体系温度高于最高温度TCT时、无论加多大的压力，体系也不能液化，故又将此温度称为临界凝析温度；
当体系压力高于PCP时，无论温度如何，体系也不能汽化，而以单相液体存在，故将此压力称为临界凝析压力。
（混合物的）临界压力都高于各组分的临界压力，混合物的临界温度则居于两纯组分的临界温度之间。
相包络线aCpCCTb把两相区和单相区分开，包络线内是两相区，包络线外所有流体都以单相存在。
由图2可知，两组分体系在温度高于临界温度Tc时仍可能有饱和液体存在，直至最高温度点M为止。
点M的温度TM是相包络区内气、液能够平衡共存的最高温度，称为临界冷凝温度。
同样，在压力高于临界压力pc时仍可能有饱和蒸气存在，直至最高压力点N为止。
点N的压力pN是相包络区内气、液能够平衡共存的最高压力，称为临界冷凝压力。
由此可知，两组分体系的临界点C、临界冷凝温度点M和临界冷凝压力点N并不重合，而纯组分的这三点是完全重合的。
临界冷凝温度和临界冷凝压力取决于体系中的组分及其含量。
正是由于两组分体系的临界点C、临界冷凝温度点M和临界冷凝压力点N并不重合，在临界点附近引起了一种奇特的反凝析（或称反常冷凝、倒退冷凝）现象。
即在临界点附近的相
包络区内，等温下降低压力可以析出液体（见线JH），等压下升高温度会使蒸气冷凝（见线LK）。
因此，在两组分体系相包络区的临界点C、临界冷凝温度点M和临界冷凝压力点N连线下面某一范围内就会出现反凝析现象。
而对于纯组分，这是完全不可能的。
现以图2中的两组分体系为例进行分析。
该体系在点J以上时为气相，至露点线的点J时开始有凝液析出。
然后，沿线JH等温下降低压力时穿过相包络区中不同数值的等气化率线，因而析出的凝液最初逐渐增多，达到某一最高值后则逐渐减少，至露点线的点H时全部气化，在点H以下又成为气相。
从点J开始有第一滴凝液析出到某一点凝液达到最高值即为该等温条件下的反凝析区。
应该指出的是，在天然气的开采、处理和输送过程中，只有当其温度、压力条件处于相包络区的反凝析范围内才会出现反凝析现象。
通常严重段塞流是一种发生在从向下倾斜或水平管道流入垂直管道提升系统的物理现象，对于这样的系统，在低液气比情况下，提升系统和管道中积累的液体阻塞了气体的通过，这就导致了管道内的气体压缩，当管道内的气压达到足够大，能对抗液柱压头时气体会膨胀，推动提升系统外的液柱流入分离器"
当液体段塞产生时，严重段塞流将导致没有液体或气体进入分离器，且有很高的液气比"这个现象的危害在于它导致的巨大压力和流体比率的波动"大量的液体产品会导致分离器的漫溢和关闭，气体产品的波动也会带来流动过程的操作问题，并且高的压力波动将降低产品的质量"严重段塞流对油田生产具有严重的危害性，特别在近海深水作业中，由于立管较长，一般能达到几百米甚至上千米，严重段塞流对生产设备的影响问题要比浅水生产时严重得多
严重段塞流具有压力波动大，高压降，周期性的特点，由此便会给油田生产带来一系列的问题，例如:
使未开采完的油田过早废弃，降低油田的恢复储量，迫使开采过程中过早地采用增压辅助设备"另外，由于管道出口气液相流量剧烈，变化，对管道及其下游设备的危害也十分严重"根据液塞长度的不同，分离器的设计容积差异很大，液塞过长可能导致分离器溢流，
因而，需要在分离器前安装段塞捕集器"段塞捕集器的设计容积也随液塞长度的增大而增大，这对于环境恶劣的地区，如极地!
沙漠!
沼泽以及近海平台来说，其费用是不能接受的"因而，迫切需要采用一定措施来预测并控制强烈段塞流的产生与发展，以便减小分离设备的尺寸"
段塞流是油气水混输管线中一种最常见的流型，是指管道中一段气柱、一段液柱地交替出现的气液两相流动状态。
液体段塞流经常发生于油、气两相流混输管道、气体长距离输送管道和井口立管出口，它们以两相段塞流动状态出现。
液体段塞流可以引起机械问题（由于高流速和高动能）和工艺问题（引起液位波动、冲击和阻塞）。
其特征是有长气泡分隔的液塞间歇流动，引起持液率与压力的剧烈波动，这就使得输送这种流型气液混合物的管线承受其脉冲应力冲击.同时，离开管线末端的长液塞会引起下游油气处理设备液位的剧烈波动，影响正常生产，尤其是在海洋油气田集输中危害较大。
海底多相流混输管线中，立管系统是海底管道与水上处理设备之间的连接纽带，其分布形式中存在一个从水平到垂直的转向过程，在气液流速较低时该系统易产生严重段塞流。
严重段塞流是海洋立管混输管道中的常见流型，其流动特征表现为间歇出现液塞，压力和流量大幅度变化，是典型的不稳定工况。
它的产生给正常生产带来了很多困难，也对管线造成了冲击和振动甚至可能威胁管道的安全
严重段塞流的主要特征是在立管底部形成液塞，而水平管道中仍为分层流，长度通常为立管高度的一倍到数倍，发生在气液量较低的情况；
严重段塞流的产生过程：
第一阶段是“段塞产生”，液体不再受到气体举升而是开始回落，并在管道底部聚积，堵塞气体；第二阶段是“段塞形成”，液面到达立管出口，管道中形成液塞直到气体开始进入立管；第三阶段是“气体进入立管”，气体继续进入立管，静水压力减小，气体流量增加；第四阶段是“气体快速涌出与液塞回流”，立管底部的气体到达立管顶部，压力出现最小值，液体不再受到气体举升，液体回落，新的周期开始。
如图1所示：
当管道系统具备以下几种条件时，就会产生严重段塞流：
1）在段塞形成过程中，管线形状有助于液体完全堵塞立管底部而气体被阻挡在管道中，中断了向立管的流动；
2）由于液体在立管和管道中聚积引起的立管底部压力增加量比管道中由于上游气体进入引起的压力增加量大；
3）立管中的流动不稳定。
4）课件上公式
目前减少段塞流对石油生产的影响的方法很多。
常用的有节流法、气举法、顶部节流和底部气举结合法、扰动法、多相泵增压法、改进的节流控制法等（balabala具体见课件）。
段塞流分类：
水动力段塞流（hydrodynamicslugging）
管道内气液折算速度正好处于流型图段塞流的范围内所诱发的段塞流，水动力段塞流又可细分为：
普通稳态水力段塞流和由于气液流量变化诱发的瞬态段塞流，发生这种段塞流时一般气液流量较大;
地形起伏诱发段塞流
由于液相在管道低洼处积聚堵塞气体通道而诱发的段塞流，常在低气液流量下发生。
强烈段塞流（severeslugging）
通常在两海洋平台间的连接管道上发生。
定义为：
液塞长度大于立管高度的段塞流。
这是一种压力波动最大、管道出口气液瞬时流量变化最大的段塞流，对管道和管道下游相应设备正常工作危害最大的一种段塞流。
和地形起伏诱发段塞流相似，常在低气液流量下发生。
段塞捕集器的类型
管式、容积式
段塞捕集器的适用场合
混输管线上安装段塞捕集器可以有效的将气、液两相分离，它还可以为下游设备提供稳定流量，并作为液体的临时储存装置，起到缓冲的作用。
容器式一般用于海洋平台上，结构与陆上油气分离器类同，管式捕集器用于气液混输管道的陆上终端，
对于泡沫常成为气液分离主要问题的油流和易凝、高粘原油，常用容器式捕集器，因为容器式捕集器便于保温和保持流体的流动性，有较大容积空间和停留时间使气液分离和泡沫破碎。
此外，由于容器式捕集器占地面积小，常用于海上平台。
容器式捕集器的结构和设计方法与油气分离器无本质上的差别。
海底天然气／凝析液混输管路的陆上终端常用管式捕集器。
这类管路在正常运行和清管工况下，液体流量差别很大，所以管式捕集器应能吸收合理
的液体波动量。
段塞捕集器的设计思路
捕集器容积确定，一般，以1/1000或1/1000,000概率的最长液塞相应的体积作为捕集器的设计处理量。
在管道内平衡集液量较小时，也可以平衡集液量作为捕集器设计的处理量。
由于捕集器是混输管路的终端设备，它的尺寸大小与管路的几何参数、运行条件以及捕集器的控制方案等因素有关，因此与一般的分离器设计又存在较大的差别。
所以段塞流捕集器设计主要考虑的问题应包括合理的液体波动量。
管式液塞捕集器主要用于海底天然气／凝析液长距离混输管路的陆上终端，而这类管路常常在清管工况下才会出现最大段塞。
因此，其工艺计算原则上应考虑两方面因素，即：
来流不管处于什么流型，在管束分离段内应转变为分层流型，这样便于气液分离；同时，捕集器储存段应能容纳清管工况下产生的积液量，使液体不致于从气体出口流出。
所以，分离段和储存段分别进行设计计算。
海底管道干燥方法
全方位比较海上和陆上油气集输的异同点：
相同点：
两者基本工艺过程较为相似，均包含油品计量、气液分离、原油稳定、轻烃回收、污水处理等过程
不同点：
1.站点的设置不一样
2.陆地上管道内多用单相流，海上多用多相流
3.陆上设备中塔比较多，海上较少
4.海上气驱率较低，大部分为自身设备提供动力或者点燃，陆上多收集利用，气驱率较高
5.陆上仅需一次脱水，海上需多次脱水
6.污水处理系统中：
陆地上利用自由沉降罐来处理，海上多用板式沉降罐，诱导气悬浮，水力旋流器等
7.布局不同，海上井口平台、中心平台由管线连接，多用多相流，减少工序，但设计困难，操作麻烦，不易查漏
8.海上空间有限，多用橇装
9.海上环境危险，风险高，高度自动化，快速收回成本
10.陆上多用泡罩塔，海上整体填料
11.分离器海上多用卧式，陆上多用立式
12.陆上与海上腐蚀与防腐方法不同
13.海上管壁厚
不算总结，只是一些对课件的补充知识，希望能对大家的复习有所帮助，也算是考前积人品了，希望大家有什么资料也能及时共享，互惠互利。
O（∩_∩）O~~
song
2013.11.5
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