ти-, восьми-) профилемер, позволяющий также исследовать азимутальное развитие желобных выработок в стволе скважины.
Как эффективные мероприятия для предупреждения прихватов можно использовать уменьшение фактической площади контакта труб со стенкой скважины, достигаемое в результате применения центрирующих приспособлений, УБТ профильного сечения, квадратных УБТ со смещенными гранями и т.д.
Около 50 % прихватов происходят вследствие заклинивания труб в результате огромной силы инерции колонны, предотвратить которую при высоких скоростях движения бурильного инструмента практически невозможно, так как бурильщик реагирует на появление затяжки или посадки только через 5−7 с после ее возникновения. Для торможения требуется 10−15 с, а общее время, в течение которого низ бурильной колонны взаимодействует со стенками скважины в момент посадки или затяжки, доходит до 25−30 с. Причем значение затяжки порой превышает допустимое, а значение посадки достигает веса бурильного инструмента. Для предотвращения заклинивания бурильной колонны необходимо четко контролировать нагрузки при спуске, подъеме, вращении и экстренно останавливать колонну при появлении малейших дополнительных сил сопротивления.
Для ликвидации прихватов широко применяются жидкостные ванны с применением в качестве рабочих агентов нефти, воды, кислот, щелочей, а также их комбинаций. Однако наиболее эффективны нефтяные ванны с использованием ПАВ, например с дисольваном. Механизм действия хими- чески малоактивных веществ (нефть, вода) до конца не изучен. Видимо, наряду с проникновением этих веществ в зону контакта труб с породой или с фильтрационной коркой, сопровождающимся смачиванием и смазыванием трущихся пар, происходят эрозия фильтрационных корок, образование в корках каналов, способствующих сообщению скважины с пластом и выравниванию давлений, повышение пластового давления в приствольной зоне скважины вследствие фильтрации нефти и воды в пласт при определенных условиях, в результате уменьшается перепад давления, действующий в зоне прихвата. Явления на границе сред металл − фильтрационная корка или порода, рабочий агент ванны − буровой раствор − стенка скважины − металл изучены недостаточно.
Для предупреждения миграции агентов ванн из зоны прихвата применяются буферные жидкости. Растворы, содержащие макромолекулярные соединения, обладают хорошо регулируемыми структурно-механическими свойствами (путем изменения концентрации полимера и подбора растворителей и разбавителей). Фильтратоотделение таких растворов крайне мало, несмешение их с буровым раствором и агентом ванны выгодно отличает их от других разделителей. При необходимости плотность жидкости, используемой в качестве буферной, может быть доведена до требуемых значений. Среди композиций указанных жидкостей в первую очередь могут найти широкое применение: а) раствор натурального каучука (НК) концентрацией 0,3−3,0 % в предельных углеводородах (бензине, керосине, дизельном топливе); б) раствор синтетических каучуков (СК) концентрацией 0,5−5,0 % в предельных или ароматических углеводородах (дизельном топливе, ароматизированном газоконденсате, сланцевом конденсате, ксилолах и др.); в) раствор полистирола концентрацией 0,2−3,0 % в ароматических углеводородах; г) растворы поливинилацетата в простых и сложных эфирах.
215
С точки зрения экономичности наиболее целесообразно применение растворов НК и СК, приготовляемых из соответствующих латексов.
Причинами безрезультатной установки ванн являются: несоответствие их виду прихвата; несоблюдение определенной технологически необходимой и достаточной последовательности проведения работ; значительная задержка во времени после возникновения прихвата; недостаточно выбранный объем рабочего агента для полного перекрытия зоны прихвата, уменьшения перепада давления и проведения необходимого цикла работ, непринятие мер по предупреждению миграции рабочего агента из зоны прихвата; смешивания его с буровым раствором, а также флокуляции барита в растворе.
Взрыв (в сочетании с прихватоопределителями) также можно рекомендовать для ликвидации прихватов, причем наиболее эффективно немедленное его использование с целью встряхивания колонны труб (применяют гибкие торпеды) и ликвидации заклинивания долота (применяют фугасные торпеды).
Для ликвидации прихватов используют гидроимпульсный способ, при котором реализуется эффект упругих колебаний колонны труб и жидкости при резком снятии предварительно созданных в них напряжений вследствие избыточного давления внутри колонны труб.
Этот способ наиболее эффективен для устранения прихватов, вызванных действием перепада давления, а также сальников и осыпей пород, реже − желобообразованием.
Ликвидация прихватов
Действия исполнителя при ликвидации прихвата базируются на совокупности накопленного им опыта и имеющейся информации о причи- не происшедшего прихвата и заключаются в выборе наиболее эффективного способа для конкретного случая и последовательном применении или чередовании различных способов.
Согласно существующим представлениям о причинах прихватов выделяются три основные категории прихватов (по терминологии теории статистических решений − «состояние природы»): θ1 − прихват под действием перепада давления; θ2 − заклинивание (в том числе при спусках-подъемах, вращении, в желобных выработках); θ3 − прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины (при обваливании пород, сальникообразовании, оседании утяжелителя, шлама, течении высокопластичных пород и т.д.).
Результативность известных способов ликвидации прихватов во многом определяется «состоянием природы». Так, использование ванн наиболее результативно при ликвидации прихватов, происшедших под действием перепада давления, а устройства импульсного воздействия (яссы, вибраторы) наиболее эффективны при ликвидации прихватов, вызванных заклиниванием. Существующие способы ликвидации прихватов классифицируются по четырем группам (по терминологии теории статистических решений − «действия»): a1 − установка ванны; a2 − механическое, гидромеханическое и другие виды импульсных воздействий; a3 − обуривание труб; a4 − установка моста и забуривание нового ствола.
Критерием оценки сравнительной эффективности способов принимается время T, затраченное на ликвидацию прихвата, которое определяется
216
с учетом проведения необходимых операций при производстве работ (расхаживание и определение зоны прихвата, подготовка агента ванны, его закачивание и продавливание, время воздействия или сборка ясса, отвинчи- вание и подъем свободной части колонны, спуск ясса, соединение с прихваченными трубами, промывка, работа яссом и т.д.).
Расхаживание прихваченной колонны
Расхаживание (натяжение и посадка) колонны труб и отбивка ее ротором не считаются самостоятельным методом освобождения прихва- ченной колонны, за исключением некоторых легких случаев прихватов. Способ расхаживания и значения нагрузок зависят от вида прихвата.
В случае прихвата под действием перепада давления необходимо производить расхаживание с помощью талевой системы и отбивание ротором при максимально допустимых для данных условий нагрузках и числах оборотов. Если в течение 30 мин интенсивного расхаживания инструмент освободить не удалось, необходимо снизить нагрузку до значения, не превышающего 15 % веса свободной части инструмента, чтобы не допустить распространения зоны прихвата вверх по стволу. Расхаживание должно быть непрерывным.
При освобождении инструмента, прихваченного вследствие сальникообразования, расхаживание ведется таким образом, чтобы не допустить уплотнения сальника чрезмерной посадкой и особенно натяжкой колонны труб или гидравлическим давлением при интенсивном восстановлении циркуляции. Натяжка при расхаживании не должна превышать 100 кН (при условии непревышения давления при промывке). Если колонна труб движется в ограниченных пределах, бурильщик обязан провернуть ее ротором и продолжать вращение на первой скорости, а также попытаться восстановить циркуляцию и промыть скважину. Дальнейшие работы должны проводиться под руководством бурового мастера и мастера или инженера по сложным работам.
Если прихват труб произошел вследствие обвалообразования, оседания шлама, утяжелителя или заклинивания в желобе, освободить их расхаживанием не удастся. Поэтому в этих случаях колонну труб необходимо расхаживать с нагрузками, не превышающими вес ее свободной части.
При расхаживании следует строго руководствоваться прочностными характеристиками бурильных труб. В отдельных случаях допускается расхаживать колонну труб с обеспечением запаса прочности 1,3, но при этом необходимо тщательно проверить индикатор веса, талевую систему, подъемные механизмы, тормозную систему, вышку, фундаменты.
Установка жидкостных ванн
Необходимость установки ванн определяется на основе тщательного изучения характера прихвата, установления вероятностных при- чин его возникновения с учетом выбора способа ликвидации прихвата.
Применение ванн как способа ликвидации прихвата − наиболее распространенный и действенный метод. Однако нередко он оказывается безрезультатным вследствие того, что: при выборе метода ликвидации прихвата не учитывают вероятные причины его возникновения; не соблюдают определенную, технологически необходимую и достаточную последова-
217
тельность производства работ; ведут его со значительной задержкой во времени после возникновения прихвата; выбирают объем агента недостаточный для полного перекрытия зоны прихвата, снижения перепада давления и производства необходимого цикла работ; не принимают меры, предупреждающие самопроизвольное перемещение агентов ванны из зоны прихвата и их смешение с буровым раствором в скважине, а также флокуляцию частиц утяжелителя и выпадение его в осадок; агент выбирают без учета физико-механических свойств и физико-химической активности в определенных геолого-технических условиях.
Когда инструмент, находясь в интервалах, представленных проницаемыми отложениями, оказывается без движения и соприкасается со стенкой скважины, он начинает вдавливаться в глинистую корку и вытеснять из-под себя глинистый раствор и неплотные слои корки. Глубина внедрения инструмента в корку будет зависеть от значения начальных прижимающих сил и от вращения неподвижного контакта. Чем выше проницаемость глинистой корки и породы, тем быстрее протекает этот процесс. Этим объясняется тот факт, что прихваты быстрее происходят в свежевскрытых интервалах проницаемых пластов, где глинистая корка не успевает уплотниться и имеет высокую проницаемость.
В качестве агентов ванны могут быть использованы нефть, вода, кислоты, щелочи и другие продукты. Однако наиболее распространенным и эффективным агентом является нефть, в связи с чем методику установки жидкостных ванн целесообразно показать на примере применения нефти.
Метод установки нефтяных ванн наиболее эффективен при ликвидации прихватов, происшедших в интервалах проницаемых пород, вызванных действием перепада давления, и не рекомендуется при ликвидации прихватов, происшедших вследствие заклинивания труб посторонними предметами или обрушившейся горной породой, в желобных выработках, в суженной части ствола скважины или в нарушенной обсадной колонне.
Нефтяная ванна должна быть установлена сразу же после возникновения прихвата.
Для установки ванны рекомендуется использовать безводную высокоподвижную малопарафинистую нефть малой плотности. Для повышения поверхностной активности в нее добавляются ПАВ (дисольван, сульфонол, НЧК ОП-10) 1−2 % объема ванны, для равномерного распределения в нефти они перемешиваются. При вскрытии высокопроницаемых пластов и возникновении прихватов для установки ванн можно использовать окисленный петролатум или СМАД-1. Объем нефти для ванны определяют из расчета максимально допустимого снижения перепада давления в зоне прихвата или перекрытия ею верхней границы на 50−100 м.
В случаях ликвидации прихватов в районах с малоизученными геологическими условиями (когда пластовое давление неизвестно) или при предварительном снижении плотности промывочной жидкости в скважине до минимально допустимой объем нефти для ванны определяется по формуле
Q = 0,785(K22D2 − dí2 )(H + h) + 0,785dâ2h,
ãäå Q − объем нефти для ванны, м3; K − коэффициент кавернозности ствола в зоне прихвата; D − диаметр долота, м; dí, dâ − диаметр бурильных труб соответственно наружный и внутренний, м; H − интервал прихваченного
218
участка колонны, м; h − расчетная высота подъема нефти выше верхней точки в бурильных трубах, м.
После определения объема нефти проводится проверочный подсчет гидростатического давления в стволе скважины на момент максимального облегчения столба жидкости, чтобы не допустить нефте-, газопроявлений. Гидростатическое давление не должно превышать пластовое в скважинах глубиной до 1200 м на 10−15 %, глубиной более 1200 м на 5−10 %.
Нефть в трубах и затрубном пространстве распределяется исходя из конкретного состояния скважины и необходимой частоты восстановления циркуляции (во избежание ее потери), а также общего времени действия ванны. В общем случае объем избыточной нефти в бурильных трубах Q (â ì3) может быть определен из выражения
Q = ngT,
ãäå n − число операций по восстановлению циркуляции; g − объем прока- чиваемой жидкости за одну операцию, м3; T − время продавливания нефти в затрубное пространство, ч.
Для предупреждения самопроизвольного вертикального перемещения нефти по стволу скважины и увеличения времени действия агента ванны в зоне прихвата перед нагнетанием нефти и продавочной жидкости необходимо закачать порцию буферной жидкости для заполнения 150−200 м затрубного и трубного пространства.
Буферная жидкость приготовляется из применяемого бурового раствора путем его обработки реагентами-структурообразователями до полу- чения максимально возможных значений вязкости и статического напряжения сдвига. Водоотдача жидкости буферной пачки не должна превышать водоотдачу промывочной жидкости в скважине.
В местах смешения с буровым раствором буферная жидкость не должна вызывать его коагуляцию. В качестве реагентов-структурообра- зователей рекомендуется применять: при температуре до 100 °С − крахмал, 100−150 °С − КМЦ, более 150 °С − метас с каустической содой. В каждом конкретном случае рецептура для получения буферной жидкости подбирается лабораторией промывочных жидкостей.
Потребный объем продавочной жидкости Vïð (â ì3) определяется по формуле
Vïð = 0,785[d2(L − hí − há)],
ãäå d − внутренний диаметр бурильных труб, м; L − глубина скважины от устья до места расположения долота, м; hí, há − соответственно высота нефти и буферной жидкости в трубах, м.
Установка нефтяных ванн производится, как правило, через заливоч- ную головку, имеющую не менее двух отводов, оборудованных трехходовыми кранами высокого давления. Колонна бурильных труб частично разгружается и подвешивается на роторе.
Заливочная головка обвязывается с цементировочными агрегатами двумя и более раздельно идущими к ней нагнетательными линиями, опрессованными на требуемое давление. Для проведения работ по установке ванн в сложных геологических условиях или на больших глубинах (в зависимости от конкретной ситуации района) используется не менее двух цементировочных агрегатов. Кроме того, в систему обвязки вводятся два агрегата, готовые в любой момент включиться в работу.
219
Агенты ванны нагнетаются в скважину цементировочными агрегатами в следующей последовательности: буферная жидкость − нефть − буферная жидкость − продавочная жидкость при максимально возможной подаче агрегатов, при этом скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не должна превышать это значение в процессе бурения данного интервала.
Максимальное ожидаемое давление при установке ванны наблюдается к моменту начала выхода нефти из труб
pmax = gL(ρp − ρí ) + p,
ãäå ρð, ρí − плотность соответственно бурового раствора и нефти; p − давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении жидкостей в трубах и затрубном пространстве.
Значение pmax ограничивается внутренним давлением, при котором проведена опрессовка бурильной колонны на максимальное рабочее давление. При превышении давления в процессе продавливания сверх максимально ожидаемого необходимо уменьшить скорость закачивания продавочной жидкости во избежание нарушения герметичности и целостности колонны бурильных труб и элементов обвязки. После закачивания продавочной жидкости краны на заливочной головке закрываются, и (в зависимости от причины прихвата) колонна разгружается на определенную часть ее веса или оставляется под натяжкой на талевой системе.
После установки ванны колонна труб расхаживается во избежание распространения зоны прихвата. Периодичность профилактических расхаживаний устанавливается в зависимости от конкретных геолого-физи- ческих условий, но не менее двух раз в 1 ч.
К расхаживанию для освобождения инструмента приступают через 4−6 ч действия ванны (с учетом конкретной ситуации).
Через каждый час после начала расхаживания проверяется наличие сифона в трубах, и часть нефти из труб (порциями по 0,5−0,7 м3) продавливается в затрубное пространство. Периодичность продавливания определяется конкретными условиями в скважине.
После ликвидации прихвата проводятся промывка с вымывом нефти на устье, подъем колонны труб из скважины с тщательной проверкой их качества, включая дефектоскопию, и последующая проработка ствола в осложненном интервале.
Вымытая из скважины нефть сохраняется и может быть использована при установках последующих ванн.
Если в течение 12−16 ч после установки ванны прихват ликвидировать не удалось, циркуляцию восстанавливают, скважину промывают, выравнивают параметры бурового раствора и повторно устанавливают нефтяную ванну. Число ванн определяется конкретными условиями района, однако устанавливать более трех-четырех ванн не рекомендуется.
В случае прихвата труб в карбонатных и глинистых отложениях необходимо в качестве агента ванны применять кислоту. Используются техни- ческая соляная кислота 8−14%-ной концентрации, смеси соляной кислоты и воды или нефти, а также 15−20%-ной соляной и 40%-ной плавиковой кислот, причем соотношение компонентов смеси подбирается опытным путем исходя из условия активного действия смеси кислот на образцы пород.
Для уменьшения вредного влияния кислоты на бурильные трубы и оборудование следует применять ингибиторы коррозии.
220
Практика показывает, что около 80 % прихватов, происшедших под действием перепада давления, ликвидируются установкой нефтяных ванн. Разумеется эффект действия ванны зависит от своевременности ее установки.
Другое важное обстоятельство − время воздействия агента ванны в зоне прихвата. Анализом промысловых данных (по Краснодарскому краю) установили, что 75 % прихватов ликвидируются при действии агентов ванны в течение 4 ч.
Время действия ванны, после которого инструмент освобождается, зависит также от перепада давления, вызвавшего прихват инструмента.
Установлено, что в большинстве случаев эффективны ванны из легких нефтей с добавками дисольвана до 1 %.
В качестве буферной жидкости используется вода, закачиваемая из расчета заполнения не менее чем 50 м высоты затрубного пространства и бурильных труб.
Использование взрывного способа для ликвидации прихватов
Взрыв при ликвидации прихвата осуществляется для «встряхивания» инструмента; отвинчивания колонны; обрыва труб с целью освободить свободную часть колонны.
«Встряхивание» целесообразно проводить в тех случаях, когда прошло незначительное время от начала возникновения прихвата и когда предполагаемая длина прихваченной зоны может быть перекрыта общей длиной торпеды.
При отвинчивании колонны с использованием взрыва в большинстве случаев удается освободить весь инструмент или большую его часть путем многократного отвинчивания в сочетании с промывкой инструмента и скважины через разъединенную колонну труб. Обрыв труб применяется тогда, когда другие методы ликвидации аварии оказываются безуспешными или их применение экономически невыгодно.
Работы по торпедированию труб и выбор зарядов торпед для различ- ных целей проводятся в строгом соответствии с «Инструкцией по освобождению прихваченного бурильного инструмента торпедированием».
При «встряхивании» труб выполняются следующие операции: производится расхаживание труб, а если не потеряна циркуляция, то и
промывка скважины; определяется зона прихвата;
собирается торпеда заданной длины, спускается в скважину и устанавливается против всей зоны прихвата или над долотом при его заклинивании;
проводится натяг труб с максимально допустимой силой и крутящим моментом;
осуществляется взрыв; поднимается колонна труб (в случае необходимости проводится ее
расхаживание).
При отвинчивании труб необходимо:
провести расхаживание и, если не потеряна циркуляция, промыть скважину;
закрепить резьбовые соединения бурильных труб;
221
наметить место отворота труб и разгрузить резьбовое соединение, намеченное для отвинчивания, от веса верхней части колонны (место отворота выбирается в устойчивой части разреза в интервале отсутствия каверн); посадить натянутую колонну труб на трубные клинья, чтобы предот-
вратить ее смещение относительно стола ротора; приложить к колонне труб обратный впадающий момент (против часо-
вой стрелки), равный 1/3, но не более 1/2 закручивающего момента, и застопорить колонну;
опустить торпеду ТДШ, установить ее в намеченном интервале и взорвать;
поднять из скважины кабель с остовом торпеды, грузом и головкой или держателем;
расстопорить ротор и приступить к развинчиванию труб.
При отвинчивании последовательно выполняются следующие дополнительные операции:
промывается затрубное пространство через разъединенную колонну труб без ее подъема или, если не удается возобновить циркуляцию, с подъемом одной или нескольких труб;
колонна свинчивается; снова определяется верхняя граница прихвата;
проводятся все операции по отвинчиванию на глубине, где прибором определена граница прихвата;
после разъединения колонны труб на новой глубине все операции повторяются (промывка, отвинчивание, определение верхней границы прихвата, новое отвинчивание на большей глубине) до тех пор, пока не будет освобожден весь инструмент или большая его часть;
при опасности увеличения зоны прихвата за счет прижатия труб под действием перепада давления производится расхаживание инструмента, оставленного без движения.
Работы по отвинчиванию могут проводиться в комплексе с обуриванием прихваченной колонны труб.
Работы по обрыву труб выполняются в следующем порядке:
трубы расхаживаются, а если не потеряна циркуляция, то скважину промывают;
определяется верхняя граница прихвата; торпеда собирается, спускается в скважину и устанавливается в за-
данном интервале (желательно против резьбового соединения); осуществляется натяг с максимально допустимой нагрузкой; взрывается торпеда; из скважины поднимаются кабель, груз и колонна труб, иногда после
предварительного расхаживания и промывки.
Гидроимпульсный способ ликвидации прихватов
Гидроимпульсный способ (ГИС) рекомендуется для ликвидации прихватов, вызванных действием перепада давления, заклиниванием колонн в желобных выработках или обломках породы. Необходимым условием при этом является нахождение нижней части колонны бурильных труб на некотором расстоянии от забоя скважины, исходя из предположения, что ликвидация прихвата труб будет осуществляться методом сбивания колонны труб вниз.
222
Применение ГИС при отсутствии циркуляции допускается в случае, если прекращение движения жидкости вызвано частичным заполнением нижней колонны труб осадком шлама.
Способ основан на реализации эффекта разгрузки колонны труб резким снятием предварительно созданных напряжений растяжения в материале труб и напряжений сжатия жидкости, заполняющей полость труб.
Для создания указанных напряжений воздействуют на перекрытый верхний конец бурильных труб давлением жидкости, возникающим в полости труб после замещения находящегося в колонне бурового раствора другой жидкостью, например водой. Возникающий при этом перепад давления
∆p = gH (ρ1 − ρ2),
ãäå H − глубина погружения уровня раздела жидкостей в колонне; ρ1, ρ2 − плотность жидкости соответственно в затрубном пространстве и трубах.
Перепад давления, действуя на верхний закрытый конец бурильных труб, создает растягивающую нагрузку и соответственно растягивающие напряжения материала труб. При резком снятии возникших напряжений в скважине произойдут следующие процессы:
продвижение колонны в сторону забоя; снижение давления в трубах и затрубном пространстве и, как следст-
вие, переток бурового раствора из затрубного пространства в трубы со значительной начальной скоростью, приводящей к эрозии фильтрационной корки и осадков;
кратковременное снижение перепада давления в зоне прихвата вследствие понижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины.
При отсутствии положительного эффекта через 30 последовательных импульсов дальнейшие работы ГИС прекращаются.
Ограничениями к применению ГИС являются:
недостаточная плотность бурового раствора в скважине (ρ ≤ ≤ 1,35 г/см3);
негерметичность колонны труб; осложненность ствола скважины (осыпи, обвалы, зашламленность и
ò.ï.).
Применение ударных устройств
Ясс ударный (табл. 7.5) предназначен для освобождения прихваченной бурильной колонны приложением к ней ударных нагрузок при расхаживании. Ясс ударный (рис. 7.12) состоит из корпуса и шпинделя.
Ò à á ë è ö à 7.5
Техническая характеристика ударных яссов
|
Наружный |
Диаметр |
Длина |
Присоединительные резьбы |
Длина, |
Общая |
||
Обозна- |
диаметр |
канала |
свободно- |
|
|
|||
верхнего |
нижнего |
|||||||
чение |
корпуса, |
шпинделя, |
ãî õîäà |
ìì |
масса, кг |
|||
|
ìì |
ìì |
ÿññà, ìì |
конца |
конца |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ßÓ-235 |
235 |
75 |
2000 |
Ç-171 |
Ç-147 |
7200 |
1220 |
|
ßÓ-215 |
215 |
75 |
2000 |
Ç-171 |
Ç-147 |
7200 |
1185 |
|
ßÓ-190 |
190 |
75 |
2000 |
Ç-147 |
Ç-147 |
6600 |
1040 |
|
ßÓ-170 |
170 |
75 |
2000 |
Ç-147 |
Ç-147 |
6550 |
770 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
223 |
|
Рис. 7.12. Ясс ударный
Рис. 7.13. Ясс ударно-вибрацион-ный
Корпус скомпонован из переводника 1, двух кожухов 3, муфты соединительной 5 и нижней муфты 8, в которой помещены самоуплотняющиеся манжеты 9.
Шпиндель состоит из квадратной штанги 4, головки 6 и направляющей трубы 7. На верхний конец квадратной штанги навернута воронка 2 для направления груза ДТШ. Двухметровый свободный ход ясса предотвращает распространение над ним прихвата.
При расхаживании колонны бурильных труб в яссах ЯУ-235 и ЯУ-215 удары сверху вниз наносятся соединительной муфтой корпуса по верхнему торцу головки, а удары снизу вверх – по нижнему торцу головки нижней муфтой корпуса ясса. В яссах ЯУ-190 и ЯУ-170 удары сверху вниз осуществляются по кольцевому выступу направляющей трубы, а снизу вверх − по
224