Какое влияние оказывает растворенный в нефти газ на ее свойства
ЛЕКЦИЯ 8
Растворимость газов в нефти
От количества растворенного в нефти газа зависят все ее важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д.
Сложный состав нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей в различных термобарических условиях определяют экспериментальным путем.
При низких давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри. То есть, количество газа, растворенного при данной температуре в единице объема жидкости, пропорционально давлению газа над поверхностью
, (1)
где – коэффициент растворимости газа.
; ; (2)
Коэффициент растворимости реальных газов не является постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и от других факторов, которые присущи растворам газа в жидкости и связанным с общим отклонением реальных газов от идеальных.
При исследовании теоретических вопросов растворимости газов закон Генри записывается через мольные концентрации газа в растворе
где – мольная концентрация газа в растворе.
– число молей жидкой и газовой фаз в системе.
Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические свойства. Внешним выражением этих свойств является увеличение объема раствора при введении в него газа. Повышение объема влияет на концентрацию газа в жидкости. Приращение объема раствора определяется количеством растворенного газа, свойствами жидкости и газа, температурой и давлением. Увеличение объема жидкости обычно характеризуют величиной кажущегося удельного объема растворенного газа в жидкой фазе.
Смысл понятия “кажущийся” заключается в том, что приращение объема жидкости не представляет собой истинного объема растворенного в ней газа, а есть результат взаимодействия молекулярных сил растворенного газа и жидкости. В химической термодинамике величину называют парциальным мольным объемом.
Зависимость коэффициента растворимости от давления и температуры определяется соотношением
(3)
т.е., с увеличением давления уменьшается.
Здесь – мольная концентрация газа в растворе при давлении
– летучесть газа при давлении, равном упругости пара растворителя при температуре .
Летучесть газа связана с коэффициентом сжимаемости следующим соотношением
(4)
В общем случае коэффициент растворимости некоторых газов с увеличением давления может увеличиваться и уменьшаться. Перегиб кривой растворимости и возрастание коэффициента растворимости некоторых газов происходит в связи с увеличением объема раствора и влиянием этого процесса на концентрацию газа в жидкости.
Величина приращения объема раствора и ее интенсивность зависят от количества растворенного газа, свойств жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы испарения. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот.
Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону Генри. С повышением температуры растворимость газов уменьшается.
Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых газов (азот, метан) они характеризуются пологим подъемом почти равномерным во всем интервале давления. Изотермы хорошо растворимых газов (углекислота-СО2, этан-С2Н6, пропан-С3Н8) характеризуются резким подъемом до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Последнее объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях.
Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4-5)´10-5 м3/(м3´Па).
Давление насыщения нефти газом
Давлением насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделяться из жидкости. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и растворенного газа, от их состава и пластовой температуры. При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.
Давление насыщения и закономерности выделения газа изучаются в лабораторных условиях по пробам нефти, отобранным из пласта. Однако технология рутинных экспериментов не учитывает влияния пористой среды. Специальные исследования показали, что в пористых средах давление насыщения на 0,4-0,5 МПа выше, чем в объеме.
Большой интерес представляет сравнительное изменение газонасыщенности различных участков залежи, обладающих неодинаковыми физическими свойствами горных пород, при понижении давления ниже точки начала выделения газа. В связи с различием состава нефтей и количества остаточной воды рост газонасыщенности на участках развития слабопроницаемых пород значительно отстает от относительного газосодержания более проницаемых участков коллектора.
Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения
(5)
Коэффициент сжимаемости зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. Тяжелые нефти (битумы), не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким коэффициентом сжимаемости (4-7) ´10-10 м2/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным коэффициентом сжимаемости (до 140´10-10 м2/Н). Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. Высокие коэффициенты сжимаемости свойственны нефтям, находящимся в пласте в условиях, близких к критическим и, в частности, нефтям, окаймляющим газоконденсатные залежи.
С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного коэффициента, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти.
(6)
Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного коэффициента. При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный коэффициент незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный коэффициент не линейно уменьшается.
Используя объемный коэффициент, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.
(7)
Усадка некоторых нефтей достигает 45-50%.
Объемный коэффициент нефти определяют экспериментально. Если же известны данные о плотности нефти и плотности и растворимости газа, величину b можно приблизительно вычислить. По одному из методов приближенного определения расчет сводится к определению объема газа, занимаемого им в жидкой фазе. В сумму объемов этого газа и нефти вносят поправки на сжимаемость и температурное расширение. Объем газа в жидкой фазе определяют по кажущейся плотности газа в жидкой фазе. Кажущейся плотностью называют отношение приращения массы жидкости при растворении в ней газа к приращению ее объема. Расчетный метод используется только для приблизительной оценки объемного коэффициента, т.к. большое количество эмпирических зависимостей, лежащих в основе этого метода, приводят к возникновению большой погрешности.
Плотность пластовой нефти
Плотность нефтей в пластовых условиях зависит от их состава, количества растворенного газа и температуры. Не все газы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плотность. С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, с повышением давления несколько увеличивается. Рост давления выше давления насыщения также способствует некоторому увеличению ее плотности.
Вязкость пластовой нефти
Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям: вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа и с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости. Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. До этого момента увеличение вязкости перекрывается понижением ее вследствие влияния растворяющегося газа. Вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа. При растворении азота вязкость нефти увеличивается, а при растворении углеводородных газов наоборот понижается и тем сильнее, чем выше молекулярная масса газа.
В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз ниже, чем на поверхности. При разработке нефтяных месторождений следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется. Сначала она слегка уменьшается, а при давлениях ниже давления насыщения резко увеличивается. Причем, если в составе газа присутствует азот, точка перегиба не совпадает с давлением насыщения.
Вязкость пластовой нефти определяется специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.
Термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей
Теплофизические и термодинамические свойства газов и нефтегазовых смесей и пластовых систем в целом широко используются в теплотехнических расчетах.
Теплоемкосить. В термодинамике нефтяного пласта важную роль играют изохорные и изобарные процессы. Теплоемкость при постоянном объеме () и при постоянном давлении () характеризуются соотношениями
;
; (8)
где – показатель адиабаты;
– газовая постоянная.
Теплоемкость нефти с растворенным газом зависит от давления, температуры и количества растворенного газа
Среда | Температура, оС | Давление, МПа | Теплоемкость, кДж/(кг´град) |
Пластовая однофазная нефть | 40-80 | 0,1-30 | 1,884-2,763 |
Нефтегазовая смесь (10-90% газа) | 40-80 | 0,1-30 | 2,118-3,169 |
Пластовый газ | 40-80 | 0,1-30 | 2,612-3,584 |
Теплоемкость жидкостей и газов значительно выше теплоемкости горных пород. Изобарная теплоемкость пластовых нефтей меньше, чем газов и с увеличением температуры и давления возрастает, являясь практически линейной функцией этих величин. При этом температура влияет гораздо существеннее, чем давление.
При термодинамических расчетах рассматривается также двухфазная эффективная теплоемкость, характеризующая одновременно пористую среду и насыщающую ее жидкость.
(9)
где – пористость породы
– плотность жидкости
– теплоемкость жидкости
– теплоемкость пористой среды.
Теплопроводность () наиболее распространенных в инженерной практике жидкостей и газов изменяется в следующих пределах:
Газы 0,00166 – 0,1163 Вт/(м´град).
Жидкости 0,01163 – 1,163 Вт/(м´град).
Теплопроводность пластовых систем зависит от минералогического состава, плотности, структуры пород, температуры, давления, нефтегазоводонасыщенности, а также от свойств пластовых жидкостей и газов. Поэтому коэффициент эффективной теплопроводности двухфазной системы , найденный по объемным массовым долям отдельных составляющих пластовой системы и по значениям теплопроводности компонентов, может сильно отличаться от истинного.
Теплопередача в реальных пластах осуществляется вследствие теплопроводности пород, пластовых жидкостей и газов, а также конвективным переносом тепла. Последний возникает вследствие перемещения пластовых жидкостей в пористой среде при их фильтрации и значительно влияет на процессы теплообмена в пласте. В терригенных коллекторах теплопроводные свойства пород при фильтрации в различных условиях изменяются в пределах:
Коэффициент теплопроводности ( ) 14,92 – 82,73 Вт/(м´град).
Коэффициент температуропроводности () (0,012-0,0555) ´10-3 м2/с.
Источник
Во всех нефтяных залежах присутствует растворенный в нефти газ, хотя бы в небольших количествах [22]. Для того чтобы газ оставался в растворенном состоянии, требуется определенное давление. Таким образом, все залежи обладают тем или иным количеством потенциальной энергии. Энергия сжатого и растворенного газа обычно является преобладающим видом пластовой энергии в залежах, сформировавшихся в изолированных и запечатанных ловушках (линзах, тектонических блоках, сцементированных песчаных породах и т.п.). Эта энергия высвобождается при расширении растворенного газа и выделении его из нефти вследствие снижения давления в залежи и в столбе нефти в скважине. Расширяющийся газ движется в направлении более низкого градиента потенциала флюида, увлекая с собой нефть. Залежи, разрабатываемые исключительно за счет энергии расширения газа, высвобождающегося из раствора в нефти, называются залежами с режимом естественного истощения или режимом растворенного газа.
В момент вскрытия такой залежи давление в ней достигает максимального значения, а затем постепенно снижается по мере разработки. Так как пластовая энергия заключена главным образом в первоначально сжатом и растворенном в нефти газе, то снижение давления в общем пропорционально количеству газа, извлеченного из залежи вместе с нефтью. Снижение пластового давления обусловливает уменьшение коэффициента нефтеотдачи, поскольку оставшееся в пласте количество энергии недостаточно для восстановления первоначального давления. Остановка скважины не приводит к восполнению пластовой энергии. Когда весь растворенный газ извлечен из залежи, пластовое давление снижается до атмосферного, и остающаяся в пласте нефть может двигаться в скважины только под воздействием гравитационных сил, что является крайне медленным и неэкономичным процессом (см. стр. 439-440: Гравитационные силы). Следовательно, очень важно сохранить естественную энергию залежей, характеризующихся режимами растворенного газа, поскольку расточение этой энергии неизбежно приведет к повышению стоимости разработки залежи и уменьшению количества извлекаемой нефти. В процессе разработки залежей на режиме растворенного газа наступает момент, когда пластовое давление снижается до величины давления насыщения (точки кипения), и газ начинает выделяться из раствора в свободную фазу в виде мельчайших пузырьков, рассеянных в нефти. Эти пузырьки могут собраться в сводовой части залежи, образовав вторичную газовую шапку. Вторичная газовая шапка лишь незначительно увеличивает пластовую энергию и эффективность добычи нефти, и ее ни в коем случае нельзя смешивать с первичной газовой шапкой. Иногда вторичная газовая шапка образуется в результате расширения растворенного газа и выделения его в освободившуюся часть порового пространства, ранее занятого нефтью, извлеченной на поверхность. Скважины, расположенные в пределах распространения вторичной газовой шапки, характеризуются очень высокими газовыми факторами и могут давать даже чистый газ.
В случае полного истощения растворенного газа или значительного снижения его содержания в пластовой нефти энергия природного резервуара может быть восстановлена путем нагнетания в него газа под давлением. Обычно в пласт закачивается тот же самый газ, который добывается вместе с нефтью и отделяется (сепарируется) от нее на поверхности. Кроме повышения и поддержания пластового давления, этим достигается и дополнительный эффект: двигаясь от скважин с высоким давлением (нагнетательных) к скважинам с низким давлением (эксплуатационным), т. е. вновь в направлении понижения градиента потенциала флюида, газ расширяется и увлекает вместе с собой нефть¹. Процесс поддержания пластового давления на уровне его первоначального значения путем закачки в пласт газа под давлением называется восстановлением давления (repressuring). Пластовое давление можно также поддержать или повысить путем закачки в пласт воды под давлением через скважины, расположенные на погруженных участках структуры. Это так называемое заводнение. Если к моменту начала заводнения или закачки газа под давлением первичная энергия пласта, создававшаяся растворенным газом, уже была в значительной степени исчерпана, то такой процесс дополнительной разработки называется вторичной добычей или вторичным методом разработки (см. также стр.447-450). Механизм добычи нефти на естественном режиме растворенного газа и на режиме искусственного поддержания давления в этом случае один и тот же.
Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа значительно ниже, чем при других источниках пластовой энергии, и составляет 10-30%
¹Процесс извлечения жирного газа из пласта, осушения его (отделения конденсата) и закачки сухого газа вновь в пласт с целью поддержания пластового давления называется сайклингом или рециркуляцией газа.
в большинстве случаев менее 20%, геологических запасов нефти в пласте¹. Такой низкий процент нефтеотдачи является следствием весьма ограниченного количества газа, первоначально содержавшегося в нефти и недостаточного для вытеснения нефти из породы и продвижения ее в сторону забоев скважин, а также той легкости, с которой газ проходит через нефть. Различия в конечной добыче нефти на режиме растворенного газа связаны со следующим фактом: в большинстве случаев максимальный коэффициент нефтеотдачи (см. стр. 444) возможен лишь при условии очень медленного темпа разработки и относительно небольших дебитов скважин, что позволяет использовать всю или почти всю энергию сжатого газа для извлечения
Фиг. 10-12. Характеристика разработки залежи на режиме растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).
Фиг. 10-13. Обобщенная кривая изменения темпа добычи нефти из залежи с режимом растворенного газа (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-94, 1952).
нефти. Только при этом условии разработка такой залежи может быть достаточно выгодной. Если увеличить темп отбора нефти из залежи, пластовое давление начнет резко падать, газовый фактор уже на ранней стадии разработки станет очень высоким, и весьма ограниченная энергия сжатого растворенного газа будет быстро истощена. В некоторых залежах газовый фактор резко возрастает уже после небольшой добычи нефти. Причина этого заключается в том, что относительная проницаемость (фазовая проницаемость) для нефти начинает резко снижаться: извлечение из залежи, например, одной четверти заключенной в ней нефти может привести к уменьшению фазовой проницаемости для оставшейся нефти на 0,1 ее первоначальной величины (см. фиг. 4-6). Это в свою очередь приводит к тому, что коллектор становится более проницаемым для газа, обладающего низкой вязкостью, т.е. к резкому повышению газового фактора. На фиг. 10-12 показан характер уменьшение добычи нефти на режиме растворенного газа с сопутствующим снижением пластового давления и повышением газового фактора. Обобщенная кривая изменения величины добычи нефти за весь период разработки залежи на режиме, использующем энергию растворенного газа,
¹Геологические запасы нефти в пласте («Oil in place») представляют собой то количество нефти, которое содержится в поровом пространстве коллектора, полностью насыщенного этой нефтью. Извлекаемая нефть – это товарная нефть (нефть, получаемая на поверхности), которая может быть добыта с помощью всех известных методов, первичных и вторичных, при существующих экономических условиях. Физически извлекаемая нефть – товарная нефть, которая может быть получена всеми известными методами безотносительно к ее стоимости. Остаточная нефть ‑ нефть, остающаяся в пласте после окончания разработки залежи. Это адсорбированная нефть, а также нефть, удерживаемая капиллярным давлением в мельчайших порах. Она неизвлекаема. Первичная извлекаемая нефть может быть добыта с использованием естественной энергии пласта. Вторичная извлекаемая нефть ‑ это нефть, добываемая с помощью искусственного восстановления энергии пласта, например путем заводнения или закачки газа под давлением.
показана на фиг. 10-13. Сравнительная характеристика добычи нефти и газовых факторов по группе месторождений США приведена на фиг. 10-14. Второй причиной относительно невысокой эффективности разработки нефтяной залежи на режиме растворенного газа является повышение вязкости нефти по мере извлечения газа. Вначале, когда выделяется растворенный в нефти газ, присутствующий в ней в виде мельчайших рассеянных пузырьков, общая вязкость газо-нефтяной смеси уменьшается, и эта смесь движется в пласте более свободно. Однако это лишь временный эффект. Как только мельчайшие пузырьки газа соединятся в крупные пузыри,
Фиг. 10-14. Соотношение между величиной газового фактора и коэффициентом нефтеотдачи для некоторых месторождений США (Katz, Williams, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 36, p. 354, Fig. 12, 1952).
В частности, для группы месторождений побережья Мексиканского залива газовый фактор варьирует в пределах 1250-1500 куб. футов газа на 1 баррель нефти. В этих условиях на каждые 100 баррелей нефти в пласте можно получить 60-62 барреля нефти на поверхности. Наиболее высокий газовый фактор для нефтяной залежи составляет 4900 куб. фут/баррель, а самый низкий для газоконденсатной ‑ 3300 куб. фут/баррель.
1 ‑ газоконденсатные месторождения; 2 ‑ нефтяные и газо-нефтяные месторождения.
образовав непрерывную газовую фазу, газ начнет обгонять нефть в своем движении к скважинам. Большая часть нефти, обедненной растворенным газом и потому более вязкой, становится неизвлекаемой. На этой стадии разработки скважины вместе с нефтью начинают давать и небольшое количество воды, что свидетельствует о снижении «промывающего эффекта» пластовых вод в общем объеме добываемой нефти.
Режим газовой шапки (газонапорный режим)
Присутствие первичной газовой шапки над нефтяной залежью свидетельствует об избыточном количестве газа, полностью насыщающего нефть при пластовых давлении и температуре. Это так называемая «насыщенная залежь». В этом случае пластовая энергия заключена не только в газе, растворенном в нефти, но и в сжатом пластовым давлением свободном газе газовой шапки. При снижении пластового давления по мере извлечения нефти и уменьшения ее объема расширяющийся свободный газ «подчищает» поровое пространство, способствуя передвижению этой нефти к скважинам. Режим работы залежи, характеризующейся наличием первичной газовой шапки и движением нефти исключительно в результате расширения растворенного газа и сжатого газа газовой шапки, называется газонапорным режимом или режимом газовой шапки. Соотношения между объемами нефти и газовой шапки в таких залежах могут быть самыми различными: одни залежи характеризуются небольшими газовыми шапками, другие, наоборот, крупными шапками и незначительными нефтяными оторочками.
Когда в залежи с режимом растворенного газа пластовое давление упадет до точки кипения, различие между этим режимом и газонапорным режимом начинает исчезать. Давление в залежи с режимом растворенного газа может снижаться до тех пор, пока не образуется газовая шапка, т.е. на поздних стадиях разработки в залежи могут действовать оба источника пластовой энергии. В начальной стадии разработки, когда залежь только что вскрыта скважинами, для любой залежи характерен максимум аластовой энергии. Затем по мере снижения пластового давления количество пластовой энергии уменьшается вплоть до полного ее истощения, и дальнейшее извлечение нефти становится невозможным.
Фиг. 10-15. Эксплуатационная характеристика залежи при газонапорном режиме (Murphy, Petrol. Engrs., p. B-92, 1952).
Раньше, когда не были еще известны залежи с газонапорным режимом, скважины обычно «продували» до тех пор, пока из залежи не выходило все избыточное количество газа и в скважину не начинала поступать нефть. Скважины, вскрывшие газовую шапку, начинали давать чистый газ сразу же, но часто газом фонтанировали и скважины, вскрывшие нефтяную часть залежи, в особенности в случае слишком быстрого извлечения флюидов. В результате энергия сжатого газа преждевременно истощалась, что вело к необходимости перевода скважин на насосный способ добычи значительно раньше, чем это требовалось при условии сохранения пластовой энергии. Современные методы эксплуатации скважин направлены на максимальное использование пластовой энергии, чтобы газ не только увлекал в скважину возможно большее количество нефти, но и способствовал подъему этой нефти на поверхность.
Эффективность разработки залежей на газонапорном режиме значительно выше, чем на режиме растворенного газа, и коэффициент нефтеотдачи колеблется от 30 до 80%, но в большинстве случаев не превышает 60%.
Основным фактором, препятствующим более полному извлечению нефти при газонапорном режиме, является низкая вязкость газа, обусловливающая большую, чем у нефти, скорость фильтрации его сквозь наиболее проницаемые участки пласта. Если залежь интенсивно эксплуатируется, газ начинает обгонять нефть, почти не вытесняя ее из порового пространства. На фиг. 10-15 показана типичная диаграмма снижения темпа добычи в случае работы залежи на газонапорном режиме. Газовый фактор достигает максимального]значения в момент, когда добыча нефти из залежи становится минимальной.
Залежи, которые в условиях небольших глубин обычно характеризуются присутствием газовых шапок, приобретают совершенно иной облик с увеличением температуры и давления с глубиной, пока в конечном счете различие между нефтью и газом не исчезнет вовсе. Такому случаю отвечает точка В на фиг. 10-4. Плотность газа возрастает с увеличением давления (или глубины) в результате увеличения степени сжатия газа в ограниченном пространстве. Плотность нефти, наоборот, по мере погружения будет уменьшаться, так как возрастающее давление будет способствовать переходу все большего количества свободного газа в растворенное состояние. В конце концов в критической точке, соответствующей абсолютному давлению 5000-6000 фунт/кв. дюйм (350-420 атм), величины плотности газа и нефти станут равными, а значения вязкости, поверхностного натяжения и сжимаемости – настолько близкими, что отличить нефть от газа станет практически невозможно, ибо они перейдут в однофазное состояние. Такова, в частности, природа газоконденсатных залежей: при увеличении давления происходит растворение нефти в газовой фазе (испарение) и образование однофазной системы, а при снижении давления ‑ обратная (ретроградная) конденсация с разделением смеси на жидкую и газообразную фазы.
Источник