本发明涉及石油、天然气以及天然气水合物钻探用钻井液领域，具体涉及一种水基无粘土相钻井液及其在极地冻土地层钻探中的应用。
背景技术：
极地地区石油资源储量极为丰富，据俄罗斯等国的调查资料，仅北极地区原油储量就约为400×108m3(2500亿桶)，相当于目前全球探明原油储量的25％，天然气储量约为80×1012m3，占全球天然气储量的41％。相比于常规陆地和海洋钻井，由于极地特殊的地理环境、极低的环境温度等苛刻条件，对钻探开发设备和技术带来了巨大挑战。钻井液作为钻井工程的血液，是钻探极地油气的关键技术之一，极地钻井要求钻井液具有以下性能。(1)优良的超低温流变性。极地冻土地层钻井时钻井液温度可低至-20℃，在这种极低温度下，常规水基钻井液会结冰，无法流动，而常规油基、合成基钻井液也会发生凝固。因此，如何在低温下保持良好的钻井液流动性至关重要。同时，携带和清除冰屑、岩屑，要求钻井液不仅具有较好的流动性，还需要合理调控钻井液流型及流变参数，提高井眼清洗效果。(2)优良的井壁稳定性能。极地冻土地层上覆部分冰层，可能存在的水敏性泥页岩易在钻井过程中发生水化膨胀、冰层溶解，导致井壁失稳。而常规井壁稳定处理剂粘温系数大，低温增粘特性明显，导致钻井液在超低温条件下严重增稠。因此，如何同时兼顾优良超低温流变性和井壁稳定性对钻井液提出了巨大挑战。(3)优良的天然气水合物抑制性。相比于常规深水及冻土钻井，极地地区环境温度更低，水合物更容易生成，防止水合物生成引起的堵塞是极地冻土钻井液面临的重要技术挑战。(4)极地生态环境非常脆弱，一旦破坏，极难恢复，必须使用环保型钻井液。
国内外针对4℃以上钻井液低温流变特性的研究报道较多，但由于常规处理剂随着温度进一步降低会导致粘度的指数增大，极大限制了钻井液在极低温度下的应用。
cn105505346a公开了一种低温地层钻井用水基钻井液，该钻井液包括以下重量份的组分制成：水100份，配浆土0～4份，流型调节剂0.1～5份，页岩抑制剂1～8份，包被抑制剂0.05～0.5份，降滤失剂3～10份，水合物抑制剂10～40份，润滑剂1～2份，重晶石0～100份；其中，使用粘弹性表面活性剂调节流变性，在-5℃～10℃条件范围内具有良好的流变性，但是，在-10℃以下低温条件能否保持良好的流变性并没有确切的数据支撑。
cn103834371a公开了一种冻土层或严寒地区钻探用耐超低温钙基低固相钻井液，其中，该钻井液由如下重量份数的组分组成：水100份、氯化钙10～30份、多功能复合剂1～10份、降粘剂0.5～2.0份、降滤失剂0.1～10份、润滑剂1～5份、消泡剂1～3份；其中，多功能复合剂是一种将酰胺基和羧钠基基团引入钠膨润土中制备得到的复合型钻井液材料；降粘剂为磺化单宁和/或两性粒子聚合物降粘剂xy27；降滤失剂为磺化酚醛树脂和/或水解聚丙烯腈钾盐；该钻井液在-5℃表观粘度为18mpa·s，api滤失量为5.0ml，虽在-35℃下具有较低的粘度，但是，该钻井液仅关注钻井液流变性，未考虑井壁稳定性、水合物抑制性、携岩等关键性能，且氯化钙和磺化处理剂加量大，对环境污染严重，无法应用于极地地区油气勘探工程。
cn103396772a公开了一类双组份极地用丁酸戊酯复合型超低温钻井液，以丁酸戊酯为原料，与丁酸乙酯或丙酸丙酯按一定比例复配后得到一类双组份极地用丁酸戊酯复合型超低温钻井液。该钻井液密度小于1，动力粘度不高于15mpa·s，可用于南极纯冰层钻井取芯工作。但其只能用作地层取芯，不具备钻探油气储层的作用，且易燃，对水有污染。
因此，研究和开发一种适用于极地冻土地层钻探使用的钻井液具有重要意义。
技术实现要素：
本发明的目的是克服现有技术存在的钻井液随温度降低黏度大幅升高导致流动障碍引发钻井工程问题的缺陷，兼顾极地冻土地层特有的超低温及冰水共存的环境特征，提供了一种环保型水基无粘土相钻井液及其在极地冻土地层钻探中的应用，该水基无粘土相钻井液能够应用于极地冻土地层钻探中。
为了实现上述目的，本发明第一方面提供了一种水基无粘土相钻井液，其中，所述钻井液包括超低温基液、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂和水；所述超低温基液由无机盐和醇组成；所述超低温基液的凝固点≤-28℃，导热系数≤0.5w/m·k。
本发明第二方面提供了前述所述的水基无粘土相钻井液在极地冻土地层钻探中的应用。
通过上述技术方案，本发明与现有技术相比具有以下优点：
(1)本发明的水基无粘土相钻井液的凝固点≤-30℃，在温度低至-25℃时仍具有优良的超低温流变性和滤失性：塑性粘度≤48mpa·s，动切力≤22pa，滤失量api≤3.0ml；同时还具有良好的润滑性，极压润滑系数≤0.12。
(2)本发明的水基无粘土相钻井液在常温下的导热系数≤0.5w/m·k，相比于常规水基钻井液(导热系数＞0.65w/m·k)具有明显的保温优势。
(3)本发明的水基无粘土相钻井液具有优良的抑制天然气水合物生成能力，在模拟水合物储层0℃、8mpa条件下至少16h无水合物生成。
(4)本发明的水基无粘土相钻井液具有良好的抑制泥页岩膨胀、分散的作用；在常温下，泥页岩膨胀率由清水中的10.4％降低至钻井液中≤1％；在-25℃时，泥页岩膨胀率由清水中的结冰状态降低至钻井液中≤0.5％；另外，页岩回收率在清水中为31.4％，钻井液中≥95％。
(5)本发明的水基无粘土相钻井液处理剂环保无毒，满足极地地区钻探的高环保性要求。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值，这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说，各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间，以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围，这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明第一方面提供了一种水基无粘土相钻井液，其中，所述钻井液包括超低温基液、增粘剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂和水；其中，所述超低温基液由无机盐和醇组成；所述超低温基液的凝固点≤-28℃，导热系数≤0.5w/m·k。
根据本发明，所述超低温基液由无机盐和醇组成；依靠无机盐和醇二者对于降低液相冰点，形成低共熔体的协同增效特性降低溶液凝固点，即，饱和盐以及纯醇类的凝固点都较差，例如，饱和氯化钠溶液的凝固点为0℃、纯乙二醇的凝固点为-13℃，而两者复配能够进一步提升其对自由水的水合吸附作用，而且能够充分发挥稀溶液的依数性作用，更好地降低溶液凝固点。在本发明中，优选情况下，所述超低温基液的凝固点为-28℃至-32℃；以及所述超低温基液的导热系数为0.45-0.49w/m·k，能够减少钻井液温度对原始地层平衡破坏的影响。这是由于极地冻土地层总是含有固态冰和液态水，冰与水的转化问题制约着冻土中的相变强度，最终决定了冻土的强度和变形。钻井液温度极易对极地冻土地层原始平衡状态造成破坏，具有低导热特性的钻井液能够有效降低传热，稳定水分相态转化，维持井壁稳定。
在本发明中，由无机盐和醇配制成超低温基液，再将该超低温基液与增粘剂、降滤失剂、封堵剂、润滑剂和水混合，能够使得配制的钻井液的凝固点≤-30℃，在温度低至-25℃时仍具有优良的超低温流变性和滤失性。
根据本发明，所述无机盐和所述醇的含量的重量比为1：(0.3-3)，优选为1：(0.5-1)。在本发明中，如果所述无机盐和所述醇的含量的重量比太高，则其导热性能较差，无法有效改善由于极地冻土地层中冰水转化导致的井壁失稳问题；如果太低，则无法满足超低温的凝固点要求，同时醇类含量过高也会导致基液低温增粘过大。
根据本发明，所述无机盐选自金属的氯化盐、硝酸盐、碳酸盐和甲酸盐中的一种或多种，优选地，所述无机盐为金属的氯化盐。
根据本发明，所述金属选自钾、钠和钙中的一种或多种；优选地，所述金属选自钾和/或钠，更优选地，所述金属为钠。在本发明中，钙离子的引入会导致杂质多，钻井液黏度控制困难，钾离子的引入对溶液中自由水的水合作用较差，降低凝固点效果不好，因此，钠离子的引入相比于钾离子和钙离子，效果要好。
根据本发明，更优选地，所述无机盐为氯化钠。
根据本发明，所述醇为乙二醇、丙二醇和丙三醇中的一种或多种，优选地，所述醇为乙二醇和/或丙三醇。在本发明中，发明人发现：聚乙二醇的分子量较大，并且，聚乙二醇的成本较高，又由于低温增粘较大，导致钻井液低温黏度控制困难，因此，在本发明中，没有采用聚乙二醇。
根据本发明，所述钻井液含有：30-50重量份的所述超低温基液，0.1-0.6重量份的所述增粘剂，0.1-1重量份的所述降滤失剂，1-4重量份的所述封堵剂，1-4重量份的所述润滑剂，80-90重量份的所述水；优选情况下，所述钻井液含有：45-48重量份的所述超低温基液，0.2-0.4重量份的所述增粘剂，0.6-0.7重量份的所述降滤失剂，2-3重量份的所述封堵剂，2-3重量份的所述润滑剂，80-85重量份的所述水。在本发明中，所述钻井液含有的各个组分的重量份如果太高，则会导致钻井液黏度过高，低温增粘率过大，钻井压耗过大，易导致钻井事故；如果太低，则会导致钻井液凝固点无法满足极地冻土钻井要求，钻井液黏度过低，无法悬浮岩屑等问题。
根据本发明，所述增粘剂选自黄原胶、聚丙烯酰胺、羟丙基瓜尔胶和羧甲基纤维素中的一种或多种。
其中，黄原胶购买于金久化工有限公司。
其中，聚丙烯酰胺的平均分子量为500-2000万，可以通过商购获得，在本发明中，可以购自河南东万源材料有限公司，型号为pam。
其中，羟丙基瓜尔胶的平均分子量为22万，可以通过商购获得，在本发明中，可以购自河北燕兴化工有限公司，型号为grj。
其中，羧甲基纤维素是纤维素经羧甲基化后得到的，可以通过商购获得，在本发明中，可以购自河北燕兴化工有限公司，型号为hv-cmc。
根据本发明，所述降滤失剂选自羟乙基纤维素、聚阴离子纤维素和改性淀粉中的一种或多种；优选地，所述降滤失剂为羟乙基纤维素和改性淀粉，且所述羟乙基纤维素和所述改性淀粉的含量的重量比为1：(1-2)。在本发明中，所述降滤失剂为羟乙基纤维素和改性淀粉的混合物时，能够在无粘土相的条件下形成有效的空间网状结构，降低钻井液滤失量；同时这两种降滤失剂具有优良的低粘温特性，随着温度降低粘度增量较小。
根据本发明，所述羟乙基纤维素由碱性纤维素和环氧乙烷经醚化反应制备，属非离子型可溶纤维素醚类；在本发明中，该羟乙基纤维素购自于广州中万新材料有限公司，型号为hec。
根据本发明，所述改性淀粉可以通过制备获得，其中，制备方法包括：所述改性淀粉为由玉米淀粉、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(amps)及丙烯酰胺(am)经共聚反应后得到的一种两性离子改性淀粉降滤失剂；其中，所述共聚反应的条件包括：引发剂为0.3％过硫酸铵，反应温度50℃，反应时间为8h。
根据本发明，所述聚阴离子纤维素为低粘度的聚阴离子纤维素，水中加量4ppd时vp值小于1，api滤失量小于10ml。在本发明中，可以购自河北恒聚化工有限公司，型号为lv-pac。
根据本发明，所述封堵剂选自超细碳酸钙、石墨和纳米微球中的一种或多种；优选地，所述超低碳酸钙的平均粒度为400-600目；优选地，所述石墨平均粒度为200-300目；优选地，所述纳米微球的平均粒径为60-80nm。在本发明中，“平均粒径”采用马尔文粒径分析仪测得。另外，在本发明中，该超细碳酸钙购买于常州乐环有限公司。
根据本发明，所述润滑剂含有植物白土油和可膨胀石墨，且所述植物白土油与所述可膨胀石墨的重量比为(6-20):1，优选为(8.6-12.7)：1。其中，所述植物白土油选自花生白土油、大豆白土油、玉米白土油、菜籽白土油和棉籽白土油中的至少一种；所述可膨胀石墨的膨胀倍率为10-400ml/g，所述可膨胀石墨的粒径范围为100-600目。
根据本发明，所述润滑剂还含有表面活性剂、分散剂、极压抗磨剂和油溶性荧光屏蔽剂，以100重量份的润滑剂为基准，该润滑剂含有：植物白土油85-90重量份，优选86-89重量份；可膨胀石墨6-11重量份，优选7-10重量份；表面活性剂0.5-1.5重量份，优选0.8-1重量份；分散剂0.1-1重量份，优选0.3-0.5重量份；极压抗磨剂1-2.5重量份，优选1.6-2.3重量份；油溶性荧光屏蔽剂0.1-0.5重量份，优选0.4-0.5重量份。
根据本发明，所述表面活性剂为失水山梨糖醇脂肪酸酯，优选为司盘20、司盘40、司盘80及司盘85中的至少一种。
其中，所述分散剂为辛基酚聚氧乙烯醚和/或油酸二乙醇胺，辛基酚聚氧乙烯醚的聚氧乙烯链长为4-7。
其中，所述极压抗磨剂为非硫磷型有机硼类极压抗磨剂，优选为油酸二乙醇酰胺硼酸酯、油酸三乙醇胺硼酸酯和硼化氨基酯中的至少一种。
其中，所述油溶性荧光屏蔽剂的油溶率≥98重量％、且能够屏蔽荧光的波长范围为280-420nm。
本发明第二方面提供了一种由前述所述的水基无粘土相钻井液在极地冻土地层钻探中的应用。
根据本发明，具体地，将前述所述的水基无粘土相钻井液应用于极地冻土地层中的油气及天然气水合物钻探工程中，该钻井液与各类钻井液处理剂之间具有良好的配伍性，在-25℃条件下仍保持良好的流变性和滤失性，并且在模拟极地冻土区水合物储层0℃、8mpa条件下至少16h无水合物生成，能够有效抑制泥页岩水化，兼顾低导热特性，可显著提高冻土地层井壁稳定性，并解决天然气水合物生成引起的井筒及管线堵塞问题。此外，该钻井液配置方便，使用简单，价格便宜，环保无毒，满足极地冻土地层现场施工的具体要求。
以下将通过实施例对本发明进行详细描述。
下述实施例中所用的材料、试剂，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
本发明下述实施例中的氯化钠和乙二醇购买于国药集团化学试剂有限公司。
实施例1
本实施例在于说明本发明的水基无粘土相钻井液。
配制的水基无粘土相钻井液，该钻井液含有：
水80重量份，超低温基液45重量份，增粘剂0.3重量份，降滤失剂0.6重量份，封堵剂2重量份，润滑剂2重量份。
其中，所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照5：4的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-29℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.49w/m·k；
其中，所述增粘剂为黄原胶；
其中，所述降滤失剂为羟乙基纤维素和改性淀粉按照1：1质量比混合而成；
其中，所述封堵剂为平均粒径为600目超细碳酸钙；
其中，所述润滑剂为植物白土油与可膨胀石墨的重量比为10:1获得的，其中，植物白土油为大豆白土油，可膨胀石墨的膨胀倍率为100ml/g，所述可膨胀石墨的粒径范围为400目。
实施例2
本实施例在于说明本发明的水基无粘土相钻井液。
配制的水基无粘土相钻井液，该钻井液含有：
水85重量份，超低温基液48重量份，增粘剂0.3重量份，降滤失剂0.7重量份，封堵剂2重量份，润滑剂2重量份。
其中，所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照1：1的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-28℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.48w/m·k；
其中，所述增粘剂为黄原胶；
其中，所述降滤失剂为羟乙基纤维素和改性淀粉按照3：4质量比混合而成；
其中，所述封堵剂为平均粒径为600目超细碳酸钙；
其中，所述润滑剂为植物白土油与可膨胀石墨的重量比为10:1获得的，其中，植物白土油为大豆白土油，可膨胀石墨的膨胀倍率为100ml/g，所述可膨胀石墨的粒径范围为400目。
实施例3
本实施例在于说明本发明的水基无粘土相钻井液。
配制的水基无粘土相钻井液，该钻井液含有：
水80重量份，超低温基液45重量份，增粘剂0.3重量份，降滤失剂0.6重量份，封堵剂2重量份，润滑剂2重量份。
其中，所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照1：0.5的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-30℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.50w/m·k；
其中，所述增粘剂为黄原胶；
其中，所述降滤失剂为羟乙基纤维素和改性淀粉按照1：2质量比混合而成；
其中，所述封堵剂为平均粒径为600目超细碳酸钙；
其中，所述润滑剂为植物白土油与可膨胀石墨的重量比为10:1获得的，其中，植物白土油为大豆白土油，可膨胀石墨的膨胀倍率为100ml/g，所述可膨胀石墨的粒径范围为400目。
实施例4
按照实施例1配制水基无粘土相钻井液，所不同之处在于：所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照1：0.3的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-32℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.50w/m·k。
实施例5
按照实施例1配制水基无粘土相钻井液，所不同之处在于：所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照1：3的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-28℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.45w/m·k。
实施例6
按照实施例1配制水基无粘土相钻井液，所不同之处在于：所述超低温基液是由氯化钠和乙二醇按照1：2的质量比混合而成，所述超低温基液的凝固点为-29℃；以及，在常温下，所述超低温基液的导热系数为0.46w/m·k。
对比例1
采用典型深水水基钻井液kcl/聚合物钻井液，其中，该钻井液包括：水解聚丙烯腈铵盐0.3重量份，聚丙烯酸钾0.3重量份，聚阴离子纤维素(低粘)1重量份，磺化沥青3重量份，改性酚醛树脂2重量份，复合醇润滑剂3重量份。
对比例2
采用俄罗斯国家矿业大学设计低温冻土水基钻井液，具体地，该水基钻井液包括水100重量份，聚乙二醇3重量份，膨润土3重量份，nacl3重量份，聚乙烯吡咯烷酮1重量份，羧甲基纤维素钠(低粘)5重量份，磺化酚醛树脂2.5重量份。
测试例1
将实施例1-6和对比例1-2制备的钻井液进行钻井液基本性能测试。由于北极冻土地区夏季最低地层表面温度为-20℃左右，因此，在高低温恒温箱中测试该钻井液在-25℃、-10℃、0℃、10℃和30℃时的流变性及在-25℃时的滤失性，结果见表1。
表1
在本发明中，塑性黏度表示钻井液中网状结构破坏或恢复时内部内摩擦作用强弱，动切力表示钻井液中空间网架结构能力的强弱，
表1结果表明，本发明的水基无粘土相钻井液的凝固点≤-30℃，在温度低至-25℃超低温条件下仍具有良好的流变性和滤失性，塑性粘度控制在48mpa·s以内，动切力控制在22pa以内，
而作为对比例1的kcl/聚合物钻井液和对比例2的俄罗斯国家矿业大学低温冻土钻井液均分别在-7℃和-9℃凝固，二者在0℃的塑性粘度分别高达60mpa·s和52mpa·s，动切力也分别高达28mpa·s和38mpa·s，较高的钻井液粘度和动切力造成循环压耗增大，钻井效率低。
本发明的实施例1-6的塑性粘度(0℃)/塑性粘度(30℃)(附注：流体低温增粘是规律，增粘过大导致钻井液流动障碍，所以需控制低温增粘比)的比值均控制在1.47之内，而对比例1-2的塑性粘度比值分别为2.07和1.68；另外，本发明的实施例1-6动塑比(动切力与塑性粘度的比)基本为0.5，可保证井眼清洗效率。此外，本发明的实施例1-6在不同温度下滤失量均控制在5.4ml以内，-25℃滤失量更是控制在3.0ml以内，满足钻井工程对钻井液滤失性的要求。
另外，本发明的实施例1-6还具有良好的润滑性，极压润滑系数≤0.12，与两个对比例相比，本发明的钻井液还具有更好的润滑性。
测试例2
将实施例1-6和对比例1-2制备的钻井液进行钻井液导热性能测试，结果如表2所示。
表2
在极地冻土钻井中，影响井壁稳定最关键的因素是冰与水的转换问题，水分能量相互作用概念，制约着冻土中的相变强度，最终决定了冻土的强度和变形。由于地层中总是含有固态冰和液相水的存在，导致钻井液温度极易对地层原始平衡状态造成破坏，最终导致井壁失稳。本发明的钻井液导热系数均小于0.5w/m·k，如表2所示，相比于常规水基钻井液(导热系数大于0.65w/m·k)具有更好的保温性优势。在其他条件一定时，使用本发明钻井液将比常规水基钻井液至少减少30％的热量作用影响，由于冻土地层对温度变化极为敏感，使用低导热系数钻井液对于维持井壁稳定具有非常重要的意义。
测试例3
将实施例1-6和对比例1-2制备的钻井液进行泥页岩抑制性能测试，结果如表3所示。
表3
泥页岩水化膨胀、分散是引起井壁失稳的重要因素之一，由于冻土地层中固态冰和液态水的存在，使得水化作用带来的井壁失稳更为严重。因此，要求钻井液具备更好的抑制泥页岩水化膨胀、分散能力。通过膨胀实验及滚动分散实验测试钻井液抑制泥页岩水化能力，结果见表3。结果表明，清水中泥页岩膨胀率高达10.4％，在本发明的实施例中膨胀率仅为0.8-1.0％，-25℃时膨胀率仅为0.4-0.5％，表明本发明的实施例具有优良的抑制泥页岩水化膨胀能力；泥页岩在清水中的回收率为31.4％，在本发明的实施例中均高于95％，表明本发明的钻井液可有效抑制泥页岩分散。通过与对比例的比较，也证明了本发明的钻井液具有优良的抑制泥页岩水化膨胀以及高的页岩回收率，能够提高井壁稳定性。
测试例4
将实施例1-6和对比例1-2制的钻井液进行天然气水合物抑制性能测试。
通过天然气水合物抑制性评价实验，模拟极地冻土区水合物储层低温高压环境，测试本发明的钻井液抑制天然气水合物生成能力。实施例1-6和对比例1-4均在模拟水合物储层(0℃、8mpa)条件下进行，实验搅拌速率为300r/min，模拟钻柱转动。结果表明，在搅拌16h后实施例1-6均未生成天然气水合物，可为钻井作业提供充分的安全钻井时间，而对比例1-2均有少量水合物生成；表明本发明的钻井液具有优良的抑制天然气水合物生成性能，这是因为超低温基液中的无机盐和醇二者作为高效的热力学水合物抑制剂，可有效抑制天然气水合物在管道中的生成。
测试例5
将实施例1-6和对比例1-2制备的钻井液进行环保性能测试。
采用发光细菌法测试，结果实施例1-6的ec50值均大于48000mg/l，表明本发明的钻井液具有优良的环保性能，可满足极地地区钻井的高环保性要求。而对比例1-2ec50值均小于30000mg/l，表明其具有生物毒性。
以上详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合，这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容，均属于本发明的保护范围。