ПРИЧИНЫ ОБРАЗОВАНИЯ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как правило, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации нефтяного газа для подачи стороннему потребителю. Глубокое обезвоживание нефти позволяет получить товарную нефть с планируемой остаточной обводнённостью в соответствии с требованиями технических условий ГОСТ Р 51858—2002. Ступень обессоливания нефти 8 необходима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе товарной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66,7 кПа при температуре 37,8 °С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле.

Далее товарная нефть направляется на узел контроля её качества, то есть соответствия техническим условиям ГОСТ Р 51858—2002, и коммерческого учета её количества (УУН — узел учета товарной нефти) 11. После оформления документов (подписания акта приёма-сдачи товарной нефти и её характеристики) товарная нефть насосами внешней перекачки (НВП) 12 поступает транспортной (как правило, трубопроводной) организации для её дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ).

Если скважинная продукция обводнена более чем на 20% масс., то на ДНС может быть запроектировано предварительное обезвоживание (сепарация нефти и воды) скважинной продукции. При этом основное технологическое требование действующих норм заключается в том, чтобы сбрасываемые пластовые воды имели качество, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды) и направление их непосредственно на кустовые насосные станции (КНС) 16 системы поддержания пластового давления

(ППД).

При глубоком обезвоживании нефти 7 дренажная вода направляется на очистные сооружения (ОС) 15, где нефтепромысловые сточные воды очищаются от остаточной капельной нефти и механических примесей до показателей качества воды, обеспечивающих оптимальную закачку их в продуктивные пласты. С очистных сооружений вода направляется на кустовые насосные станции (КНС) 16, откуда она по высоконапорным водоводам поступает в нагнетательные скважины 17.

Дефицит воды для поддержания пластового давления восполняется за счет внешних ресурсов (источников):

>водоемов пресной воды,

>водоносных горизонтов и т.д.,

откуда водозаборами 13, пресная (или минерализованная) вода поступает на установку подготовки пресной (или минерализованной) воды 14, затем на КНС 16 и по высоконапорным водоводам в пласт через нагнетательные скважины 17.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Принципиальная технологическая схема ДНС с предварительным сбросом воды.

Технологический комплекс сооружений ДНС в зависимости от обводненности добываемой продукции включает:

1)первую ступень сепарации нефти;

2)предварительный сброс воды (при необходимости);

3)нагрев продукции скважин (при необходимости);

4)транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5)бескомпрессорный (как правило) транспорт нефтяного газа первой ступени на ЦПС, ГПЗ и др.;

6)транспорт, при наличии предварительного сброса, подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7)бригадный учет нефти, газа и подготовленной пластовой воды;

8)закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов-деэмульгаторов) по рекомендациям научноисследовательских организаций.

Технологические расчеты, выбор оборудования и аппаратуры должны производиться на основе данных материального баланса.

На ДНС должны предусматриваться аварийные горизонтальные технологические емкости, рассчитанные на рабочее давление сепарации.

Принципиальная схема сбора нефтяного газа на месторождении и пути его утилизации.

Для сбора нефтяного газа и передачи его потребителям на площадях нефтяных месторождений сооружают систему газопроводов и компрессорные станции.

При самотечной системе сбора с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

По назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы 1, сборные коллекторы 2 и нагнетательные газопроводы 3.

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для: 1)подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин; 2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин; 3)подачи газа дальним потребителям; 4) подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора: если газосборный коллектор представляет собой одну линию от куста скважин до КС, газосборная система называется линейной; если газосборные коллекторы сходятся в виде лучей к одному пункту, газосборная система называется лучевой. При кольцевой системе газосборный коллектор огибает площадь нефтяной структуры и для большей его маневренности в работе на нем делают одну или две перемычки.

При выборе системы сбора нефтяного газа руководствуются следующими соображениями:

-обеспечение бесперебойности подачи газа;

-маневренности системы, удобства обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Кольцевая система сбора газа имеет существенное преимущество в том, что, в случае аварии на каком-либо ее участке, можно перекрытием отключающих задвижек обеспечить бесперебойную подачу газа с остальных участков.

16. Осложнения в эксплуатации нефтепромыслового оборудования. Причины и следствия.

Твердые метановые углеводороды, парафины, присутствуют практически во всех нефтях. Их содержание может колебаться от следов до 20 – 28 %.

Иногда их влияние на технологию и технику добычи, сбора и транспорта, подготовку и переработку нефти может быть решающим.

Отложения парафина в трубопроводах приводят не только к снижению их пропускной способности, возрастанию гидравлических сопротивлений, но и к увеличению стойкости водонефтяной эмульсии, для разрушения которой придется применять более высокие температуры или потребуется больший расход деэмульгатора.

Факторы, влияющие на отложение парафинов:

НЕОБХОДИМЫМИ условиями образования отложений являются:

Снижение температуры потока нефти до значений, при которых возможно выделение из нефти твердых парафинов. Необходимые температурные условия возникают прежде всего на внутренней стенке трубы. Прочное сцепление парафиновых отложений с поверхностью трубопровода. Перепад температур(с увеличением разницы между температурами окружающей среды и потока нефти количество отлагающегося парафина пропорционально возрастает).

Практика показывает, что для предотвращения отложения парафина при добыче, хранении и транспорте нефти применяются:

теплоизоляция трубопроводов;

подогрев нефти;

поддержание пластового давления выше давления начала разгазирования;

добыча нефти в устойчивом турбулентном режиме;

повышение растворяющей способности нефти за счет использования нефтяных растворителей;

эффективные покрытия;

электромагнитное поле или ультразвук;

ингибиторы парафиноотложений.

Коррозия – это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:

1.Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла.

2.Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности.

3.Межкристаллитную коррозию – характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла).

4.Избирательную коррозию – избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.

5.Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.

По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию:

Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макроили

микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины коррозии:

Температура и рН воды; Содержание кислорода в воде; Парциальное давления СО2 Минерализация воды; Давление; Структурная форма потока.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.

Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на

технические (механические), химические и технологические.

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.

-для перекачки беспарафинистых серосодержащих нефтей используются металлопластмассовые трубы, коррозионно-стойкие гибкие трубы производства;

-для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до 150 оС.

Взависимости от коррозионных свойств скв продукции, условий экспл и коррозионной стойкости материалов рекомендуется предусматривать специальные способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:

Термобработка аппаратов, труб и сварных швов; Применение коррозионно-стойких материалов; Химическая нейтрализация агрессивной среды; Защита оборудования антикоррозионным покрытием; Применение ингибиторов коррозии.

Отложения солей в трубопроводах, так же как и отложения парафина, вызывают серьезные осложнения при эксплуатации нефтега-зосборных систем. Эффективность борьбы с отложениями солей в значительной степени зависит от изученности условий и механизма их образования, которая в настоящее время является еще недостаточной. Вопрос борьбы с отложениями солей применительно к обычным месторождениям, залегающим на сравнительно небольших глубинах, в какой-то мере исследован [15] и предложены некоторые методы предотвращения отложений и удаления отложившихся солей [2, 15, 20, 70, 93].

Интенсивное солеобразование при работе двух обводненных скважин явилось серьезным предупреждением, так как число подобных скважиниз года в-год увеличивается. В связи с этим было организовано и проведено исследование условий отложения солей в трубопроводах напромыслах объединения Грознефть. Своевременность указанногоисследования вскоре была подтверждена осложнениями, возникающими при эксплуатации системы совместного сбора и транспортанефти и газа на месторождении Хаян-Корт. Здесь стали наблюдаться солевые отложения в запорно-регулирующей аппаратуре се-парационных установок. —

Причины и механизм отложений неорганических соединений окончательно еще не изучены. Многие авторы считают, что основной причиной отложения солей в нефтепромысловом оборудовании является разложение двууглекислых солей кальция и магния в соответствии с уравнениями

Разложение двууглекислых солей в значительной мере зависит от

нарушения так называемого углекислотного равновесия, которое определяется соотношением между связанной и свободной углекислотой.

Поэтому интенсивность отложения солей возрастает по мере увеличения выделения углекислого газа из растворенного состояния, что может происходить при понижении давления или при повышении температуры в трубопроводе.

Шоу причину отложения солей видит в интенсивном испарении жидкой фазы, которое происходит при снижении давления в системе. При наличии в системе воды вместе с углеводородным газом испаряется и вода, что приводит к перенасыщению рассола и кристаллизации солей. Исследования Шоу связаны с возможностью закупорки призабойной зоны пласта при

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин, однако аналогичные явления могут наблюдаться

ив поверхностном оборудовании.

Кфизическим, методам относятся магнитный, ультразвуковой, электростатический, высокочастотный и отделение солей вместе с водой в отстойниках. Ультразвук, электростатические

ивысокочастотные поля применяются для местной обработки воды, так как они снижают солеобразование только в определенном месте во время воздействия на воду указанных полей. Ультразвук и высокочастотные поля не изменяют физических свойств воды, в связи с чем можно предположить, что в условиях нефтепромысловой практики эти методы будут мало эффективными.

Вотличие от перечисленных методов магнитная обработка воды влияет на физические свойства

исвойства растворенных в ней веществ. В связи с этим изменяется и процесс кристаллизации выпадающих из воды солей.

Все химические методы борьбы с отложениями солей делятся на две группы: 1) профилактические, предотвращающие отложения солей; позволяющие удалить осадок ранее образовавшихся солей.

17. Внутренняя коррозия трубопроводов. Причины, методы борьбы.

Коррозия – это разрушение металлов в результате химического или электрохимического воздействия окружающей среды, это окислительно-восстановительный гетерогенный процесс, происходящий на поверхности раздела фаз.

Хотя механизм коррозии в разных условиях различен, по виду разрушения поверхности металла различают:

1.Равномерную или общую коррозию, т.е. равномерно распределенную по поверхности металла.

2.Местную или локальную коррозию, т.е. сосредоточенную на отдельных участках поверхности.

3.Межкристаллитную коррозию – характеризующуюся разрушением металла по границам кристаллитов (зерен металла).

4.Избирательную коррозию – избирательно растворяется один или несколько компонентов сплава, после чего остается пористый остаток, который сохраняет первоначальную форму и кажется неповрежденным.

5.Коррозионное растрескивание происходит, если металл подвергается постоянному растягивающему напряжению в коррозионной среде. КР может быть вызвано абсорбцией водорода, образовавшегося в процессе коррозии.

По механизму протекания различают химическую и электрохимическую коррозию.

Химическая коррозия характерна для сред не проводящих электрический ток.

Коррозия стали в водной среде происходит вследствие протекания электрохимических реакций, т.е. реакций сопровождающихся протеканием электрического тока. Скорость коррозии при этом возрастает.

Электрохимическая коррозия возникает в результате работы множества макроили

микрогальванопар в металле, соприкасающемся с электролитом.

Причины коррозии:

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Как было отмечено выше, железо труб подвергается интенсивной коррозии в кислой среде при рН < 4,3 и практически не корродирует при рН > 4,3, если в воде отсутствует растворенный кислород. Если в воде есть растворенный кислород, то коррозия железа будет идти и в кислой, и в щелочной среде.

3. Парциальное давления СО2

Огромное влияние на разрушение металла труб коррозией оказывает свободная углекислота (СО2), содержащаяся в пластовых водах. Известно, что при одинаковом рН коррозия в углекислотной среде протекает более интенсивно, чем в растворах сильных кислот .

5. Минерализация воды

Растворенные в воде соли являются электролитами, поэтому увеличение их концентрации до определенного предела повысит электропроводность среды и, следовательно, ускорит процесс коррозии.

Уменьшение скорости коррозии связано с тем, что:

1)уменьшается растворимость газов, СО2 и О2, в воде;

2)возрастает вязкость воды, а, следовательно, затрудняется диффузия, подвод кислорода к поверхности трубы.

6.Давление

Повышение давления увеличивает процесс гидролиза солей и увеличивает растворимость СО2. 7. Структурная форма потока

Относительные скорости течения фаз (газа и жидкости) в газожидкостных смесях (ГЖС) в сочетании с их физическими свойствами (плотностью, вязкостью, поверхностным натяжением и т.д.) и размерами и положением в пространстве трубопровода определяют формирующиеся в них структуры двухфазных (многофазных) потоков. Можно выделить семь основных структур: пузырьковая, пробковая, расслоенная, волновая, снарядная, кольцевая и дисперсная.

Каждая структура ГЖС влияет на характер коррозионного процесса. 8. Биокоррозия, коррозия под действием микроорганизмов.

Итак, коррозионную агрессивность воды характеризуют природа и количество растворенных солей, рН, жесткость воды, содержание кислых газов.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, структуры потока и количественного соотношения воды и углеводородов в системе.

Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяются на

технические (механические), химические и технологические.

Кардинальным средством борьбы с коррозионным повреждением стальных труб является замена их на пластмассовые.

Для предотвращения внутренней коррозии нефтесборных трубопроводов в ОАО "Татнефть", например, выбраны следующие направления:

-для перекачки беспарафинистых серосодержащих нефтей используются металлопластмассовые трубы, коррозионно-стойкие гибкие трубы производства КВАРТ;

-для парафинистых нефтей применяются трубы со специальным защитным покрытием, выдерживающем температуру эксплуатации до 150 оС.

С 1988г. стеклопластиковые трубы безотказно работают в качестве НКТ, диаметр 89 мм. В основе последней разработки компании Ameron (Нидерланды), специализирующейся на выпуске стеклопластиковых труб для нефтяной промышленности - технология стальной полосы, применяемая компанией British Aerospace для изготовления высокопрочных оболочек двигателей космических ракет. Новый материал SSL - это ламинированный композитный материал, который сочетает преимущества высокопрочной стали с коррозионной стойкостью стекловолокна.

Задача надежности защиты от внутренней коррозии решается с помощью технологии футерования трубных плетей полиэтиленом и специальной конструкцией стыка. Однако, единой методики выбора типа покрытия в зависимости от свойств транспортируемой среды и условий эксплуатации трубопровода не выработано.

В начале 80-х годов в связи с ростом коррозионной активности добываемых жидкостей и увеличением протяженности трубопроводов стали применяться гибкие трубы. В первую очередь

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

гибкие трубы начали применяться в системе ППД на месторождениях с особо агрессивными средами В зависимости от коррозионных свойств скв продукции, условий экспл и коррозионной стойкости

материалов рекомендуется предусматривать специальные способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:

Термобработка аппаратов, труб и сварных швов; Применение коррозионно-стойких материалов; Химическая нейтрализация агрессивной среды; Защита оборудования антикоррозионным покрытием; Применение ингибиторов коррозии

18. Автоматизированные групповые замерные установки типа «Спутник».

Одной из важнейших функций промысловой системы сбора скважинкой продукции нефтяных месторождений является контроль дебитов добывающих скважин — информационная основа для мониторинга эффективности управления разработкой нефтяных месторождений. В настоящее время в промысловом обустройстве практически всех нефтяных месторождений используются автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник».

Установка типа Спутник состоит из двух блоков: технологического и аппаратурного. В технологическом блоке размешаются:

•емкость сепарационная со счетчиком жидкости ТОР,

•блок гидропривода переключателя скважин,

•переключатель скважин,

•запорная арматура.

В аппаратурном блоке устанавливаются:

•блок управления и индикации.

•блок питания.

Входные патрубки для подключения скважин расположены симметрично по обе стороны. Продукция всех подключенных к Спутнику скважин поступает в переключатель скважин многоходовой (ПСМ), из которого продукция одной из них направляется на замер через сепарационную ёмкость, а продукция остальных направляется дальше в общий трубопровод. В сепарационной емкости происходит накопление жидкости и ее сепарация от нефтяного газа. Отделившийся нефтяной газ также направляется в общий трубопровод. Поплавок в накопительной емкости через систему рычагов при достижении в нем верхнего предельною уровня жидкости перекрывает заслонку на газовой линии. Давление в сепарационной емкости повышается. При достижении перепала давления между сепаратором и выходным трубопроводом в пределах 0,08- 0,12 МПа клапан регулятора расхода открывается и накопившаяся в емкости жидкость через счетчик расхода ТОР выдавливается в общий трубопровод. При снижении перепада давления до 0,02—0,03 МПа клапан регулятора расхода перекрывается, поплавок через систему рычагов при достижении в нем нижнего предельного уровня жидкости открывает заслонку на газовой линии и цикл накопления жидкости в нефтегазовом сепараторе повторяется. В случае, когда заслонка на газовой линии закрыта, клапан регулятора расхода открыт, а уровень жидкости в сепараторе остается высоким, жидкость под действием перепада давления внутри сепаратора пропускается через счетчик расхода. Продолжительность протекания жидкости через счетчик зависит от дебита скважины по жидкости и нефтяному газу. При понижении уровня жидкости в накопительной емкости сепаратора ниже половины диаметра накопительной емкости заслонка на газовой линии начинает открываться и пропускать накопившийся газ в общий коллектор. Вследствие понижения давления в сепараторе клапан регулятора расхода закрывается и вновь происходит накопление жидкости.

Устройство регулирования расхода жидкости в замерном сепараторе обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик ТОР с постоянной скоростью, что позволяет осуществлять

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

измерение в широком диапазоне дебетов скважине относительно малой погрешностью. Время измерения устанавливается в зависимости от дебита скважин, способа добычи, состояния разработки месторождения и т.п. В установке предусмотрена возможность контроля работы скважин но отсутствию (за определенное время) сигналов от счетчика ТОР.

19. Промысловые резервуары и их оборудование.

Нефтяныерезервуары предназначаются для накопления, кратковременного хранения и учета «сырой» и товарной нефти. Группу резервуаров, сосредоточенных в одном месте, принято называть резервуарным парком.

Резервуарные парки, служащие для приема и хранении нефти, Прошедшей установку обезвоживания и обессоливаия, называются товарными парками.

Нефтяные резервуары строятся на месте; они могут быть металлическими или железобетонными, размешенными на поверхности земли, полузаглубленными и заглубленными под уровень земли. Полузаглубленные и заглубленные резервуары строятся только из железобетона.

Согласно ГОСТ резервуары строят емкостью от 100 до 10000 м'. На нефтяных резервуарах монтируется следующее оборудование.

Люк-лаз устанавливается на нижнем поясе резервуара и предназначается для проникновения людей внутрь резервуара при ремонте и очистке его от грязи, а также для освещения и проветривания резервуара при проведении этих работ.

Замерный люк служит для замера в резервуаре уровня нефти и подтоварной воды, а также для отбора проб пробоотборником. Внутри замерного люка расположена направляющая колодка, по

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

которой спускают в резервуар замерную ленту с лотом. Световой люк устанавливается на крыше резервуара над приёмо-раздаточным патрубком. При открытой крышке через него внутрь резервуара проникает свет и производится проветривание резервуара перед зачисткой или ремонтом.

Приемо-раздаточные патрубки предназначаются для присоединения к ним приемных или раздаточных трубопроводов снаружи резервуаров, а хлопушка н шарнир подъемной трубы помешаются внутри резервуара. Диаметры приёмо-раздаточных патрубков определяются заданной производительностью перекачиваемой нефти и колеблются в пределах 150— 700 мм. При выборе диаметра приемо-раздаточного патрубка исходят из скоростей движения жидкости в трубопроводах, принимаемых в пределах 0,5—2.5 м/с.

Хлопушка устанавливается для предотвращения утечек нефти из резервуаров при неисправности задвижек или аварийном состоянии трубопровода. Хлопушки могут быть управляемые и неуправляемые. При наполнении резервуара струя нефти силой давления приподнимает крышку хлопушки, а при остановке перекачки нефти крышка хлопушки под действием собственного веса опускается на свое место, закрывая трубу. При откачке нефти из резервуара крышка хлопушки открывается принудительно специальным устройством, состоящим из вращающегося барабана с наматывающимся на него тросом.

Перепускное устройство служит для выравнивания давления нефти с обеих сторон крышки хлопушки путем перепуска его из резервуара в приемо-раздаточный патрубок. Перепускное устройство устанавливается на всех резервуарах высотой более б м.

Подъемная труба монтируется внутри резервуара и предназначается для отбора нефти с требуемой высоты.

Дыхательный клапан автоматически сообщает газовое пространство резервуара с атмосферой в те моменты, когда в резервуаре создается предельно допустимое давление или вакуум в результате изменения температуры, а также при наполнении и опорожнении резервуара. Дыхательные клапаны рассчитаны на избыточное давление или вакуум в газовом пространстве резервуара 20-9.81 Н/м* (20 мч под. ст.).

Дыхательный клапан является ответственным элементом оборудования резервуара, в связи с чем исправному состоянию клапанов и правильной эксплуатации их должно уделяться особое внимание.

Гидравлический предохранительный клапан предназначается для ограничения избыточного давления или вакуума в газовом пространстве резервуара при отказе в работе дыхательного клапана, а также при недостаточном сечении дыхательного клапана для быстрого пропуска газа или воздуха. Предохранительные клапаны рассчитаны на несколько большее давление и вакуум, чем дыхательный клапан: на избыточное давление 588 Н/м* и разрежение 392 И/м. Гидравлический предохранительный клапан устанавливается в комплекте с огневым предохранителем. Предохранительный клапан заливают незамерзающими неиспаряющимися маловязкими жидкостями (раствор глицерина, этилен-гликоль и др.), образующими гидравлический затвор, через который происходит барботаж из резервуара излишней смеси газа с воздухом или вдох в резервуар недостающего для нормальной работы воздуха.