащая песок суспензия закачивается в пласт под очень высоким давлением. Частицы песка внедряются в небольшие трещины и разрывные нарушения в пласте, расклинивая раскрывая их и, таким образом, увеличивая приток добываемой текучей среды. Такие технологии гидроразрыва обычно более эффективны в нижних частях ствола 40 скважины.
Например, как показано на фиг.1, текучая среда может закачиваться в эксплуатационную обсадную колонну 25, достигая эффективного гидроразрыва в нижнем интервале 45. Затем над самым нижним интервалом 45 может быть установлена мостовая пробка 50, после чего гидроразрыв в скважине проводится снова, достигая эффективного гидроразрыва в среднем интервале 55. Затем может быть установлена вторая мостовая пробка 60 над средним интервалом 55, после чего гидроразрыв в скважине проводится снова, достигая эффективного гидроразрыва в верхнем интервале 65. Мостовые пробки 50, 60 обычно устанавливаются с использованием лубрикатора каната. Хотя на фиг.1 иллюстрируются три интервала (а именно, интервалы 45, 55, 65), любое число интервалов может быть установлено в скважине и любое число циклов гидроразрыва может быть проведено.
Головка 30 насосно-компрессорных труб и любая запорная арматура, относящаяся к головке насосно-компрессорных труб, такая как задвижка 70 на фиг.1, обычно рассчитаны на ожидаемое пластовое давление, т.е. давление текучей среды, добываемой из скважины. Давление гидроразрыва обычно значительно превышает пластовое давление и часто превосходит расчетное давление головки насосно-компрессорных труб и запорной арматуры. Более того, жидкости, используемые во время гидроразрыва часто являются весьма абразивными и/или коррозионными. Поэтому головка 30 насосно-компрессорных труб и другие такие элементы верхнего фланцевого соединения 78 часто изолируются и предохраняются от жидкости гидроразрыва с помощью инструмента 75 изоляции оборудования устья скважины. Инструмент 75 обычного типа крепится над сборкой 80 елки гидроразрыва и содержит удлиненный трубчатый стабилизатор, который проходит через головку 30 насосно-компрессорных труб и герметично уплотняется к внутренней поверхности колонны 25 обсадных труб. Жидкость гидроразрыва может затем прокачиваться через инструмент 75, обходя головку 30 насосно-компрессорных труб и сборку 80 елки гидроразрыва. Таким образом, фланцевые соединения между головкой 30 насосно-компрессорных труб, сборкой 80 и шиберные задвижки 70 кольцевого пространства головки насосно-компрессорных труб являются изолированными от давления и от абразивных/коррозионных свойств жидкости гидроразрыва.
Одной трудностью, которая возникает при такой схеме, является то, что внутренний диаметр инструмента 75 изоляции оборудования устья скважины существенно меньше внутреннего диаметра колонны 25 обсадных труб потому, что инструмент 75 герметично уплотняется к внутренней поверхности колонны 25 обсадных труб. Фиг.1 иллюстрирует, что внутренний радиус А изолирующего инструмента 75 меньше внутреннего радиуса В колонны 25 обсадных труб. Поскольку наружный диаметр мостовых пробок 50, 60 (или какого-либо забойного инструмента/пробок), в основном, одинаков с калибром отверстия колонны 25 обсадных труб, мостовые пробки 50, 60 не могут пройти через инструмент 75 изоляции оборудования устья скважины. Поэтому каждый раз, когда устанавливается мостовая пробка 50, 60, инструмент 75 должен сниматься и должен устанавливаться лубрикатор каната. После установки каждой из мостовых пробок 50, 60 лубрикатор каната снимается, и инструмент 75 повторно устанавливается для следующего цикла гидроразрыва. Повторяющиеся установка и снятие оборудования добавляет значительную стоимость и время в эксплуатацию скважины.
Настоящее изобретение направлено на преодоление, или, по меньшей мере, уменьшение эффекта одной или более проблем, изложенных выше.
Сущность изобретения
В одном иллюстративном варианте осуществления настоящее изобретение направлено на устройство, функционально присоединяемое к скважине, имеющей помещенную в нее эксплуатационную обсадную колонну, включающее в себя первое приспособление, имеющее внутренний канал, второе приспособление, имеющее внутренний канал и втулку изоляции гидроразрыва, расположенную, по меньшей мере частично, во внутренних каналах первого и второго приспособлений, причем втулка изоляции гидроразрыва имеет внутренний диаметр, который больше или равен внутреннему диаметру эксплуатационной обсадной колонны.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение более подробно описано ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 изображает вид поперечного сечения части ствола скважины и оборудования устья скважины, включающей в себя инструмент обычного типа изоляции оборудования устья скважины;
фиг.2 изображает вид части поперечного сечения варианта осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению, расположенной в установке гидроразрыва и головке насосно-компрессорных труб;
фиг.3 - вид в увеличенном масштабе части головки насосно-компрессорных труб и втулки изоляции гидроразрыва, показанной на фиг.2;
фиг.4 - вид части поперечного сечения другого варианта осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению, расположенной в установке гидроразрыва и головке насосно-компрессорных труб;
фиг.5 - вид части поперечного сечения иллюстративного еще одного варианта осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению, расположенной в установке гидроразрыва и головке насосно-компрессорных труб;
фиг.6 - вид части поперечного сечения еще одного варианта осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению, расположенной в установке гидроразрыва и головке насосно-компрессорных труб;
фиг.7 является видом сбоку варианта осуществления установки гидроразрыва согласно настоящему изобретению.
Хотя изобретение допускает различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны на примере чертежей и описываются подробно в настоящем документе. Однако необходимо понимать, что описание в настоящем документе конкретных вариантов осуществления не направлено на ограничение изобретения конкретными раскрытыми формами, а напротив, намерением является охватить все модификации, эквиваленты и альтернативы, соответствующие объему и идее изобретения как определено в прилагаемой формуле изобретения.
Детальное описание конкретных вариантов осуществления
Иллюстративные варианты осуществления изобретения описаны ниже. В интересах ясности, не все признаки фактической реализации описаны в данном описании. При разработке фактического варианта осуществления, реализация многочисленных конкретных решений должна выполняться для достижения конкретных целей разработчика, таких как соответствие системным и торгово-промышленным ограничениям, которые могут различаться в разных вариантах реализации. Более того, усилия при разработке могут быть комплексными и затратными по времени, но, тем не менее, они должны быть обычными для специалистов данной области техники.
Настоящее изобретение в одном варианте осуществления направлено на втулку изоляции гидроразрыва, предназначенную для изоляции частей оборудования устья скважины и имеющую возможность извлечения через елку гидроразрыва и, через противовыбросовый превентор, если он присутствует.Один вариант осуществления втулки 100 изоляции гидроразрыва показан на фиг.2. Фиг.2 иллюстрирует часть установки 105 гидроразрыва, которая будет детально описана ниже, и головку 110 насосно-компрессорных труб. Элементы установки 105 гидроразрыва, показанные на фиг.2 включают в себя нижнюю фонтанную задвижку 115 и адаптер 120, расположенный между нижней фонтанной задвижкой 115 елки гидроразрыва и головкой 110 насосно-компрессорных труб. Втулка 100 изоляции гидроразрыва показана расположенной в центральном канале 125 адаптера 120 и в центральном канале 130 головки 110 насосно-компрессорных труб. Однако следует понять, что втулка изоляции гидроразрыва настоящего изобретения может быть размещена в каналах любого из двух указанных приспособлений.
Когда втулка 100 изоляции гидроразрыва установлена, как показано на фиг.2, она прочно изолирует соединение между адаптером 120 и головкой 110 насосно-компрессорных труб, (как правило, в соединении 135) от жидкости гидроразрыва. Втулка 100 изоляции гидроразрыва также прочно изолирует отверстия 140, 145, выполненные в головке 110 насосно-компрессорных труб, от жидкости гидроразрыва. Кроме того, центральный канал 125 адаптера 120 и верхняя часть 150 центрального канала 130 головки 105 насосно-компрессорных труб являются прочно изолированными от жидкости гидроразрыва. Другими словами, втулка 100 изоляции гидроразрыва препятствует контакту жидкости гидроразрыва с верхней частью 150 центрального канала 130 головки 105 насосно-компрессорных труб и препятствует контакту жидкости гидроразрыва с центральным каналом 125 адаптера 120. Таким образом, соединение 135 между адаптером 120 и головкой 110 насосно-компрессорных труб, а также отверстия 140, 145 являются изолированными от жидкости гидроразрыва под давлением. Заметим, что обычно жидкость гидроразрыва может быть абразивной и/или коррозионной.
Показанная на фиг.2 втулка 100 изоляции гидроразрыва содержит корпус 155 и наконечник 160, сцепленный резьбовым соединением с корпусом 155. В некоторых вариантах осуществления, наконечник 160 может быть исключен. В случае его применения наконечник 160 может содействовать минимизации турбулентного потока и эрозии области, примыкающей к наконечнику 160, и, например, области за эксплуатационной обсадной колонной. Втулка 100 содержит одно или несколько герметичных уплотнений 162 (два герметичных уплотнения 162 показаны на иллюстрируемом варианте осуществления), которые препятствуют протоку жидкости между втулкой 100 изоляции гидроразрыва и адаптером 120. Втулка 100 дополнительно содержит герметичные уплотнения 165, 170, которые препятствуют протоку жидкости между втулкой 100 изоляции гидроразрыва и головкой 110 насосно-компрессорных труб. В иллюстрируемом варианте осуществления герметичные уплотнения 162, 165 могут содержать эластомерные и/или металлические герметичные уплотнения, известные в технике. Однако, следует понимать, что втулка изоляции гидроразрыва может быть герметично уплотнена между любыми двумя элементами. Например, втулка изоляции гидроразрыва может быть достаточной длины, так что один ее конец уплотняется на головке 110 насосно-компрессорных труб, в то время как другой конец втулки проходит вверх сквозь задвижку 115 и герметично уплотняется в канале в фонтанной елке (не показана), помещенной над задвижкой 115. В такой конфигурации втулка может применяться, чтобы защитить нижнюю фонтанную задвижку от эрозии во время проведения гидроразрыва.
Герметичное уплотнение 170 в иллюстрируемом варианте осуществления, содержит сальниковую набивку, которая до приложения давления имеет меньший диаметр, чем центральный канал 125 адаптера 120 и центральный канал 130 головки 110 насосно-компрессорных труб. Выше и ниже компрессионного уплотнения 170 располагаются соответственно установочные кольца 175, 180, которые используются для изменения положения компрессионного уплотнения относительно корпуса 155 втулки 100 изоляции гидроразрыва. Заметим, что различные головки 110 насосно-компрессорных труб могут иметь отверстия 140, 145, размещенные в разных местах. Например, одна головка 110 насосно-компрессорных труб может иметь отверстия 140, 145, размещенные немного выше отверстий 140, 145 другой головки насосно-компрессорных труб. Установочные кольца 175, 180 могут быть выбраны из широкого ассортимента колец 175, 180 разной длины для расположения компрессионного уплотнения 170 ниже отверстий 140, 145, таким образом добиваясь, чтобы они были надежно изолированы от жидкости гидроразрыва. Альтернативно, установочные кольца 175, 180 могут подбираться под размеры конкретной головки 110 насосно-компрессорных труб так, чтобы отверстия головки 110 насосно-компрессорных труб были изолированы от жидкости гидроразрыва.
На фиг.3 представлен увеличенный вид поперечного сечения компрессионного уплотнения 170, установочных колец 175, 180 и части головки 110 насосно-компрессорных труб. В кольце 180 выполнен заплечик 185, соответствующий грузовому заплечику, определенному головкой 110 насосно-компрессорных труб. Когда втулка 100 изоляции гидроразрыва посажена в головке 110 насосно-компрессорных труб, заплечик 185 установочного кольца 180 располагается на заплечике 190 головки 110 насосно-компрессорных труб. Адаптер 120 содержит запирающие болты 195 (фиг.2), которые сцепляются с желобками 200 треугольного сечения, выполненными во втулке 100 изоляции гидроразрыва. Запирающие болты 195 имеют скошенные торцы, которые зацепляют желобки 200 так, что когда болты затягиваются, втулка 100 изоляции гидроразрыва поджимается вниз (как изображено на фиг.2). Когда заплечик 185 кольца 180 находится в контакте с грузовым заплечиком 190 головки 110 насосно-компрессорных труб, дополнительное затягивание запирающих болтов 195 заставляет компрессионное уплотнение 170 сжиматься в осевом направлении и расширяться в радиальном направлении, чтобы герметично уплотниться между корпусом 155 втулки 100 изоляции гидроразрыва и центральным каналом 130 головки 110 насосно-компрессорных труб.
В показанном на фиг.2 варианте размер наконечника 160 подобран так, что когда он установлен, его нижняя поверхность 205 располагается с примыканием к верхней поверхности 210 вкладыша 215 эксплуатационной обсадной колонны. Вкладыш 215 герметично уплотняется к головке 110 насосно-компрессорной трубы с помощью герметичных уплотнений 220 и к эксплуатационной обсадной колонне 225 с помощью герметичных уплотнений 230, известных в технике. Хотя в этом варианте осуществления наконечник 160 не уплотнен герметично к вкладышу 215, он обеспечивает предохранение части центрального канала 130 головки 110 насосно-компрессорной трубы, примыкающей к ней, посредством противодействия тому, чтобы турбулентный поток жидкости гидроразрыва контактировал с этой частью центрального канала 130.
Альтернативно, как показано на иллюстративном варианте осуществления фиг.4, втулка 300 изоляции гидроразрыва может быть герметично уплотнена с вкладышем 305 эксплуатационной обсадной колонны. В этом варианте осуществления втулка 300 содержит наконечник 310, который включает в себя герметичное уплотнение 315, герметично сцепляемое с вкладышем 305. Таким путем головка 110 насосно-компрессорной трубы надежно изолируется от давления и коррозионных/абразивных свойств жидкости гидроразрыва под давлением. Отметим, что объем настоящего изобретения охватывает совокупность герметичных уплотнений, таких как герметичное уплотнение 315 для герметичного уплотнения наконечника 310 к вкладышу 305. Вкладыш 305 герметично уплотняется относительно головки 110 насосно-компрессорных труб и относительно эксплуатационной обсадной колонны 225, как описано выше, касательно варианта осуществления фиг.2. Другие аспекты этого иллюстративного варианта осуществления втулки 300 изоляции гидроразрыва как правило относятся к тому варианту осуществления, который показан на фиг.2.
Фиг.5 изображает другой вариант осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению. Этот иллюстративный вариант осуществления относится к варианту осуществления фиг.4, за исключением того, что компрессионное уплотнение 170, установочные кольца 175, 180 и наконечник 310 исключены. В этом варианте осуществления втулка 400 изоляции гидроразрыва содержит корпус 405, приспособленный для герметичного уплотнения к вкладышу 305 с помощью герметичного уплотнения 315. Заметим, что альтернативно втулка 400 изоляции гидроразрыва могла бы содержать корпус 155, исключая компрессионное уплотнение 170 и установочные кольца 175, 180, включая в себя наконечник 310, сцепленный с помощью резьбового соединения с корпусом 155.
В вариантах осуществления фиг.2, 4, 5 втулки 100, 300, 400 изоляции гидроразрыва имеют внутренние диаметры, которые не меньше, чем внутренний диаметр эксплуатационной обсадной колонны 225. Как показано на фиг.2, внутренний диаметр В втулки 100 изоляции гидроразрыва, по меньшей мере, равен внутреннему диаметру С эксплуатационной обсадной колонны 225. Соответственно, мостовые пробки 50, 60 (показанные на фиг.1) могут быть установлены через втулку 100 изоляции гидроразрыва, а не после снятия инструмента изоляции оборудования устья скважины или подобного устройства перед установкой мостовых пробок 50, 60. Дополнительно, канатный лубрикатор (не показан), используемый для установки мостовых пробок 50, 60, может оставаться на месте в течение всего времени проведения гидроразрыва, так как втулка 100 изоляции гидроразрыва остается установленной в течение всего времени проведения гидроразрыва.
На фиг.6 изображен еще один вариант осуществления втулки изоляции гидроразрыва, согласно настоящему изобретению. В этом варианте втулка 500 изоляции гидроразрыва содержит корпус 505, приспособленный для герметичного уплотнения на внутренней поверхности 510 эксплуатационной обсадной колонны 225 с помощью сборки 515 герметичного уплотнения. Хотя настоящее изобретение не настолько ограничено, сборка 515 герметичного уплотнения в иллюстрируемом варианте осуществления содержит сборку, образованную из V-образных кольцевых элементов герметичного уплотнения, как раскрыто в патенте США № 4576385, который включен в данное описание посредством ссылки. На корпусе 505 выполнен заплечик 520 так, что когда он устанавливается, он располагается на грузовом заплечике 525, выполненном на адаптере 530. Таким образом, втулка 500 изоляции гидроразрыва может быть использована в разнообразных реализациях, независимо от признаков головки 110 насосно-компрессорных труб.
В любом альтернативном варианте осуществления, варианты осуществления фиг.5 могут быть модифицированы, чтобы включить в себя заплечик, такой как заплечик 520 фиг.6, который может быть расположен на грузовом заплечике 525 адаптера 530. Как на варианте осуществления фиг.6, такая втулка изоляции гидроразрыва может быть использована в разнообразных реализациях, независимо от признаков головки 110 насосно-компрессорных труб. Что означает, что вариант осуществления втулки изоляции гидроразрыва, изображенный на фиг.6, может быть применен с разными головками насосно-компрессорных труб, имеющими разнообразную конфигурацию. Запорная арматура установки 105 гидроразрыва (например, нижняя фонтанная задвижка 115 елки гидроразрыва) обеспечивает первичный предохранительный барьер для нежелательного протока через внутреннее проходное отверстие втулок 100, 300, 400, 500 изоляции гидроразрыва. Часто является желательным, тем не менее, обеспечить второй предохранительный барьер от такого нежелательного протока. Соответственно, в вариантах осуществления втулок 100, 300, 400, 500 изоляции гидроразрыва могут быть определены один или несколько профилей 235, адаптированных для герметичного уплотнения с запорным клапаном 240 (например, обратным клапаном, заглушкой для испытания елки, или подобным), показанном на фиг.4, 5 и 6. В технике известны такие запорные клапаны 240. При применении, запорный клапан 240 может служить вторичным барьером давления против давления в скважине (нижняя фонтанная задвижка 115 представляет собой еще один барьер давления).
Втулки 100, 300, 400, 500 изоляции гидроразрыва и запорный клапан 240 могут быть сняты в любое время, даже тогда, когда установка 105 гидроразрыва находится под давлением, через установку 105 гидроразрыва или противовыбросовый превентор (не показан), если он присутствует, без необходимости закрывания устья скважины. В иллюстративном варианте осуществления, изображенном на фиг.7 это может быть исполнено следующим образом. После того, как прошел гидроразрыв и скважина начинает фонтанировать, может быть желательным дать скважине фонтанировать день или два для удаления абразивных частиц и обломков породы, связанных с проведением гидроразрыва. Когда скважине дано фонтанировать, задвижка 100А является открытой, задвижка 100В является закрытой и задвижка 115 является закрытой. После того, как скважина фонтанировала достаточно времени, может быть желательным снять втулку изоляции гидроразрыва без закрывания устья скважины. Для выполнения этого заглушка 100С елки может быть снята и лубрикатор (не показан) может быть функционально присоединен к системе. Затем задвижка 115 может быть открыта и лубрикатор может быть выдвинут, чтобы сцепиться с внутренним профилем на втулке гидроразрыва. Далее, запирающие болты 195 могут быть расцеплены с втулкой гидроразрыва и с помощью лубрикатора можно будет оттянуть втулку гидроразрыва вверх мимо задвижки 115, которая затем закрывается. Давление выше задвижки 115 может быть затем стравлено. В этот момент лубрикатор может быть снят и заглушка 100С елки может быть установлена обратно. Отметим, что во время этого процесса скважина продолжает работать.
Как правило, является желательным применять оборудование, имеющее расчетное давление, которое равно или только немного выше, чем давление, ожидаемое при проведении скважинных работ, потому, что оборудование с большим расчетным давлением обычно дороже при приобретении и в обслуживании, чем оборудование с меньшим расчетным давлением. На фиг.7 изображен вариант осуществления установки 600 гидроразрыва, установленной на головке 110 насосно-компрессорных труб. В этом варианте осуществления элементы установки 600 гидроразрыва выше адаптера 120 рассчитаны на давление гидроразрыва или более высокое, обычно в диапазоне от приблизительно 7000 фунтов на квадратный дюйм до приблизительно 9000 фунтов на квадратный дюйм. Головка 110 насосно-компрессорных труб рассчитана на рабочее давление, которое обычно составляет менее 5000 фунтов на квадратный дюйм и, таким образом, меньше давления гидроразрыва. Например, элементы выше адаптера 120 могут быть рассчитаны на максимальное давление 10000 фунтов на квадратный дюйм, в то время как головка 110 насосно-компрессорных труб рассчитана на максимальное давление 5000 фунтов на квадратный дюйм. Эта схема особенно желательна потому, что головка 110 насосно-компрессорных труб используется до и после проведения гидроразрыва, в то время как элементы установки 105 гидроразрыва используются только во время гидроразрыва и часто являются арендованными. Головка 110 насосно-компрессорных труб может быть рассчитана на меньшее давление, чем давление гидроразрыва, потому, что она изолирована от давления гидроразрыва одной из втулок 100, 300, 400, 500 изоляции гидроразрыва. Хотя фиг.7 иллюстрирует втулку 400 изоляции гидроразрыва фиг.5, любая втулка изоляции гидроразрыва (т.е. втулки 100, 300 и 500 изоляции гидроразрыва), согласно настоящему изобретению, может обеспечивать такой эффект. Втулки 100, 300, 400 и 500 изоляции гидроразрыва, которые раскрыты здесь, могут также извлекаться через фонтанную елку и ПВП (противовыбросовый превентор), когда оборудование устья скважины находится и когда не находится под давлением.
Настоящее изобретение также охватывает использование элементов установки 105 гидроразрыва, расположенных над адаптером 120, которые также рассчитаны только на давление добычи, а не на давление гидроразрыва. В таких вариантах осуществления, например, герметичные уплотнения, используемые в установке 105 гидроразрыва, рассчитаны, по меньшей мере, на давление гидроразрыва, в то время как, корпуса запорной арматуры и т.п. рассчитаны только на давление добычи. В одном примере, герметичные уплотнения установки 105 гидроразрыва рассчитаны на 10000 фунтов на квадратный дюйм, в то время как другие элементы, установки 105 гидроразрыва, рассчитаны на 5000 фунтов на квадратный дюйм.
Это завершает детальное описание. Отдельные варианты осуществления, раскрытые выше, являются только иллюстративными, так как изобретение может быть модифицировано и практиковаться различно, но сходным образом, ясным для специалистов в области техники, получающих эффект от внедрения изложенного. Более того, ограничения на детали конструкции или разработку, которая показана здесь, не накладываются, кроме тех, которые описаны в формуле изобретения, изложенной ниже. Отсюда очевидно, что частные варианты осуществления, раскрытые выше, могут быть изменены или модифицированы и все такие изменения принимаются во внимание и рассматриваются в рамках объема и духа настоящего изобретения. Соответственно, защита в настоящем случае устанавливается формулой изобретения, излагаемой ниже.