ПРИМЕНЕНИЕ СИГНАЛА ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМА КОЛЬЦЕВОГО ПРОСТРАНСТВА
APPLYING PRESSURE SIGNAL TO DETERMINE ANNULAR SPACE VOLUME

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[1] Данный документ основан на и испрашивает приоритет по предварительной заявке на патент США, серийный номер 62/437,846, поданной 22 декабря 2016 года, которая включена в данный документ посредством ссылки в полном объеме.
[2] Как описано в опубликованной заявке США № 2016/0138350, включенной посредством ссылки в полном объеме, бурение ствола скважины обычно выполняется с помощью стальной трубы, известной как бурильная колонна, причем буровое долото присоединено к самому нижнему концу бурильной колонны. Вся бурильная колонна может вращаться с помощью наземного бурового двигателя или буровое долото может вращаться независимо от бурильной колонны с помощью двигателя или двигателей с гидравлическим приводом, установленных в бурильной колонне чуть выше бурового долота. По мере бурения поток бурового раствора используется для выведения из ствола скважины выбуренной породы, образовавшейся в процессе бурения. Буровой раствор закачивают через впускной трубопровод вниз по бурильной колонне для его прохождения через буровое долото и возврата на поверхность через затрубное пространство между наружным диаметром бурильной колонны и стволом скважины (обычно называемое кольцевым пространством или буровым кольцевым пространством).
[3] Буровой раствор - это широко используемый в связи с бурением термин, который может охватывать различные типы буровых растворов. Термин «буровой раствор» могут использовать для описания любой жидкости или смеси жидкостей, используемых во время бурения, и он может охватывать такие вещества, как воздух, азот, жидкости, распыленные в воздухе или азоте, вспененные жидкости с воздухом или азотом, аэрированные или нитрифицированные жидкости, а также сильно взвешенные смеси нефти или воды с твердыми частицами.
[4] Поток бурового раствора, проходящий через бурильную колонну, могут использовать для охлаждения бурового долота. При обычном бурении с положительным перепадом давления плотность бурового раствора выбирают таким образом, чтобы он создавал давление в забое скважины («давление в забое скважины», или «ДЗС»), которое достаточно высоко, чтобы уравновесить давление флюидов в пласте («поровое давление пласта»). Путем уравновешивания порового давления ДЗС действует так, чтобы предотвращать приток флюидов из пластов, окружающих ствол скважины. Однако если ДЗС падает ниже порового давления пласта, пластовые флюиды, такие как газ, нефть и/или вода, могут проникнуть в ствол скважины и привести к тому, что известно в области бурения как выброс из скважины. И напротив, если ДЗС очень высокое, ДЗС может быть выше, чем предел прочности на разрыв пласта, окружающего ствол скважины, что приводит к гидроразрыву пласта. Когда произошел гидроразрыв пласта, буровой раствор, который циркулирует вниз по бурильной колонне через ствол скважины, среди прочего, для удаления бурового шлама со дна ствола скважины, может попасть в пласт и поглотиться в процессе бурения. Это поглощение бурового раствора в процессе бурения может привести к снижению ДЗС и, как следствие, вызвать выброс из скважины, когда ДЗС падает ниже порового давления пласта.
[5] Чтобы преодолеть проблемы, связанные с выбросами из скважины и/или гидроразрывом пластов во время бурения, был разработан процесс, известный как бурение с управляемым давлением («БУД»). Международная ассоциация буровых подрядчиков (IADC) определяет бурение с управляемым давлением (БУД) как «адаптивный процесс бурения, используемый для более точного управления профилем давления в кольцевом пространстве по всему стволу скважины». В БУД могут использоваться различные методы для управления ДЗС во время выполнения процесса бурения. Один из таких способов включает в себя закачку газа в колонну буровой жидкости/бурового раствора в бурильном кольцевом пространстве (во время процесса бурения буровой жидкости/бурового раствора непрерывно циркулирует по бурильной колонне и обратно через кольцевое пространство, образованное между бурильной колонной и стенкой буровой скважины и, как результат, во время выполнения процесса бурения колонна буровой жидкости/бурового раствора присутствует в кольцевом пространстве), чтобы уменьшить ДЗС, создаваемое колонной буровой жидкости/бурового раствора в буровом кольцевом пространстве.
[6] При БУД кольцевое пространство может быть закрыто с помощью устройства сдерживания давления. Это устройство содержит уплотнительные элементы, которые входят в зацепление с наружной поверхностью бурильной колонны, так что поток жидкости между уплотнительными элементами и бурильной колонной, по существу, предотвращается. Уплотнительные элементы могут обеспечивать вращение бурильной колонны в буровой скважине, так что буровое долото на нижнем конце бурильной колонны может вращаться. Устройство управления потоком могут использовать для обеспечения пути потока для выхода бурового раствора из кольцевого пространства. За устройством управления потоком может располагаться коллектор управления давлением по меньшей мере с одним регулируемым дросселем, клапаном и/или тому подобным, чтобы управлять скоростью потока бурового раствора, вытекающего из кольцевого пространства. В закрытом положении во время бурения устройство удержания давления создает противодавление в буровой скважине, и этим противодавлением можно управлять с помощью регулируемого дросселя или клапана на коллекторе управления давлением, чтобы управлять степенью, до которой ограничен поток бурового раствора, выходящий из кольцевого пространства/кольцевого пространства разделительной колонны.
[7] Во время БУД оператор может отслеживать и сравнивать скорость потока бурового раствора, поступающего в бурильную колонну, со скоростью потока бурового раствора из кольцевого пространства, чтобы определить, произошел ли выброс из скважины или поглощается ли буровой раствор пластом. Внезапное увеличение объема или объемной скорости потока из кольцевого пространства относительно объема или объемной скорости потока в бурильную колонну может указывать на то, что произошел выброс из скважины. И напротив, внезапное падение скорости потока из кольцевого пространства/относительно скорости потока в бурильную колонну может указывать на то, что буровой раствор проник в пласт и поглощается пластом во время выполнения процесса бурения.
[8] Предыдущие системы БУД оценивают изменение объема кольцевого пространства с помощью начального объема кольцевого пространства, длины бурильной колонны и сигнала давления от дросселя. Однако простая оценка объема кольцевого пространства может привести к неточностям и ввести время задержки между изменениями скорости потока на поверхности и фактическими колебаниями давления в забое скважины.
[9] Существует потребность в системах БУД, которые будут более точно определять объем кольцевого пространства.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[10] В соответствии с идеями данного изобретения, были уменьшены недостатки и проблемы, связанные с существующими системами БУД.
[11] В аспекте изобретения предусмотрена система для определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины, причем система содержит генератор волны давления, расположенный в верхней части скважины, при этом генератор волны давления генерирует волну давления, которая распространяется через жидкость в кольцевом пространстве скважины; первый приемник волны давления, расположенный в кольцевом пространстве скважины, для приема сгенерированной волны давления при первом значении времени; второй приемник волны давления, расположенный в скважине в кольцевом пространстве скважины, для приема сгенерированной волны давления при втором значении времени; и контроллер, который определяет изменение объема жидкости в кольцевом пространстве на основании по меньшей мере частично сдвига фаз между принятой волной давления при первом и втором значениях времени.
[12] В соответствии с дополнительным аспектом изобретения предусмотрен способ определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины, причем способ включает этапы, на которых: генерируют волну давления в верхней части кольцевого пространства, определенной между наружной частью бурильной колонны и внутренней частью ствола скважины, при этом волна давления распространяется через жидкость в кольцевом пространстве скважины; принимают при первом значении времени волну давления через первый приемник волны давления, расположенный в кольцевом пространстве скважины; принимают при втором значении времени волну давления через второй приемник волны давления, расположенный в кольцевом пространстве скважины; и определяют изменение объема жидкости в кольцевом пространстве на основании по меньшей мере частично фазового сдвига между принятой волной давления при первом и втором значениях времени.
[13] В еще одном аспекте изобретения предусмотрена система для определения объема жидкости в кольцевом пространстве скважины, причем система содержит: генератор волны давления, расположенный в верхней части скважины, при этом генератор волны давления генерирует волну давления, которая распространяется через жидкость в кольцевом пространстве скважины; первый приемник волны давления, расположенный в кольцевом пространстве скважины, для приема сгенерированной волны давления при первом значении времени; второй приемник волны давления, расположенный в скважине в кольцевом пространстве скважины, для приема сгенерированной волны давления при втором значении времени; процессор; энергонезависимый носитель данных; и набор машиночитаемых инструкций, хранящихся на энергонезависимом носителе данных, при этом инструкции при их выполнении процессором предписывают контроллеру: измерение фазового сдвига между волной давления при первом и втором значениях времени и расчет объемного модуля жидкости в кольцевом пространстве на основании скорости распространения и постоянной или измеренной плотности жидкости.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[14] Более полное понимание данных вариантов реализации изобретения можно получить, обратившись к нижеследующему описанию, приведенному вместе с сопровождающими графическими материалами, в которых аналогичные ссылочные позиции обозначают аналогичные элементы.
[15] На фиг. 1 проиллюстрирован схематический вид сбоку буровой установки над стволом скважины, при этом наземные контрольно-измерительные приборы определяют изменения объема кольцевого пространства в процессе бурения.
[16] На фиг. 2 проиллюстрирован детальный вид компоновки низа бурильной колонны, проиллюстрированной на фиг. 1, при этом КНБК имеет два датчика/приемника давления для преобразования волны давления в электрические сигналы, чтобы можно было определить фазовый сдвиг.
[17] На фиг. 3 проиллюстрирована блок-схема процесса регулирования объема жидкости в кольцевом пространстве ствола скважины во время операции бурения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ СУЩНОСТИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[18] Предпочтительные варианты реализации изобретения лучше всего понятны со ссылкой на приведенные ниже фиг. 1-3 с учетом следующего общего обсуждения. Данное изобретение может быть более легко понято в контексте высокоуровневого описания определенных вариантов реализации изобретения.
[19] В соответствии с некоторыми аспектами изобретения объем кольцевого пространства определяют путем измерения скорости распространения импульса давления в жидкости кольцевого пространства, причем импульс давления распространяется между поверхностью и дном ствола скважины. Импульсы давления могут создаваться с помощью управляющего дросселя, бурового насоса или бурильной колонны, а затем принимаются инструментом измерения давления в процессе бурения (ИДПБ). Измеренный фазовый сдвиг между импульсами давления обеспечивает время распространения сигнала от поверхности к долоту, что дает скорость распространения волны давления. Скорость распространения в сочетании с постоянной или измеренной плотностью жидкости может быть использована для расчета объемного модуля бурового раствора. Затем объемный модуль жидкости будет использоваться для расчета изменения объема кольцевого пространства с помощью начального объема кольцевого пространства, длины бурильной колонны и сигнала давления от дросселя.
[20] Измерение объемного модуля также может быть достигнуто путем размещения датчиков давления на поверхности или вдоль бурильной трубы. Датчики давления будут использоваться для измерения скорости волны давления, создаваемой управляющим дросселем, насосом буровой установки или пульсацией бурильной колонны. Любой из этих способов можно использовать для создания импульса давления, который обеспечит скорость волны и, следовательно, позволит выполнить те же вычисления для объема кольцевого пространства. Этот процесс будет использоваться для расчета приблизительного объема в кольцевом пространстве и создания тренда данных, которая может быть использована для определения того, увеличивается ли или уменьшается ли объем кольцевого пространства.
[21] Процесс оценки объема позволит обнаружить приток на основании увеличения объема в кольцевом пространстве. Этот процесс даст в режиме реального времени линию тренда расчетного изменения объема кольцевого пространства, которая предоставит ценную информацию, которая может быть использована для определения того, движется ли поток через скважину и происходит ли поглощение жидкости в скважине. Кроме того, расчеты могут использоваться для определения глубины ствола скважины, при условии, что ввод других переменных потенциально может использоваться для оценки размера притока и его приблизительного местоположения в стволе скважины.
[22] На фиг. 1 проиллюстрирован вид сверху системы бурения, содержащей систему динамического регулирования давления в кольцевом пространстве (ДРДКП), раскрытую в патенте США № 8,757,272, включенном в данный документ в полном объеме. Понятно, что система наземного или морского бурения может содержать систему ДРДКП, как проиллюстрировано на фиг. 1, и наземная система, проиллюстрированная на фиг. 1, не является ограничением объема изобретения. Проиллюстрировано, что система 100 бурения содержит буровую установку 102, которая используется для поддержки операций бурения. Некоторые компоненты, используемые на буровой установке 102, такие как ведущая штанга, силовой трубный ключ, клинья для захвата, тяжелые буровые лебедки и другое оборудование, не проиллюстрированы отдельно на фигурах для ясности иллюстрации. Буровая установка 102 используется для поддержки бурильной колонны 112, используемой для бурения ствола скважины через пласты геологической среды, например, проиллюстрированные как пласт 104. Как проиллюстрировано на фиг. 1, ствол 106 скважины уже частично пробурен, а защитная труба или обсадная труба 108 установлена и зацементирована 109 на месте в ранее пробуренной части ствола 106 скважины. В данном примере в обсадной колонне 108 может быть установлен запорный механизм обсадной колонны или забойный клапан 110, чтобы перекрывать кольцевое пространство и эффективно действовать в качестве клапана для перекрытия необсаженного участка ствола 106 скважины (участка ствола 106 скважины ниже нижней части обсадной колонны 108), когда буровое долото 120 расположено над клапаном 110.
[23] Буровая колонна 112 поддерживает компоновку низа бурильной колонны (КНБК) 113, которая может содержать буровое долото 120, необязательный (забойный) двигатель 118 с гидравлическим приводом, необязательную систему 119 датчиков измерения в процессе бурения и каротажа в процессе бурения (ИПБ/КПБ), которая предпочтительно содержит датчик 116 давления для определения давления в кольцевом пространстве ствола 106 скважины. Система 119 датчиков также может быть инструментом для измерения давления в процессе бурения (ИДПБ). Буровая колонна 112 может содержать обратный клапан (не проиллюстрирован) для предотвращения противотока флюидов из кольцевого пространства во внутреннюю часть бурильной колонны 112, если на поверхности ствола скважины будет давление. Комплект 119 ИПБ/КПБ предпочтительно содержит телеметрическую систему 122, которая используется для передачи данных давления, данных датчика ИПБ/КПБ, а также информации о бурении на поверхность геологической среды. Система 119 датчиков также может содержать два приемника 160, которые разнесены друг от друга. Как проиллюстрировано на фиг. 1, приемники расположены выше и ниже датчика 116 давления. Хотя на фиг. 1 проиллюстрирована КНБК, в которой используется телеметрическая система с модуляцией давления бурового раствора, следует понимать, что другие телеметрические системы, такие как системы передачи радиочастот (РЧ), электромагнитных импульсов (EM) или системы передачи по бурильной колонне, могут использоваться с данным изобретением.
[24] Процесс бурения требует использования бурового раствора 150, который обычно хранится в емкости, яме или резервуаре 136 другого типа. Резервуар 136 находится в гидравлической связи с одним или более буровыми насосами 138 буровой установки, которые закачивают буровой раствор 150 через трубопровод 140. Трубопровод 140 находится в гидравлической связи с самым верхним сегментом или «соединением» бурильной колонны 112 (с помощью вертлюга в ведущей буровой штанге или верхнем приводе). Буровая колонна 112 проходит через вращающееся устьевое оборудование или «вращающееся противовыбросовое оборудование (ПВО)» 142. Вращающееся ПВО 142, когда оно активировано, заставляет сферически сформированные эластомерные уплотнительные элементы вращаться по направлению вверх, замыкаясь вокруг бурильной колонны 112 и изолируя давление жидкости в кольцевом пространстве ствола скважины, но все еще обеспечивая вращение бурильной колонны и продольное движение. Коммерчески доступные вращающиеся ПВО, такие как устройства, производимые National Oilwell Varco, 10000 Richmond Avenue, Houston, Tex. 77042, способны изолировать давление в кольцевом пространстве вплоть до 10 000 фунтов на квадратный дюйм (68947,6 кПа). Жидкость 150 закачивается вниз через внутренний проходной канал в бурильной колонне 112 и КНБК 113 и выходит через сопла или насадки (не проиллюстрированы отдельно) в буровом долоте 120, после чего жидкость 150 циркулирует буровой шлам от долота 120 и возвращается шлам вверх через кольцевое пространство 115 между бурильной колонной 112 и стволом 106 скважины и через кольцевое пространство, образованное между обсадной колонной 108 и бурильной колонной 112. Жидкость 150 в конечном итоге возвращается на поверхность геологической среды и отклоняется вращающимся ПВО 142 через скважинный отклонитель 117, через трубопровод 124 и различные помпажные резервуары и системы приемника телеметрических сигналов (не проиллюстрированы отдельно).
[25] После этого жидкость 150 переходит к тому, что обычно называется в данном документе системой противодавления, которая может состоять из дросселя 130, клапана 123 и труб насоса, а также необязательного насоса, как показано позицией 128. Жидкость 150 поступает в систему 131 противодавления и может течь через необязательный расходомер 126.
[26] Возвратная жидкость 150 переходит в износостойкий, управляемый диафрагменный дроссель 130. Следует понимать, что существуют дроссели, предназначенные для работы в среде, в которой буровой раствор или жидкость 150 содержит значительное количество буровых шламов и других твердых веществ. Дроссель 130 может быть выполнен с возможностью работы при переменных давлениях, переменных отверстиях или проемах и в несколько рабочих циклов. Положение дросселя 130 может управляться приводом, который может представлять собой комбинацию гидравлического цилиндра/поршня.
[27] Жидкость 150 выходит из дросселя 130 и протекает через клапан 121. Затем жидкость 150 может обрабатываться с помощью необязательного дегазатора и с помощью ряда фильтров и вибрационного стола 129, предназначенных для удаления загрязняющих веществ, в том числе бурового шлама, из жидкости 150. Затем жидкость 150 возвращается в резервуар 136. Перед трехходовым клапаном 125 предусмотрен контур 119А потока для направления жидкости 150 непосредственно к впускному отверстию насоса 128 противодавления. В качестве альтернативного варианта во впускное отверстие насоса 128 противодавления может поступать жидкость из резервуара 136 через трубопровод 119B, который находится в гидравлической связи с доливным резервуаром (не проиллюстрирован). Доливной резервуар (не проиллюстрирован) обычно используют на буровой установке для контроля прибыли и потерь бурового раствора во время операций по спуску-подъему трубы (извлечение и установка полной бурильной колонны или ее значительного поднабора из ствола скважины). Трехходовой клапан 125 может использоваться для выбора контура 119А, трубопровода 119В или для изоляции системы противодавления. Хотя насос 128 противодавления способен использовать возвращаемую жидкость для создания противодавления путем выбора контура 119А потока, следует понимать, что возвращаемая жидкость могла иметь загрязняющие вещества, которые не были бы удалены посредством фильтра/вибрационного стола 129. В таком случае износ насоса 128 противодавления может быть увеличен. Следовательно, предпочтительным каналом подачи жидкости для насоса 128 противодавления является трубопровод 119А для подачи восстановленной жидкости на впускное отверстие насоса 128 противодавления.
[28] При работе трехходовой клапан 125 выбирает либо трубопровод 119А, либо трубопровод 119В, и насос 128 противодавления может быть задействован для обеспечения прохождения достаточного потока через сторону впуска дросселя 130, чтобы иметь возможность поддерживать противодавление в кольцевом пространстве 115, даже когда из кольцевого пространства 115 не поступает поток бурового раствора. В данном варианте реализации изобретения насос 128 противодавления способен обеспечивать давление вплоть до около 2200 фунтов на квадратный дюйм (15168,5 кПа); хотя насосы с более высоким предельным давлением могут быть выбраны по усмотрению разработчика системы.
[29] Система может содержать расходомер 152 в трубопроводе 100 для измерения количества жидкости, закачиваемой в кольцевое пространство 115. Следует понимать, что при контроле расходомеров 126, 152 и, таким образом, объема, закачиваемого насосом 128 противодавления, можно определить количество жидкости 150, поглощаемой пластом, или, наоборот, количество пластовой жидкости, поступающей в ствол 106 скважины. Кроме того, в систему включено средство для контроля условий давления в стволе скважины и прогнозирования характеристик давления в стволе 106 скважины и кольцевом пространстве 115.
[30] Импульсы давления могут создаваться с помощью управляемого диафрагменного дросселя 130, бурового насоса 138 буровой установки или бурильной колонны 112. Импульсы давления могут приниматься инструментом давления в процессе бурения (ИДПБ) или двумя датчиками/приемниками 160 давления. Измеренный фазовый сдвиг между импульсами давления обеспечивает время прохождения импульса от поверхности к долоту, что дает скорость распространения волны давления. Скорость распространения в сочетании с постоянной или измеренной плотностью жидкости может быть использована для расчета объемного модуля бурового раствора. Затем объемный модуль жидкости могут использовать для расчета изменения объема кольцевого пространства с помощью начального объема кольцевого пространства, длины бурильной колонны 112 и сигнала давления от управляемого диафрагменного дросселя 130.
[31] Снова со ссылкой на фиг. 1, волны давления, обнаруживаемые двумя датчиком/приемниками 160 давления, могут быть преобразованы в сигналы волны давления и переданы на поверхностные контрольно-измерительные приборы 170. Поверхностные контрольно-измерительные приборы 170 могут включать в себя компьютер 172 и контроллер 171. Аппаратные/программные модули могут быть встроены в поверхностные контрольно-измерительные приборы 170 для расчета объемного модуля и объема кольцевого пространства.
[32] На фиг. 2 более детально проиллюстрирован вид сбоку компоновки низа бурильной колонны, проиллюстрированной на фиг. 1. Оба датчик/приемники 160 давления расположены в компоновке низа бурильной колонны отдельно друг от друга таким образом, что они будут принимать волну давления в разные периоды времени при прохождении волны давления вниз по кольцевому пространству. Синусоидальная волна проиллюстрирована рядом с каждым из датчика/приемников 160 давления для представления приема волны давления. Разница во времени между тем, когда каждый из датчика/приемников 160 давления принимает волну давления, является фазовым сдвигом 161. Оба датчика/приемника 160 давления могут быть связаны с электронными схемами, расположенными внутри системы 119 датчиков, для измерения фазового сдвига 161 волны давления между обоими датчиком/приемниками 160 давления.
[33] В некоторых примерах для измерения фазового сдвига между приемниками может использоваться более одного датчика/приемников, может наблюдаться более одной частоты волн, при этом разные частоты могут обеспечивать разные исходные значения разности фаз и величины пиков, связанных с волнами давления. Однако общий вид кривой разности фаз в системе 119 датчиков может быть, по существу, аналогичным. Такое сходство вида может использоваться применительно к разным расстояниям между датчиком/приемниками, чтобы подтвердить, что изменения фазового сдвига действительно соответствуют волне давления, а не какому-то другому физическому свойству бурильной колонны или кольцевого пространства, такому как изменение диаметра кольцевого пространства и т.д.
[34] Путем надлежащего пересчета необработанного фазового отклика на каротажной диаграмме можно определить измеренную скорость волны давления. Пересчет отклика разности фаз может быть выполнен с помощью измерений, переданных на поверхность от системы 119 датчиков, или может быть выполнен с помощью измерений, зафиксированных инструментами, относительно времени, и корреляции зарегистрированных во времени зафиксированных измерений с записью времени, выполненной в поверхность в блоке управления.
[35] На фиг. 3 проиллюстрирован процесс регулирования объема жидкости в кольцевом пространстве. Импульсы давления создаются 301 с помощью поверхностного оборудования. Импульсы давления принимает 302 инструмент управления давлением в процессе бурения в компоновке низа бурильной колонны. Сдвиг фазы между импульсами давления измеряется 303 для определения скорости распространения волны давления в жидкости в кольцевом пространстве. Объемный модуль бурового раствора в кольцевом пространстве рассчитывают 304 на основании скорости распространения и постоянной или измеренной плотности жидкости. Изменение объема кольцевого пространства рассчитывают 305 с помощью объемного модуля, начального объема кольцевого пространства, длины бурильной колонны и давления дросселя. Затем объем жидкости в кольцевом пространстве может регулироваться 306 путем управления количеством бурового раствора, закачиваемым в скважину, и количеством бурового раствора, возвращаемым в скважину или извлекаемым из скважины.
Хотя в данном раскрытии подробно описаны раскрытые варианты реализации изобретения, следует понимать, что в вариантах реализации изобретения могут быть сделаны различные изменения, замены и модификации без отступления от их сущности и объема.