井喷事故案例汇编.docx
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井喷事故案例汇编
一、钻进过程的事故案例：
案例一赵1井井喷事故
专家点评：
赵1井井喷的主要原因是领导对井控工作不够重视，没有井控制度及井控设备是造成井喷失控的主要原因之一。
另外职工无井控知识，对井喷的危害认识不够，在钻井液发生石膏侵及气侵密度下降后，没有采取措施，发生井喷后还不进行加重是造成事故的重要原因。
当时没有以人为本的思想，“革命加拼命”的思想使三位同志献出宝贵的生命。
这一教训值得深思。
1、基本情况
赵1井是华北油田赵兰庄构造上的第一口资料井，位于河北省晋县周头乡赵兰庄大队，由华北石油管理局第四钻井工程公司3222钻井队承包施工任务。
该井设计井深3200m，钻探目的是了解古生界及第三系含油气情况，并查第三系及古生界地层剖面特征及其生储盖组合。
该井于1976年5月20日开钻，用φ400mm3A钻头钻至井深97.87m，φ324mm表层套管下至井深84.14m，水泥未返至地面，人工灌水泥近100袋。
井口未装防喷器。
5月25日用φ248mm3A钻头二开。
2、事故发生经过
1976年6月25日0∶15，泥浆中散发出了强烈的硫化氢气体，熏倒了柴油机助手邵战荣，在没有防毒面具的情况下，同志们继续坚守岗位，队长李仁杰换下了司钻梁通荣及钻工张永宁，坚守在钻台上，0∶36当钻进至井深435.80m时，第一次井喷发生，强大的天然气带着强烈的硫化氢气体从井口呼啸而出，李仁杰使尽最后的力气刹死刹把，摘掉转盘离合器，司钻梁通荣和钻工黄生存为抢救同志，保护井下设备安全，也倒在于队长李仁杰身旁，李仁杰、梁通荣献出了宝贵生命。
0∶45发生了第二次井喷，地质工陈禄明为了取准资料，卡准井喷井深，在抢救下战友后登上钻台丈量方入，被第二次井喷冲下钻台，英勇献身。
由于从井内喷出了大量的原油及天然气，继第二次井喷后造成严重井塌，井喷停止，在这次井喷事故中，先后3人死亡，6人昏迷，井深2424.60m钻具被卡。
3、事故处理过程
该井被喷塌后，根据原石油化学工业部付部长张文彬的指示，原华北石油会战指挥部决定，在6月26日和6月27日对赵1井进行封堵及防窜工作。
（1）施工设计
①封堵井段
管外0—30m（预计）段长30m水泥45袋
2340—2440m段长100m水泥100袋
管内1940—2440m段长50m水泥116袋
0—100m段长100m水泥23袋
②施工方法
a.注水泥20m3，争取平衡压力；
b.用2根油管插入环空，用水泥封住表层套管与φ127mm钻杆之间的环空，水泥返出井口；
c.凝固4小时后管内施工；
d.管内注水泥240袋，预计环空（φ248mm井眼与φ127mm钻杆）100m，管内下部封500m，上部封100m，中间替泥浆17m3（水泥浆密度均要求达到1.857g/cm3）；
e.割表层套管与方钻杆，焊环形铁板封死。
（2）实际施工
①环空封堵：
封固前环空液面100m左右（预测），下入油管19.4m，注水泥125袋（平均密度1.68g/cm3）未返出地面；
②管内回压17MPa，注密度为1.18g/cm3的泥浆15m3，压力平衡，接注水泥259袋（平均密度为1.84g/cm3），替清水2m3，上部注散水泥预计30袋；
③上部环空再注水泥40袋，返出井口；
④候凝后倒出方钻杆，铁板封焊表层套管，封堵完毕；
说明：
因考虑井塌后井漏，而且不知漏失井深，为防水泥漏掉，故只替2m3，以防管内被漏空，试压时注入清水5m3，按上述计算，实际水泥刚好到钻头部位（管内），管外环形基本上没有水泥封固，管内试压10MPa。
4、事故原因分析
（1）由于是第一次在该区块进行钻井施工，不熟悉赵兰庄构造情况，局限于任丘油田的经验教训，从上至下思想麻痹，只把注意力集中在考虑古生界的钻探方面，而忽视了沙四段的钻探工作；
（2）组织技术措施不当，表层套管下深不够，井口未安装防喷设备，未储备重晶石及有关泥浆材料，无防毒面具等，以致发生井喷后手足无措，难以应付；
（3）现场分析研究不够，缺乏经验及临时应变措施不当；
（4）在钻遇石膏层后，泥浆密度严重降低是发生井喷事故的重要原因；
①6月18日，钻至井深2272m时钻遇石膏层，泥浆密度由1.20g/cm3降至1.15g/cm3；
②6月18日至6月20日泥浆密度始终为1.15g/cm3；
③6月21日钻至井深2400m，泥浆密度又下降至1.13g/cm3；
④6月21日至23日，泥浆密度始终保持为1.13g/cm3；
⑤6月24日钻至井深2431m时，发现气侵及石膏侵，泥浆密度再次下降，降至1.07g/cm3，后经处理，泥浆密度上提至1.12g/cm3，直至发生井喷事故。
（5）施工队伍井控技术素质差，主要表现为职工没有控制井喷的理论知识和防喷经验；特别值得一提的是泥浆密度由1.20g/cm3降至1.12g/cm3，从6月18日起至6月25日，井喷7－8天的时间没能将泥浆密度恢复到1.20g/cm3；再者，6月25日0∶15，在已经发现泥浆中散发出强烈硫化氢气体的情况下，队干部头脑仍未清醒，还盲目继续钻进。
案例二高101－3井井喷事故
专家点评：
高101－3井井喷的教训是深刻的，井控制度关键在落实，只靠开会检查不行，要把检查出的问题、上级的指示文件落实到岗位，落实到工作中。
设计要科学，钻井液密度必须按照井控条例要求执行，甲方更应执行这些规定。
当发生气浸溢流后应及时调整钻井液密度，原则是以人为本，安全第一。
1、基本情况
高101－3井是冀东油田高尚堡构造高9井断块高部位上的一口定向滚动开发井，具有预探性质。
该井设计井深3212m，目的层是沙三1段，由华北石油管理局钻井三公司32864钻井队施工。
该井于1990年3月1日第一次开钻，用φ444.5mm钻头钻至井深208.5m，φ339.7mm表层套管下至井深206m。
3月4日第二次开钻，用φ311mm钻头钻至井深1593.96m，φ244mm技术套管下至井深1589.41m，水泥返至井深398m。
3月21日第三次开钻，用φ215.9mm钻头钻至井深2974.8m。
（1）地层及钻井液密度（见表1）
表1地层及钻井液密度
地层
井段（m）
设计钻井液密度
（g/cm3）
实际钻井液密度
（g/cm3）
平原组
0—290
井深2620m以前，小于1.20
井深2620m以后，1.25－1.30
2800m：
1.30
2903m：
1.32
2974m：
1.33－1.34
明化镇组
290—1600
馆陶组
1600—2150
东营组
2150—2620
沙一段
2620—2900
沙三段
2900—3200
注∶钻进中甲方要求乙方严格按设计钻井液密度施工
（2）邻井钻遇的复杂情况
①距离高101－3井1.25公里处的高9井，井深3149.25m处的沙三段地层压力系数为1.269。
但是，高9井钻至井深2924.20m时曾发生强烈井喷，当时使用的实际钻井液密度为1.45g/cm3。
②距离高101－3井0.75公里的高59井，井深3181m处的地层压力系数为1.07，但高59井钻至井深2961.96m时曾发生过严重气侵，槽面气泡占70－100%，油花占2－3%，钻井液密度由1.37g/cm3降低到1.25g/cm3。
（3）井控装置
高101－3井装备有KPY－350型液压防喷器、35MPa节流管汇和FQK5型控制台。
（4）试压
试压12MPa，30分钟内压力降低0.4MPa（注：
应试压到额定工作压力）。
（5）井控管理制度落实情况
3月30日，钻井公司有关人员曾向该队传达并要求贯彻《关于冀东油田井控技术管理条例》和《华北油田井控技术管理条例》；4月6日钻井公司又召开干部会，传达冀东油田井控工作文件；4月8日，当该队钻至井深2837m时，钻井公司井控领导小组对该井钻开油气层前的井控工作进行了检查验收。
经钻井公司检查后，该队成立了井控小组，进行了一次防喷演习，安排了干部24小时值班，并制定了打开油气层时的坐岗制度；4月9日，冀东油田钻井办公室井控工程师也到该队检查了井控工作。
该井虽经过了多层次井控检查，但这些检查均未按井控技术条例，高标准、严要求、逐项逐点进行，如试压不符合标准等，造成了事故隐患。
2、事故发生经过
4月13日正常钻进，钻进情况见表2。
表24月13日的钻进情况
时间
井深（m）
进尺（m）
每米钻时（min）
20∶39
2964－2965
1
10
20∶44
22966
1
5
20∶46
2967
1
2
20∶52
2968
1
6
21∶05
2969
1
13
21∶20
2970
1
15
21∶28
2971
1
8
21∶30
2972
1
2
21∶35
2973
1
5
注∶按科学打探井要求，钻遇快钻时，应立即停钻观察，待搞清油气显示情况后再采取正确措施。
由于这一井段有6m快钻时，4月13日21∶25，按迟到时间计算，2966m井段的泥浆开始返至地面，此时泥浆密度从1.33g/cm3下降至1.30g/cm3，粘度由29s上升至36s，气测值达160mV，即全烃含量高达70%，6分钟后，气测值降为正常。
上岗副队长决定停钻观察，循环泥浆45分钟，约一个迟到时间（注：
循环时间过短，未将整个快钻时井段的泥浆全部返出就观察泥浆性能变化；坐岗制度也不落实，未观察到泥浆池液面的变化情况，也未吸取邻井井喷和严重气侵的教训）；
4月13日22∶00左右，2973m井段的泥浆返出地面，气测值达160mV，9分钟后气测值恢复正常，副队长决定接单根，接单根后，继续循环钻进到2974.8m；
13日23∶00，泥浆工测得钻井液密度为1.34g/cm3，粘度为30s；
23∶03发现井口涌泥浆，23∶08泥浆喷出转盘面1.5m，副队长让副司钻将方钻杆提出转盘面，自己关上半封防喷器，并报警，全队职工立即赶到现场；
23∶20听到一声巨响，天然气从钻台下升高短节处喷出，升高短节连同井口装置从φ244mm套管的接箍内滑脱，撞击引起天然气着火，火势高达立管最高处，随后被喷出的泥浆熄灭，但钻台上、下易燃物被引燃，全队职工使用灭火机将火扑灭；
23∶45第二股天然气喷出着火，火势高度与第一次相同，全队职工用灭火机和重晶石粉将火扑灭；
14日0∶05第三股天然气喷出，着火，高度与前同，全队职工用浸有泥浆并撒有重晶石粉的棉被和工衣将钻台上、下的火扑灭；
0∶20消防车赶到井场，用水枪将钻台和水龙带上的残火扑灭；
0∶45第四股天然气喷出，消防人员用高压水龙头对准井口降温，由于钻台上、下无残火，故未引起着火。
天然气从钻台下边朝指重表方向喷出，约10m远；
2∶20喷势渐弱，钻台下井口处大量涌水；
3∶20井垮，停喷，井口处涌水，流量约2030m3/h。
7∶15用水泥车向钻杆正挤水泥6次，共5.6m3。
压力升到15MPa（排量200L/min），3分钟后降至9MPa；
9∶00清除钻台下杂物，整改井口。
挖开后发现防喷器下的升高短节与φ244mm套管接箍脱扣错位。
用吊车吊起防喷器，卸下升高短节，然后将它坐入套管接箍内，用电焊将升高短节本体焊在φ204mm套管接箍台肩上；
16∶00反挤泥浆18.4m3，环空压力从15MPa降至0，涌水被压住；
15日11∶00又反挤泥浆15m3，打开防喷器，活动钻具，测得卡点深度为1900m。
3、事故原因分析
（1）发现油气显示后处理不当。
一是发现油气显示后未及时停钻观察；二是只停钻观察一个迟到时间，部分气侵泥浆返出后，由于经验不足，误认为井下已正常，未继续采取有效措施，导致4次间断井喷；
（2）钻井液密度设计不合理。
邻井地层压力系数为1.269，且发生过井喷和严重气侵，在高101－3井施工中，甲方要求乙方严格执行设计钻井液密度；
（3）该井是一口滚动开发井，但具有探井性质。
未按科学钻井要求及时作钻铤指数监测和用钻铤指数监测值及时调整钻井液密度；
（4）值班干部发现井涌后，虽及时关闭了防喷器，但没有按“软关井”程序办。
慌忙中，不管节流管汇是否出泥浆，就关上了半封防喷器，天然气膨胀，以较高的速度将残余泥浆推向井口，由于突然关井，使井口装置承受一股密度为1.33g/cm3的流体的冲击和震动，这些力和地层压力的合力作用于井口，结果使升高短节连同井口装置一起从φ244.5mm套管的接箍内滑脱，同时造成撞击起火；
（5）试压不符合井控技术条例规定，从而使薄弱环节未暴露出来，掩藏了事故隐患；
（6）升高短节和套管丝扣，未用丝扣规检查（注∶这种情况应引起各油田重视）；
（7）坐岗制度不落实。
本井从打开油气层到井喷失控，在钻井班报表、地质记录和泥浆记录中均无泥浆池液面记录。
案例三迪那2井井喷失控事故
专家点评：
该井发现溢流关井后开井放泥浆泄压是错误的行为，直接导致了立压再次升高以及在压井作业中达到66MPa时，引起节流管线与分离器连接的软管爆裂引起着火；地质设计对地层压力估计不足造成井口承压能力偏低。
1、基本情况
迪那2井位于塔里木油田东秋立塔克构造带东段迪那2号构造上，由大庆石油管理局60601井队承钻，井口安装了20"×133/8"×95/8"×51/2"－70套管头及35－70防喷器组。
2000年8月5日开钻，2001年4月4日四开，钻井液密度1.83g/cm3，4月19日钻至井深4742m后将密度提至1.85g/cm3。
2、事故发生经过
2001年4月29日4∶28钻至井深4875.59m时发现溢流，钻井液池液面上涨了1.2m3，4∶34关井，关井后测量钻井液池液面上涨了4.3m3，4∶50关井，观察立压为14MPa，套压为16MPa，计算地层压力为102.4MPa。
5∶00开节流阀卸压，立压降至2.5MPa，套压降至8MPa，卸压过程中又溢流17.7m3，总溢流达227m3。
5∶15关井观察，立压为27MPa，套压为33MPa，关下旋塞。
20∶30配密度为2.20g/cm3的重浆300m3，准备压井。
3、事故处理经过
事故发生后，塔里木油田分公司成立了抢险领导小组和现场领导小组，聘请中国石油股份公司高级顾问、中国灭火公司专家等参加抢险。
2001年4月29日22∶10井口打平衡压力24MPa，开旋塞失败，打压至30MPa开旋塞成功。
23∶10两台700型压裂车串联，采用密度为2.20g/cm3的钻井液正循环节流压井，压井排量为300－500L/min，立压控制在16－18MPa，套压控制在33－36MPa，注入18m3后，液动节流阀坏。
23∶20改用手动节流阀控制套压，继续节流压井，压井排量为300－500L/min，注入3m3后，压裂车供浆软管蹩脱。
23∶25关井，立压为38MPa，套压为41MPa，重新连接供浆管线。
23∶37开井，继续节流循环压井，压井排量为300-500L/min，控制立压为31MPa，套压为38MPa，注入3.6m3。
23∶45节流循环压井过程中，发现套压由38MPa迅速上升到55MPa，准备开放喷闸门放喷泄压，听到手动节流阀一侧发出异声，当决定立即撤离节流管汇处的人员时，发现套压升至66MPa，随后手动节流阀一侧爆裂起火，火舌长约40m，喷到监督房受阻后呈扇形漫延，宽约25m。
起火后井场发生10余次爆炸，人员全部撤离。
2∶00因火势漫延至钻台，绞车钢丝绳烧断，大钩游车砸断压井管线，天然气从钻具内直喷着火。
4∶00井架从半腰中烧倒，5∶00开始清理现场。
4、事故原因分析
（1）地层异常高压、高产是造成这起事故的主要原因。
我们对该井超高压、高产的地下情况认识不足，技术及工程准备不够，使得该井在揭开该目的层仅0.20m，突遇上百兆帕高压时，许多井控措施难以实施或奏效，是造成本次事故的主要原因；
（2）手动节流阀在高压条件下蹩脱，使节流管汇高低压串通，导致软管憋爆，是造成本次事故的直接原因；
（3）一次关井后现场人员开阀泄压，造成立压、套压快速上升，给压井作业增加了难度，是造成本次事故的一个次要原因。
5、经验教训
（1）通过本次事故，使我们深刻认识到库车山前地带地质情况复杂、构造千差万别，天然气资源丰富，高压、超高压气藏给钻井生产和井控技术提出了新的课题。
对异常高压气藏认识不够，导致思想、工程准备和技术措施不足，是本次事故应吸取的深刻教训；
（2）对山前高压气井井控管理难度认识不足。
虽然迪那2井的井控装置配套压力等级达70MPa，但仍然难以完全满足该井的井控作业要求。
此外，一些井控装备性能不完善和老化也给井控管理带来较大风险。
本井在压井过程中，节流管汇的70MPa高压阀件（液动节流阀和手动节流阀）在承压范围内，先后蹩坏失灵；
（3）根据迪那2井的事故教训和不断出现的高压、超高压气藏的实际情况，应尽快修改完善井控管理规定，组织召开针对高压、超高压气井的井控技术研讨会，并制定完善的井控技术措施，尽快落实到钻井生产工作中。
案例四港75井井喷失控事故
专家点评：
港75井井喷的原因是当时对井控工作不重视，没装防喷器是造成此次井喷失控的主要原因。
1、基本情况
港75井是位于大港油田港东断块的一口探井，钻探目的层为沙一。
由32155钻井队承钻。
实际井身结构为φ400mm钻头×106m+φ323.85mm表层套管×90.22m+φ247.7mm钻头×3051m（没装防喷器）。
1970年7月25日21∶40，32155钻井队钻至井深2962m，发生气侵显示，继续钻进，26日11∶15钻进至3019m，气侵、间隙井喷，喷出转盘面1m高，钻井液密度为1.12/cm3，加重至1.18g/cm3转入正常，16∶00钻进至3033m，19∶30至27日5∶50起钻完。
2、事故发生经过
1970年27日7∶00至15∶35下钻至2363m循环钻井液，期间钻井液从井口间隙外溢。
继续加重至1.22g/cm3，22∶40下钻完，出现间隙井喷出出转盘面1m高。
加重至1.24g/cm3正常，28日7∶26钻进至3044m，严重气侵，钻井液密度降至1.13g/cm3，后加重到1.24－1.31g/cm3转入正常，10∶00钻进至井深3051m，进尺7m，2－3m/min的快钻时，发生间隙井喷，10∶25发生强烈井喷。
将方补心喷出转盘，岩屑打击井架起火，后井内钻井液面下降，火自动熄灭。
相隔8分钟第二次井喷起火，40分钟后井架倒塌。
3、事故处理过程
用大炮将水龙头外壳打掉，消防车将火熄灭，在水龙头中心管上抢装闸门。
4、事故发生原因
（1）钻井没有安装防喷器，发生溢流后不能控制井口；
（2）钻进到3044m揭开油气层发生气侵后压稳应起钻补装井控装置；
（3）溢流压稳后没有认真循环观察后效，继续盲目打开油气层。
二、起钻过程的井喷事故案例：
案例一罗家16H井井喷事故
专家点评：
起钻前循环泥浆时间不够，岩屑气未全部排出，而是排至环空上部井段；起钻过程中调校顶驱4小时20分钟，未采取任何措施，而是继续起钻；坐岗制度不落实，未发现泥浆灌不进去，也未及时发现溢流；起钻灌泥浆不及时，最长时间为9柱灌一次泥浆；起钻过程中钻杆内、外溢泥浆，未采取任何措施就继续起钻。
在气层内钻进，起钻前应充分洗井，使岩屑气全部排出；起钻过程中，如需检修设备，检修结束后，应下钻至井底洗井，排出后效气体；起钻过程中，应严格执行规定灌泥浆；起钻时，如钻杆内喷泥浆，应及时分析原因，采取相应措施；严格落实坐岗制度，及时发现异常情况，及时采取措施。
1、基本情况
罗家16H井是四川油田川渝东部地区高陡构造上的第一口水平井，也是集团公司重点科技攻关项目的试验井。
该井由川东钻探公司川钻12队承钻。
2003年12月23日2∶29钻至井深4049.68m，层位为飞仙关，21∶55在起钻过程中发生强烈井喷，进而发生井喷失控，造成井场周边居民硫化氢中毒，导致重大人员伤亡，是一次特大井喷事故。
（1）项目投资方：
中油股份西南油气田分公司川东北气矿；
（2）构造位置：
四川盆地温泉井构造带东段罗家寨潜伏构造高桥高点附近；
（3）地理位置：
重庆市开县高桥镇小阳村1组（罗家2井同井场，距罗家2井井口3.8m）；
（4）设计井深：
垂深3410m斜深4289m；
（5）井别：
开发井；井型：
水平井（水平段长700m）；目的层：
飞三、飞一；
（6）开钻时间：
2003年5月23日；
（7）φ244.5mm套管下至井深2479m；
（8）发生事故时的作业方式：
起钻作业；
（9）、事故时间：
2003年12月23日21∶55分；
（10）事故地点：
罗家16H井；
（11）事故发生时的天气情况：
夜间大雾、风速为零（据开县气象局资料）；
（12）事故后果：
硫化氢中毒造成243人死亡。
2、事故发生经过
2003年12月23日2∶29用密度为1.43g/cm3、粘度为63s的泥浆钻至井深4049.68m，层位为飞仙关，设计泥浆密度为1.37－1.45g/cm3，实际泥浆密度为1.43g/cm3。
2∶29－3∶30循环泥浆；
3∶30－12∶00起钻至井深1948m；
12∶00－6∶20调校顶驱滑轨；
16∶20－21∶51继续起钻至井深209.31m；
21∶51－21∶54发现溢流1.1m3；
21∶55发出警报，并立即下放钻具（当时钻具已起至钻台面以上20m左右），同时发现泥浆从钻杆水眼内和环空喷出，喷高5－10m，钻具上顶2m左右，大方瓦飞出转盘，不能座吊卡，无法抢接回压凡尔，发生井喷；
21∶55－21∶59关球型防喷器和半封防喷器，钻杆内喷势增大，液、气一起喷至二层台；
21∶59－22∶08立即抢接顶驱，由于钻杆内喷出液气柱的强烈冲击，抢接顶驱不成功，钻具上顶撞击顶驱着火；
22∶08－22∶10关全封防喷器，顶驱火自灭，钻杆内失控。
3、事故处理经过
12月27日8∶00，马富才总经理、苏树林副总经理亲临一线指挥，由中国石油集团公司、四川石油管理局、西南油气田分公司的14名专家及技术人员组成的前线总指挥部和75名抢险队员组成的10个抢险施工组共89人，进入罗家16H井井场，并在高桥设立二线指挥部。
8∶00∶－9∶36压井施工准备，3条放喷管线放喷，井口压力为13MPa；
9∶36－10∶15用3台压裂车向井内注密度为1.85－2.0g/cm3的压井泥浆182.9m3，井口施工压力最高达48MPa；
10∶15－10∶45用2台泥浆泵注入浓度为10％、密度为1.50g/cm3的桥塞泥浆27m3；
10∶45－11∶00用1台压裂车向井内注密度为1.85－2.0g/cm3的压井泥浆20m3，压井成功；
11∶00－24∶00处理井漏，吊灌泥浆；
12月28日－30日下钻通井，处理泥浆，准备打捞井下钻具。
4、事故原因分析
（1）罗家16H井储层暴露段长，且钻遇了高丰度、不均质、裂缝发育的异常带。
本井储层已暴露段长达414.68m，是同井场罗家2井储层暴露段长度的10余倍；碳酸盐岩地层储层不均质，井底有11m钻时快，说明钻遇了高丰度、不均质、裂缝发育异常带，因此，该井气侵量比直井大得多，天然气上窜速度也比直井更迅猛，导致该井从发现溢流1.1m3到关井仅8分钟，井口便出现强烈喷势；
（2）高含硫、高产量天然气水平井钻井工艺不成熟。
该井为川东地区重点气藏飞仙关实施长段水平井钻井的科学试验井，水平段已钻长度达414.68m，尽管钻井液密度（1.43g/m3）已接近设计要求的上限（设计密度为1.37－1.45g/m3），但在直井钻井中能够保证压稳的液柱压力附加值能否在长段水平井钻井中确保压稳气层，尚属天然气水平井钻井工艺需要探索的内容；
（3）起钻前循环观察时间不够。
钻进排量为24－26L/s，从
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