Плунжеры скважинных штанговых насосов

 

Плунжеры скважинных штанговых насосов имеют следую­щие исполнения:

П1Х — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце и хромовым покрытием наружной поверхнос­ти, П2Х — то же, без цилиндрической расточки на верхнем кон­це, П1А — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточ­кой на верхнем конце и азотированной наружной поверхнос­тью, П2А — то же, без цилиндрической расточки на верхнем конце, П1И — с кольцевыми канавками, цилиндрической рас­точкой на верхнем конце и упрочнением наружной поверхности методом напыления, П2И — то же, без цилиндрической расточ­ки на верхнем конце; П1НХ — с кольцевыми канавками, ци­линдрической расточкой на верхнем конце и хромовым покры­тием наружной поверхности и наружной присоединительной резьбой; П1НИ — с кольцевыми канавками, цилиндрической расточкой на верхнем конце, упрочнением наружной поверхно­сти методом напыления и наружной присоединительной резь­бой; ШНм — с манжетными (металлическими и неметалличес­кими) уплотнителями и наружной присоединительной резьбой (см. рис. 7.105 и таблицу 7.29).

Кроме указанных типов плунжеров, допускается конструк­ция плунжеров с гладкой цилиндрической поверхностью и с вин­товой канавкой.

Плунжеры изготавливаются из цельнотянутых, стальных труб с толщиной стенки от 5 до 9,5 мм и длиной 1200, 1500 и 1800 мм.

Для повышения износостойкости и коррозионной стойкости плунжера применяется хромирование. Толщина хромового по­крытия должна быть не менее 0,08 мм, микротвердость покры­тия - HV 7,5...11,0 ГПА (750... 1100 кгс/мм²).

Допускается вместо хромирования применять химико-тер­мическую (азотирование), термическую обработку (закалка ТВЧ) или нанесение порошковых покрытий. В качестве фи­нишной механической обработки наружной поверхности плун­жера должно применяться последовательно шлифование и по­лирование.

 

 

Таблица 7.29

Технические характеристики плунжеров

Шифр плунжера	Наружный диа­метр D (кратный 0,025) при допуске — 0,013, мм	Присоединитель­ная резьба d, мм	Длина L, мм
П1Х-27-12 П1А-27-12 П1Х-27-18 П1А-27-18	26,89-26,99	М24х1,5
П1Х-32-12 П1А-32-12 П1Х-32-18 П1А-32-18	31,65-31,75	М27х1,5
П1Х-38-12 П1А-38-12 П1Х-38-15 П1А-38-15 П1Х-38-18 П1А-38-18	38,00-38,10	М33х1,5
П1Х-44-12 П1А-44-12 П1Х-44-18 П1А-44-18	44,35-44,45	М38х1,5
П1Х-50-12 П1А-50-12 П1Х-50-18 П1А-50-18	50,70-50,80	М48х1,5
П1Х-57-12 П1А-57-12 П1Х-57-18 П1А-57-18	57,05-57,15	М50х1,5
П1Х-63-12 П1А-63-12 П1Х-63-18 П1А-63-18	63,40-63,50	М62х2
П2Х-27-12 П2А-27-12	26,89-26,99	М24х1,5
П2Х-32-12 П2А-32-12	31,65-31,75	М27х1,5
П2Х-44-12 П2А-44-12	44,35-44,45	М38х1,5
П2Х-44-18 П2А-44-18
П2Х-50-12 П2А-50-12 П2Х-50-18 П2А-50-18	50,70-50,80	М48х1,5
П2Х-57-12 П2А-57-12 П2Х-57-15 П2А-57-15	57,05-57,15	М50х1,5
П2Х-63-12 П2А-63-12 П2Х-63-18 П2А-63-18	63,40-63,50	М62х2
П2Х-70-12 П2Х-70-12	69,75-69,85	М62х2
П2Х-95-12 П2А-95-12	95,15-95,25	М82х2
П1И-27-12 П1И-27-18	26,89-26,99	М24х1,5
П1И-32-12 П1И-32-18	31,65-31,75	М27х1,5
П1И-38-12 П1И-38-15 П1И-38-18	38,00-38,10	М33х1,5
П1И-44-12 П1И-44-18	44,35-44,45	М38х1,5
П1И-57-12 П1И-57-18	57,05-57,15	М50х1,5
П2И-27-12	26,89-26,99	М24х1,5
П2И-32-12	31,65-31,75	М32х1,5
П2И-44-12 П2И-44-18	44,35-44,45	М38х1,5
П2И-57-12 П2И-57-15	57,05-57,15	М50х1,5
П2И-70-12	69,75-69,85	М62х2
П2И-95-12	95,15-95,25	М82х2
П1Нм-44-05	44,35-44,45	М38х1,5
П1Нм-57-05	57,05-57,15	М50х1,5
П1Нм-70-05	69,75-69,85	М62х2
П1Нм-95-05	95,15-95,25	М82х2

 

Рабочие поверхности цилиндра и плунжера рекомендуется выполнять с разной величиной твердости для обеспечения при­работки деталей и их минимального суммарного износа.

Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров скважинных штанговых насосов в зависимости от условий эксплуа­тации, приведены в табл. 7.30.

Таблица 7.30

Материалы, рекомендуемые для изготовления плунжеров

№ п/п	Материал	Условия эксплуатации
	Углеродистая сталь	Некорродирующая нефть без абразивных ком­понентов
	Закаленная углеродистая сталь или угле­ро­дис­тая сталь с твердохромированным пок­ры­тием	Некорродирующая нефть с малым коли­чест­вом абразива
	Углеродистая сталь с твердосплавным пок­ры­тием	Некорродирующая нефть с повы­шенным со­дер­жанием абразивных компонентов
	Углеродистая сталь, низколегированная сталь с твердохромированным покрытием	Обводненная нефть с невысокой коррозией со­леной водой и абразивными компо­нен­та­ми
	Углеродистая или нержавеющая сталь угле­ро­дистая сталь с твердохромированным пок­рытием	Обводненная нефть с повышен­ной кор­ро­зией соленой водой и абразивными компо­нен­тами
	Углеродистая или нержавеющая сталь угле­ро­дистая сталь с твердохромированным пок­ры­тием	Сильно обводненная нефть с повышенной кор­розией соленой водой, без абразивных ком­понентов
	Нержавеющая сталь с твердосплавным пок­ры­тием	Преимущественно обводненная нефть, для тя­желых условий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, с высоким содержанием абра­зив­ных компонентов
	Нержавеющая сталь с глиноземистым твер­дым покрытием	Соленая вода с нефтью, для тяжелых усло­вий коррозии соленой водой с СО2 и H2S, с вы­соким содержанием абразивных компо­нен­тов
	Плунжер с уплотнительным манжетами, улуч­­шенная углеродистая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преи­му­щест­вен­но абразивная, при очень низкой кор­ро­зии соленой водой
	Плунжер с уплотнительными манжетами и опор­ными кольцами, нержавеющая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преи­мущест­вен­но абразивная, с повышенной коррозией со­леной водой
	Плунжер с пазами для установки уплотни­тель­ных колец, улучшенная углеродистая сталь	Смесь нефти и соленой воды, преимущест­вен­но абразивная, при низкой коррозии со­ле­ной водой

 

В зависимости от величины зазора между плунжером и ци­линдром предусмотрены группы посадок, указанные в табли­це 7.31.

Таблица 7.31

Группы посадок сопряжения «плунжер — цилиндр»

Группа посадки	Минимальный зазор, мм	Максимальный зазор с учетом допуска на изготовление цилиндра и плунжера, мм
	0,0	0,063
	0,025	0,088
	0,050	0,113
	0,075	0,138
	0,100	0,163